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L’énergie dans le développement de la Nouvelle-Calédonie

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

Section 3 : Chapitres analytiques

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

Texte intégral

1Coordinateur : B. Multon

2Experts : P. Menanteau, J.-M. Most, A. Riedacker

1. Introduction

1.1. Problématiques de la production d’énergie

3Avant d’évoquer les nouvelles technologies de production et de stockage et de répondre aux différentes questions posées, rappelons que les problématiques sont différentes selon qu’il s’agit de satisfaire les besoins industriels, de l’habitat ou des transports.

4Les besoins en énergie vont évoluer et nécessiter la mise en œuvre de nouveaux moyens de conversion, notamment pour l’électricité qui doit être produite sur place. Mais on peut également imaginer satisfaire partiellement les besoins de transport en développant les usages de l’électricité dans des véhicules à propulsion partiellement ou totalement électriques ce qui introduirait alors un couplage entre les besoins de production électrique et la demande des transports. Cet exemple est destiné à mettre en évidence les réalités et la complexité de la problématique de la production d’énergie si l’on souhaite se projeter dans l’avenir.

5Les carburants liquides peuvent servir à produire de l’électricité, de l’eau chaude (actuellement le gaz en bouteille est utilisé pour cet usage) ou encore à faire fonctionner les moteurs à combustion interne dans les transports terrestres. Mais c’est pour les usages de transports qu’ils sont sans doute les plus stratégiques car ils offrent des performances incomparables en termes d’énergie massique (un kg de carburant liquide carboné possède une valeur énergétique d’environ 10 kWh alors que les meilleurs accumulateurs électrochimiques actuels stockent environ 100 fois moins d’énergie par unité de masse). Compte tenu des ressources techniques, nous pouvons imaginer une production locale de biocarburants dont les usages resteraient à déterminer, dans ce cas la conversion de ces carburants s’effectue avec les mêmes dispositifs (centrales à flamme, moteurs à combustion interne…) que ceux qui exploitent actuellement des combustibles fossiles, il n’y a donc pas de différence majeure en ce qui concerne les technologies de production ou de conversion.

6En outre, les technologies de production d’énergie, à partir des diverses ressources énergétiques existantes, sont très nombreuses. C’est pourquoi, nous nous attarderons plus particulièrement sur celles exploitant les ressources disponibles et/ou économiquement accessibles en N.-C.

7Pour cela, nous proposons d’établir des liens entre les technologies de production (et de stockage), les ressources disponibles (ou supposées car tous les recensements n’ont pas été faits) et les besoins.

8Bien entendu, la maîtrise de l’énergie, traitée dans la première partie, constitue généralement la priorité avant tout développement de nouvelles technologies de production car à satisfaction identique des besoins, il est souvent moins coûteux d’économiser un kWh que de produire un kWh supplémentaire. Économiser l’énergie (par la technologie ou par les comportements) coûte en général moins cher que d’investir dans de nouveaux moyens de production. Cela doit rester constamment à l’esprit des responsables. Enfin, il faut signaler que certaines technologies de production, comme les chauffe-eau solaires, sont parfois rangées dans la catégorie des technologies permettant d’économiser l’énergie. Il existera donc d’inévitables interactions entre ces deux parties.

9Enfin, il nous semble utile de préciser que la notion de rendement de conversion est particulièrement importante lorsque l’on exploite des ressources non renouvelables et polluantes mais qu’elle l’est beaucoup moins lorsqu’il s’agit de ressources renouvelables comme le soleil, le vent ou la houle, les conséquences d’un faible rendement se traduisant généralement par un simple accroissement des dimensions des systèmes de conversion. La situation est sensiblement différente dans le cas de biomasse cultivée qui requiert des superficies importantes. Ce qui peut constituer un problème lorsque l'espace est contraint. D’une façon générale, le rendement optimal des systèmes de conversion de ressources renouvelables est celui qui minimise, sur l’ensemble du cycle de vie, le coût de revient et/ou les coûts environnementaux.

10Pour rappel, en 2008 la consommation d’énergie primaire en N.-C. n’atteignait pas 1 Mtep et l’électricité produite représentait un peu moins de 2 TWh (ou 2 000 GWh) dont le tiers pour la distribution publique. Précisons également que le réseau électrique de la Grande Terre est globalement récent et en bon état et que son extension est encore en cours.

1.2. Les ressources énergétiques et le potentiel exploitable

11Les ressources énergétiques sont sans doute encore insuffisamment évaluées, mais quelques ordres de grandeurs peuvent être donnés. Le potentiel exploitable est encore plus incertain car il est généralement associé à des problèmes de foncier. Ces données seront associées aux technologies envisageables dans la suite de ce chapitre.

12Pour donner un premier ordre de grandeur, compte tenu d’un rayonnement solaire annuel moyen d’environ 2000 kW/m² avec une variabilité saisonnière assez faible (5 à 8 kWh/m²/jour), on obtient une énergie annuelle brute rayonnée au sol d’environ 3 Gtep (sur 19 000 km²), soit 3 000 fois la consommation 2007 d’énergie primaire de toutes les activités de N.-C. Bien entendu, il n’est pas possible d’exploiter la totalité de cette ressource, mais l’objectif est de montrer son ampleur sans même prendre en compte les zones maritimes.

13Notons que cette énergie solaire peut servir à produire de l’électricité (différents principes possibles), de la chaleur (comme c’est le cas dans les chauffe-eau solaires) ou encore des carburants, via la biomasse par exemple.

14Bien sûr les technologies de conversion de cette ressource gratuite en une forme d’énergie finale exploitable sont encore coûteuses, mais leur prix ne fera que baisser à l’avenir face à celui des énergies fossiles qui, au contraire, ne fera que croître.

15En France, environ 20 m² de toiture par habitant sont accessibles. En supposant la même surface en N.-C. et en considérant que chaque m² de toiture soit équipé de capteurs photovoltaïques, on obtiendrait une productivité totale annuelle d’environ 600 GWh, soit l’ordre de grandeur de la consommation actuelle d’électricité de la distribution publique, pour un investissement d’environ 300 milliards de francs CFP (2,3 G€) (calculs faits sur la base de 230 000 habitants, 1 400 heures équivalent pleine puissance annuelles et avec un coût du watt crête installé égal à 5 €). Bien sûr, il n’est pas question de satisfaire la totalité des besoins par une telle solution, mais cela montre le potentiel énorme des ressources renouvelables et du rayonnement solaire en particulier, dans ce cas, sans occuper de surfaces au sol supplémentaires.

16Les autres ressources disponibles sont :

  • Le vent, ressource assez bonne, avec une productivité annuelle de l’ordre de 1 500 à 2 000 h en équivalent pleine puissance, pour produire de l’électricité ou pomper de l’eau.
  • La biomasse, ressource sans doute importante, à mieux évaluer notamment en relation avec le foncier, pour produire des carburants (gazeux ou liquides) ou des combustibles solides avec des usages dans les transports ou pour la production d’électricité.
  • L’énergie thermique des mers (ETM, Otec en anglais Ocean Thermal Energy Conversion) qui consiste à exploiter l’énergie solaire accumulée dans les eaux de surface océaniques. Il s’agit de faire fonctionner des machines thermodynamiques sur l’écart de température qui existe entre ces eaux de surface et les eaux profondes (4 °C à environ 1 000 m). La N.-C., sans posséder un potentiel exceptionnel, dispose probablement de ressources intéressantes car ses eaux de surfaces restent au-delà de 20 °C toute l’année et de fonds marins profonds comme l’attestent la bathymétrie au-delà de la barrière de corail1 (cf. figure 1). Des études ont déjà été menées dans les années 1980/1990 notamment pour rechercher des configurations topologiques adéquates en termes de pose des tuyaux d’accès aux eaux profondes (il est préférable de disposer de pentes régulières). Notons que la Polynésie française, qui envisage depuis longtemps de réaliser une telle installation, vient de franchir une nouvelle étape en commandant une étude à la société Pacific Otec (composante de Pacific Petroleum & Services). Pacific Otec propose la technologie de plateforme immergée développée par le Japon pour des puissances unitaires de 5 MW.
  • La houle qui résulte de l’interaction du vent avec les eaux de surface. D’après une étude récente (Société de Recherche du Pacifique, 2006), la N.-C. bénéficie de conditions assez favorables sur certains sites comme à Lifou et Maré où des relevés ont été effectués. Les périodes de houle sont assez régulières (autour de 8 à 9 s) ce qui est favorable aux houlogénérateurs flottants (Pelamis, Searev) mais les hauteurs crête à creux restent assez modestes (moins de 2 m en moyenne) alors que la ressource est proportionnelle au carré de cette grandeur (pour comparaison, les côtes européennes de l’Atlantique ont des amplitudes de houle bien supérieures), cela conduit toutefois à des valeurs de productivité du même ordre de grandeur que l’éolien (un peu moins de 2 000 heures annuelles).
  • Les courants marins (effets de marées). Il semble que cette ressource soit très faible en N.-C., des études (A. Vegan, A. Ganachaud, et al., 2005) effectuées dans le cadre du programme ZoNéCo ont mis en évidence des intensités de courant faibles (moins de 1 m/s d’amplitude) et insuffisantes pour une exploitation réaliste (on considère actuellement qu’il est nécessaire d’avoir des courants supérieurs à 3 m/s, sachant que leur intensité énergétique est 27 fois plus élevée qu’à 1 m/s). La carte de la figure 2, établie par J. Lefèvre, ingénieur de recherche ZoNéCo à l’IRD de N.-C., montre que l’amplitude maximale des courants de marée n’atteint qu’1 m/s dans quelques rares zones aux extrémités nord et sud de la Grande Terre. Le modèle régional employé (ADCIRC) est un code en éléments finis résolvant les équations de Barré de Saint-Venant. La résolution à la côte est de l'ordre de 100 m et de 10 km au large, elle est élevée et ne permet pas de mettre en évidence des zones étroites de focalisation des courants dans lesquelles leur intensité pourrait être beaucoup plus forte.
  • L’énergie osmotique récupérable lors de la recombinaison de l’eau douce avec l’eau de mer salée. L’osmose est une réaction chimique qui donne lieu à un phénomène de diffusion qui peut libérer de l’énergie. L’utilisation d’une membrane spécifique peut permettre d’obtenir une pression osmotique due à la diffusion de l’eau douce vers l’eau de mer, pression exploitable pour entraîner une turbine. Les moyens de conversion (A. T. Jones, 2003), imaginés au début des années 1970, sont encore à l’état de projets et peu avancés (société norvégienne StatKraft Hydropower Company) et nous avons choisi de ne pas développer ces technologies ici. Cette ressource est d’origine solaire, elle a été prélevée au moment de l’évaporation de l’eau de mer. En termes d’impact environnemental, on sait aujourd’hui que l’arrivée dans les océans d’eau douce et des nutriments associés joue un rôle important pour la faune marine, il faut donc évaluer le seuil de prélèvement acceptable. Le gisement énergétique dépend du débit des fleuves exploitables, la ressource osmotique brute annuelle est d’environ 20 MWh par unité de débit moyen (en m3/s) et les rendements de conversion envisagés sont de l’ordre de 40 %.
  • La géothermie qui résulte de la chaleur dégagée par le noyau terrestre et qui s’échappe à travers la croûte terrestre. Normalement, la densité de puissance moyenne géothermique est très faible (de l’ordre de 60 mW/m² contre une moyenne de 150 à 300 W/m² pour le rayonnement solaire). Mais dans certaines zones géologiques (généralement volcanique), les fuites de chaleur peuvent être beaucoup plus intenses et l’on peut rencontrer des gisements d’eau très chaudes exploitables pour produire de l’électricité (plus de 150 °C) via des turbines à vapeur ou pour des usages de chaleur basse température (moins de 100 °C). En N.-C., les seules informations que nous avons obtenues (par P. Maurizot, conseiller BRGM à la Dimenc) résultent d’une thèse de 1981 (J.P. Paris, 1981) qui fait mention de quelques sources thermales (à la Crouen, au sud de Canala, de Nakety et de Thio ainsi qu’à Prony), les températures de ces sources sont comprises entre 30 et 43 °C environ et peuvent révéler des ressources profondes plus importantes. Mais nous n’en savons pas plus.

Figure 1 – Bathymétrie au voisinage des îles de Nouvelle-Calédonie (ZoNéCo, 2005)

Figure 1 – Bathymétrie au voisinage des îles de Nouvelle-Calédonie (ZoNéCo, 2005)

Les coordonnées sont exprimées en degrés et la profondeur en mètres.

Figure 2 – Cartographie de l’amplitude maximale des courants marins (onde M2) en m/s

Figure 2 – Cartographie de l’amplitude maximale des courants marins (onde M2) en m/s

Carte établie par J. Lefèvre, ingénieur de recherche IRD programme ZoNéCo.

17Le rapport Enerdata de 2007, commandé par la Dimenc pour construire un outil d’aide à la décision permettant d’évaluer les scénarios de mix énergétique, fournit notamment une évaluation du gisement et du potentiel des ressources renouvelables réalisable en matière de production d’électricité (Enerdata, 2007). La figure 3 montre une évaluation du gisement et du potentiel réalisable en matière d’électricité.

18Parmi les 60 MW éoliens, 17 MW nouvellement créés s’ajouteraient au 43 MW existants, pour un productible annuel supplémentaire d’environ 33 GWh (au total 120 GWh éoliens). Les 70 MW hydrauliques mentionnés (erreur dans le graphique qui donne 40 MW) représentent un accroissement de productible de 280 GWh par rapport aux 380 GWh actuels (78 MW déjà installés). Enfin, 30 MW photovoltaïques raccordés au réseau pourraient assurer plus de 50 GWh. Ce potentiel, relativement bien identifié, pourrait à lui seul porter la production annuelle d’électricité d’origine renouvelable à plus de 710 GWh (hors biomasse qui pourrait être destinée à d’autres usages que l’électricité).

Figure 3 – Estimation des gisements et potentiels de production d’électricité à partir des ressources renouvelables à l’horizon 2015

Figure 3 – Estimation des gisements et potentiels de production d’électricité à partir des ressources renouvelables à l’horizon 2015

Source : Rapport Enerdata Services, mars 2007.

2. Les nouvelles technologies à mobiliser pour la Nouvelle-Calédonie

2.1. Carburants classiques et alternatifs

19Pour produire de l’électricité par conversion chimique de l’énergie pour l’industrie, l’habitat, le tertiaire et les transports, deux choix doivent être effectués : le combustible et le procédé de combustion lui-même en prenant en considération le bilan carbone (Jancovici, 2007). Le système optimal doit être :

  • flexible aux combustibles pour s’adapter aux évolutions du marché, qu’ils soient conventionnels tels que hydrocarbures fossiles gazeux (gaz naturel, GPL…), liquides (fioul lourd, essence, gasoil, kérosène…), solide (charbon), ou alternatifs (hydrogène, biomasse, biogaz, etc.) ;
  • et souple lors de son utilisation (modification de la puissance demandée sans détérioration du rendement énergétique du système).

20Nous allons d’abord considérer l’approche technique.

2.1.1. Le potentiel des combustibles fossiles conventionnels pour la Nouvelle-Calédonie

21Pour une application donnée, le combustible est sélectionné en fonction de son adaptation à l’usage demandé, de son prix, de sa sûreté d’emploi, etc., mais, depuis quelques années, un critère supplémentaire est pris en compte, son aptitude à produire la quantité minimum de CO2 par kWh dissipé. Cette grandeur est quantifiée par le facteur d’émission, FE, définie par la masse (en g, kg ou tonne) de CO2 émise par giga Joule de combustible dissipé ou kWh(par exemple : gCO2/kWh dissipé).

2.1.1.1. Le gaz naturel (GN) n’est pas accessible pour la Nouvelle-Calédonie

22Le gaz naturel (GN) est composé en majorité de méthane, généralement 95 %, mais sa teneur peut varier entre 70 et 100 %, il peut contenir d'autres hydrocarbures (propane, butane, éthane, gazoline...), du diazote, du dioxyde de carbone, du sulfure d'hydrogène. Le gaz naturel possède un pouvoir calorifique inférieur (PCI) moyen de 38,1 MJ/kg soit 10,58 kWh/kg (selon sa composition et sa provenance). En 2005, il représentait 23 % de l’énergie consommée dans le monde. Son facteur d’émission (FE) est 201 gCO2/kWhth : c’est l’hydrocarbure émettant le moins de CO2 par kWh produit. Le monde possède de très importantes réserves de gaz naturel, il est très largement utilisé dans les pays industrialisés.

23Le gaz naturel est transporté du pays producteur, ou depuis les dépôts de carburants, jusqu’à l’utilisateur final, soit par gazoducs à une pression comprise entre 90 et 100 bars, soit par bateaux (méthaniers). Dans ces derniers, le GN est transporté à la pression atmosphérique et à la température de -162 °C. La température est maintenue en confinant le gaz liquéfié dans des citernes isolées thermiquement ; 0,15 % du volume total passe par jour à l’état gazeux avant d’être consommé par le bateau pour sa propulsion.

24Le plus grand des méthaniers du monde, le Provalys (Gaz de France), possède une capacité de 154 500 m3 et un tirant d’eau de 12 m. Un tel navire ne peut entrer dans les lagunes calédoniennes, le terminal devrait donc être situé au-delà de la barrière de corail. En conséquence, pour les îles en général, la construction d’un terminal méthanier est coûteuse, perturbe l’écosystème et ne présente pas d’intérêt en comparaison des faibles quantités de gaz susceptibles d’être importées. Un petit méthanier transportant 100 000 t de GN fournira environ l’énergie électrique pour 9 mois à la Nouvelle-Calédonie. Il faut ajouter les coûts liés à l’infrastructure portuaire, l’investissement et le coût du stockage du méthane en citerne pendant plusieurs mois, les pertes par évaporation, le développement d’un réseau de distribution du gaz sur l’ensemble du territoire. De plus son introduction suppose que l’ensemble des acteurs (industriels et domestiques) s’entende pour une utilisation conjointe du gaz. Enfin une politique de mono-énergie est stratégiquement déconseillée.

25Il existe des solutions de terminal gazier flottant, mais les contraintes de la barrière de corail et de cette zone cyclonique ne nous semblent pas favorables à cette technologie. Nous continuons donc à penser que le gaz naturel n’est pas adapté à une utilisation en Nouvelle-Calédonie.

2.1.1.2. Les hydrocarbures liquides ont un coût potentiellement élevé et fluctuant (J.-M. Jancovici, 2007)

26Les hydrocarbures liquides représentent 37 % de l’énergie consommée dans le monde en 2005 et sont utilisés par l’industrie, l’habitat, le tertiaire et pour les transports. Leur PCI sont les plus élevés 39,9 MJ/kg (pour le fioul lourd) soit 11,09 kWh/kg. Ils possèdent respectivement un FE de 282 gCO2/kWhth (fioul lourd) et de 267 gCO2/kWh (kérosène). Pour les transports, les hydrocarbures fossiles liquides resteront encore longtemps l’énergie embarquable la plus utilisée même avec l’adjonction de biocarburants. Pour l’industrie, devant le coût élevé et fluctuant de ces combustibles liquides et la concurrence d’usage avec les transports, ils seront de moins en moins économiquement attrayants pour une utilisation à long terme.

2.1.1.3. Le charbon est le plus accessible

27Le charbon possède une composition très variable selon le gisement. On distingue deux classes, les browncoal avec la tourbe et le lignite, et les hard coal, le flambant sec, le Gras (bitumineux) et l’anthracite. Du browncoal au hardcoal, on observe une croissance du pouvoir calorifique et une diminution de l’humidité, des matières volatiles et de la teneur en cendres. Le PCI du charbon est compris entre 15 et 27 MJ/kg soit de 4,16 à 7,5 kWh/kg, valeurs fonction des pourcentages en carbone, soufre, hydrogène et humidité. Le lignite n’enferme que peu de soufre mais contient une forte humidité. Le charbon présente un FE de 364 gCO2/kWhth pour le lignite et de 347 gCO2/kWhth pour l’anthracite, c’est le combustible le plus défavorable en ce qui concerne les émissions de GES, mais il représente 24 % de l’énergie primaire mondiale. Le coût et les réserves importantes indiquent en charbon que c’est encore le combustible primaire le plus compétitif actuellement pour produire de l’électricité.

28Dans le quatrième chapitre « Disponibilité des données », nous donnerons une analyse des marchés de ces énergies.

Figure 4 – Émissions de CO2 pour différents combustibles et types de centrales

Figure 4 – Émissions de CO2 pour différents combustibles et types de centrales

La figure reporte les émissions de différents combustibles ainsi que les technologies de combustion (coal : charbon, oil : fioul lourd, gas : gaz naturel, NGCC : gaz naturel à cycle combiné ; IGCC : gazéification du carbone avec cycle combiné).

29Conclusion sur le potentiel des combustibles conventionnels en Nouvelle-Calédonie

30En l’absence d’utilisation possible de GN, le charbon apparaît être le seul combustible conventionnel attrayant en Nouvelle-Calédonie malgré son empreinte écologique défavorable. En effet, les méthaniers ont des capacités de transport sans rapport avec la faible demande décentralisée calédonienne et la construction d’un terminal portuaire spécifique provoquerait une catastrophe écologique.

2.1.2. Les combustibles alternatifs, qui, de plus, contribuent à la réduction des émissions de gaz à effet de serre, sont-ils adaptés à la Nouvelle-Calédonie ?

2.1.2.1. L’hydrogène

31L’hydrogène (H2) est l'élément le plus abondant de l'Univers : 75 % en masse et 92 % en nombre d'atomes. Il est présent en grande quantité dans les étoiles et les planètes. Par contre, dans la croûte terrestre, l'hydrogène ne représente que 0,22 % des atomes, loin derrière l'oxygène (47 %) et le silicium (27 %). Il est rare dans l'atmosphère terrestre, puisque le dihydrogène ne représente en volume que 0,55 ppm des gaz atmosphériques. Sur Terre, la source la plus commune d'hydrogène est l'eau dont la molécule est constituée de deux atomes d'hydrogène et d'un atome d'oxygène ; l'hydrogène est surtout le principal constituant (en nombre d'atomes) de toute matière vivante, puisqu'il est présent et associé au carbone dans tous les composés organiques. Par exemple, l'hydrogène représente 63 % des atomes du corps humain.

32L’hydrogène a un PCI de 10,74 MJ/Nm3 soit 2,98 kWh/Nm3, le FE est nul puisque les produits de combustion sont composés majoritairement d’eau avec 0 % de CO2. Lors de sa combustion, des précautions devront être prises pour limiter la formation de polluants tels que les oxydes d’azote d’origine thermique et l’oxydation des corps subsistants de son procédé de fabrication. L’hydrogène est donc présent en grande quantité sur terre, mais sa production exige un apport énergétique : l’hydrogène ne peut donc pas être considéré comme une énergie primaire.

33Production de l’hydrogène : pour produire de l’hydrogène, plusieurs procédés sont utilisés, tous nécessitent un apport d’énergie supérieur à ce qui sera restitué lors de sa transformation finale. La méthode de fabrication actuellement la plus utilisée, pour les besoins des industries du raffinage et chimiques, est le reformage du méthane, du méthanol ou de l’éthanol (ou du bio-méthanol ou du bio-éthanol). Ce procédé est basé sur la transformation d’hydrocarbures fossiles avec production simultanée de CO2. Les autres procédés sont basés sur une décomposition très endothermique de l’eau. La décomposition thermique directe de l’eau n’est pas envisageable car elle exige des températures de l’ordre de 3 000 °C, seule l’utilisation de l’énergie solaire concentrée serait envisageable. Une décomposition de l’eau en présence d’oxydes de zinc abaisse la température de décomposition à 1 200 °C. Ce procédé est donc moins énergétivore et a l’avantage d’être utilisable pour une fabrication délocalisée. Un autre procédé est l’électrolyse, mais, pour améliorer son rendement, elle doit se faire à haute température (système hybride). L’énergie pour le chauffage et l’électricité serait fournie par exemple par une centrale nucléaire.

34Enfin, si les progrès technologiques réussissent à améliorer son rendement énergétique, la gazéification du charbon ou de la biomasse est également une solution pour produire de l’hydrogène (en fait c’est la décomposition de l’eau lors de la gazéification qui produit l’hydrogène, le charbon ne possédant pratiquement pas d’hydrogène, la biomasse, assez peu).

35L’apport d’énergie nécessaire à la production de l’hydrogène se retrouve quasiment lors de son utilisation, c’est pourquoi on ne considère pas l’hydrogène comme un combustible réel, mais plutôt comme un vecteur énergétique : la production d’hydrogène par hydrolyse pendant les périodes de surproduction d’énergie électrique est une forme de stockage de l’énergie.

36Le stockage et le transport de l’hydrogène restent des éléments clés. La voie classique consiste à stocker et véhiculer ce gaz dans des bouteilles sous une pression de 700 bars. Le danger lors d’un choc (accident de la route) condamne quasi définitivement l’emploi de l’hydrogène dans les automobiles, seuls des prototypes expérimentaux de véhicules avec pile à combustible ou moteur à hydrogène existent et sont en cours d’évaluation. D’autres technologies consistent à adsorber l’hydrogène sur des hydrures métalliques (hydrure de magnésium) ou dans des nanotubes de carbone. Les résultats n’ont pas atteint les objectifs escomptés à un niveau de 6 % de stockage en masse de l’hydrogène par rapport au réservoir. Des réservoirs hybrides, haute pression et paroi adsorbante pour réduire les fuites, sont encore à l’état de recherche.

37Conclusion

38Il a été entamé, depuis quelques années, une large réflexion sur le « tout hydrogène », mais des verrous techniques subsistent sur son procédé de fabrication, son stockage, son transport et son utilisation, la sécurité reste également un problème. L’« ère de l’hydrogène » n’est pas envisagée avant quelques décennies, seule une utilisation dans des piles à combustibles pour la propulsion automobile est actuellement envisagée. La technologie existe, mais le coût est encore non concurrentiel vis-à-vis du prix actuel du pétrole brut. Pour la production d’électricité, les turbines à gaz à hydrogène à cycle combiné ne sont pas encore opérationnelles (problème de stabilité de flammes, retour de flamme flash back…).

39La production et l’emploi de l’hydrogène comme combustible alternatif pour les transports et la production d’électricité ne sauraient être des solutions raisonnables, à ce stade des développements connus. Ce n’est en tout cas pas une piste pour la N.-C. sans une validation technologique et un déploiement mondial préalable.

2.1.2.2. Le biogaz de décharge ou des boues de station d’épuration

40Le biogaz est le gaz produit par la fermentation de matières organiques animales ou végétales fermentescibles en l'absence d'oxygène. Cette fermentation, appelée aussi méthanisation ou digestion anaérobie, se produit naturellement dans les marais ou spontanément dans les décharges contenant des déchets organiques (Solagro, 2001, 2003, 2004). On peut aussi la provoquer artificiellement dans des digesteurs pour traiter des boues d'épuration, des déchets organiques industriels ou agricoles, etc. La méthanisation peut représenter un complément d’activité pour les agriculteurs qui valorisent ainsi économiquement et énergétiquement leurs déchets agricoles (de source végétale ou animale) : la méthanisation est synonyme d’autonomie économique pour les producteurs de biogaz.

41Le biogaz est un mélange composé essentiellement de méthane (entre 50 et 90 %) et de dioxyde de carbone (10 à 40 %), avec des quantités variables d'eau, du sulfure d'hydrogène (H2S) de 0 à 0,1 %. On peut trouver d'autres composés provenant de contaminations, en particulier dans les biogaz de décharges.

42Son PCI provient uniquement du méthane et est fonction du taux de dilution dans le CO2. Le PCI du biogaz est 9,42 x 0,7 = 6,59 kWh/m3 pour un biogaz à 70 % de méthane, à 15 °C et à la pression atmosphérique. La productivité peut être estimée entre 0,15 à 0,30 m3 de biogaz par m3 de digesteur et par jour. Le biogaz est ainsi la forme renouvelable du gaz naturel (Couturier, 2004). La récupération du biogaz produit par les décharges est d'autant plus intéressante que le méthane est un gaz à effet de serre. Pour utiliser le biogaz dans un moteur ou une chaudière, il faut impérativement procéder à un séchage du gaz afin de limiter la corrosion par les composés halogénés qu’il contient. La valorisation constitue un puits de GES, elle devrait être obligatoire (ADEME, 1999, 2000)].

  • Le biogaz de décharge a des teneurs en méthane plus ou moins élevées en fonction de l'étanchéité du mode d'exploitation. En Nouvelle-Calédonie, quelques milliers de m³/h de méthane pourraient être récupérés et utilisés sur les grandes décharges (1 m³ méthane équivaut à 1 litre d'essence !). Un centre d’enfouissement de déchets récupère en moyenne 100 m3 de méthane par tonne de déchets traités. La collecte sélective des déchets putrescibles permet une méthanisation plus rapide qu'en décharge en utilisant des bioréacteurs spécifiques (digesteurs). La gestion optimisée énergétiquement des décharges fournirait une image écologique et un apport énergétique améliorés de la Nouvelle-Calédonie (Geldron, 2003 ; ADEME, 2007 ; ADEME, 2006).
  • Les déjections animales : la réglementation rend obligatoire les équipements de stockage des effluents (lisier, fumier) pour une capacité supérieure à 4 mois. Ce temps de stockage peut être mis à profit pour la méthanisation des effluents. D’autres déchets agricoles : résidus de culture et d'ensilage, effluents de laiteries, retraits des marchés, gazons, etc. sont également valorisables. Une tonne de fumier produit en 90 jours environ 60 m3 de biogaz comprenant 55 % de méthane. En ce qui concerne les déjections animales, des bovins en particulier, la centralisation des excréments vers un digesteur semble difficile en Nouvelle-Calédonie car l’élevage est sous forme de ranching.
  • Les effluents des industries agroalimentaires peuvent aussi être méthanisés. Le but est principalement d'éviter le rejet de matières organiques trop riches et d'accompagner d'une valorisation énergétique.
  • Le fond des lacs et marais : le biogaz y est produit naturellement par les sédiments organiques qui s'y accumulent. Leur récupération est délicate.
  • La méthanisation des boues des stations d'épuration (urbaines ou industrielles) permet d'éliminer les composés organiques liquides et de rendre la station plus ou moins autonome en énergie. Les sédiments résiduaires sont surtout constitués de bactéries mortes et de matière organique minéralisée. Une installation moyenne produit environ un excès de 40 g de matière sèche par jour et par habitant. Leur quantité est réduite de 35 % et une tonne de ces déchets génère jusqu’à 175 m3 de biogaz soit l’équivalent énergétique de 190 litres d’essence. Une boue est caractérisée par plusieurs données numériques dont la siccité, le taux d’humidité, de matières sèches, de matières volatiles sèches et sa consistance. De plus, la méthanisation des boues d’épuration permet d’éliminer les odeurs liées à leur traitement habituel.

43Les boues sont le plus souvent mises en décharge ou valorisées en agriculture par épandage ou compostage (quand il est autorisé) ; elles peuvent aussi, avant l’épandage, être digérées par des bactéries anaérobies pour produire du biogaz (qui sera lui-même valorisé en électricité, chaleur, etc.) et le digestat qui sera épandu sur les terres (éventuellement après compostage). Elles peuvent être incinérées, seules ou avec des ordures ménagères ou brûlées dans un lit fluidisé (cf. § 1.3.1.2. de la partie 1 « Contribution à l’amélioration de l’efficacité énergétique des systèmes industriels en Nouvelle-Calédonie »).

44Le biogaz apporte une réponse énergétique et écologique au problème du traitement des déchets organiques, la méthanisation est donc une activité de dépollution. Sa valorisation constitue une alternative à l’enfouissement ou au rejet de ces déchets, ainsi qu’à la consommation des énergies fossiles. Une fois digérés, les déchets sont moins nocifs pour l'environnement, la méthanisation élimine les odeurs liées à un traitement habituel ; le risque d'une pollution biologique ou organique est largement amoindri, la fermentation diminue le pourcentage de matière sèche, ce qui diminue le volume à transporter et épandre…

45Le biogaz est également un biocarburant présentant de nombreux avantages en réduisant les émissions de gaz à effet de serre, en se substituant à d'autres énergies exogènes (fossile et nucléaire). Après une séparation du CO2 du biogaz, les utilisations du biogaz sont identiques à celle du méthane. La combustion du biogaz issu de la méthanisation réduit de 20 fois l’émission des GES vis-à-vis des gaz issus de la fermentation (cf. tableau 1).

2.1.2.3. Les biocarburants

46(E. Poitrat, 2008 ; ADEME, 2002)

47Le marché des biocarburants a connu une forte croissance dans le monde ces dernières années, il représentait en 2005 quelque 1,3 % de la consommation européenne totale du transport routier. Poussé par les constructeurs automobiles, c’est la réduction de la consommation énergétique non renouvelable, en particulier du pétrole, la maîtrise des polluants et la diminution des émissions de gaz à effet de serre dans l’atmosphère qui sont à l’origine de ce nouvel engouement. Pour intensifier cette tendance, le Conseil européen fixe une proportion minimale de 10 % de biocarburants dans la consommation totale d’essence et de gazole dans l’Union européenne d’ici à 2020. Une première génération de biocarburants (plantes sucrières, céréales ou amylacées) est déjà opérationnelle, mais ses rendements énergétiques sont discutés et ils sont en concurrence avec les utilisations alimentaires : une seconde génération à base de valorisation énergétique du bois (ressources ligno-cellulosiques) est à l’étude pour les décennies futures.

48La publication, en janvier 2008, de la proposition de directive relative à la promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables (directive ENR), maintient l’objectif d’incorporation de 10 % de biocarburants dans le pool carburant à horizon 2020.

49Cette proposition de directive introduit plusieurs critères permettant de qualifier la durabilité des biocarburants :

  • ils doivent assurer une réduction des émissions de gaz à effet de serre de 35 % au moins par rapport aux équivalents fossiles ;
  • ils ne doivent pas être produits à partir de terres reconnues comme étant de grande valeur en termes de diversité biologique : forêt non perturbée par une activité humaine importante, zone affectée à la protection de la nature, prairies présentant une grande valeur sur le plan de la biodiversité ;
  • ils ne doivent pas être produits à partir de terres présentant un important stock de carbone, c'est-à-dire de zones humides (terres couvertes ou saturées d’eau en permanence ou pendant une partie importante de l’année, notamment les tourbières vierges, les mangroves…) ou de zones forestières continues (d’une étendue de plus d’1 hectare, caractérisée par un peuplement d’arbres d’une hauteur supérieure à 5 mètres et des frondaisons couvrant plus de 30 % de sa surface).

50Ces critères, assez contraignants, montrent la nécessité d’assurer un développement durable des biocarburants avant de considérer l’économie substantielle qu’ils peuvent apporter en combustibles fossiles et en rejets de CO2.

51Pour la production de biocarburants, il faut s’assurer d’une filière d’approvisionnement continu en biomasse comprenant la plantation (disponibilité pour des plantations dédiées), la culture (disponibilité en eau et nutriments pour assurer des rendements suffisants), l’exploitation, le conditionnement, le transport et la préparation de la ressource de biomasse sachant que des volumes très importants sont mis en jeu. La ressource mobilisable pour la production de biocarburants de deuxième génération comprend les résidus agricoles et de l’industrie du bois, pailles et céréales, les résidus forestiers et les cultures dédiées, comme des taillis à courte rotation parmi lesquels le peuplier, le saule, l’eucalyptus, le miscanthus…

52Des indicateurs d’impacts environnementaux doivent être également considérés. En effet, l’étape agricole des biocarburants s’accompagne de fuites de nitrates et de produits phytosanitaires dans les sols, des émissions d’oxydes d’azote (N2O en particulier : rapport Crutzen) dans l’air, la phase industrielle provoque des rejets d’hexane lors de la trituration des graines, et enfin la combustion rejette des oxydes d’azote, du CO, des particules et des hydrocarbures imbrûlés. D’autres études montrent que globalement l’utilisation de biodiesel peut augmenter les émissions de NOx mais réduire celles de CO et de particules. De nombreuses réflexions sont actuellement menées pour quantifier au moyen d’analyses de cycles de vie (ACV) détaillées les rendements énergétiques, écologiques et économiques des biocarburants.

53Enfin, il doit être pris en considération la concurrence des usages entre des terres agricoles dédiées à la culture vivrière et celles dédiées à la production d’énergie : la demande d’énergie des pays industrialisés ne doit pas affamer l’autre moitié de la planète.

54En conséquence, avant de déployer une stratégie de production de biocarburants, il faut évaluer précisément le gisement de biomasse mobilisable localement ou importé, valider la filière, s’assurer de la disponibilité et du coût de la main-d’œuvre, au même titre que des gains énergétiques et de GES. L’achat de biocarburants est également une façon de réduire les émissions de CO2 par les transports. Il faut prendre en compte la baisse des rentrées des taxes sur les carburants pour le gouvernement.

55Conclusion sur la ressource agricole, animale et forestière en Nouvelle-Calédonie

56La ressource de biomasse mobilisable en N.-C. (agricole et forestière) est évaluée dans la partie 3. Les points suivants ressortent de cette évaluation :

  • La culture à des fins énergétiques de plantes sucrières (canne à sucre), d’amylacées (pommes de terre, topinambours, ignames, etc.) et d’oléagineux (huile de coco) est techniquement possible en Nouvelle-Calédonie mais les conditions d’un tel développement doivent être examinées au préalable (aspects politiques, économiques, techniques…).
  • Le type actuel d’élevage ranching est peu propice à une collecte des déjections animales et à leur valorisation.
  • Une évaluation de la réserve forestière et les déchets de bois montre qu’elle est relativement faible et ne suffira pas à la substitution de combustibles fossiles ce qui risque de limiter l’intérêt du développement de la filière.
  • Le développement d’une agriculture pour un usage énergétique pourrait s’appuyer sur l’utilisation de plantes OGM (Organismes génétiquement modifiés) capables de s’adapter à une culture intensive demandant peu d’eau et d’intrants, et dont les propriétés physiques sont bien adaptées au terrain et au climat local ainsi qu’au traitement qui lui sera administré lors de sa transformation en biocarburant.

57Dans les paragraphes suivants nous traçons un état de l’art scientifique et technique des procédés de fabrication des biocarburants avec leur potentiel d’application en faisant l’hypothèse que la ressource biomasse est mobilisable.

2.1.2.3.1. Les biocarburants de première génération

58(Ballerini, 2006 ; ADEME, 2002)

59Déjà présents sur le marché, fabriqués au moyen de technologies matures, les biocarburants de première génération n’utilisent qu’une partie de la plante en valorisant soit l’amidon qu’elle contient, soit l’huile de sa graine. La partie ligno-cellulosique de la plante (tige, racine) n’est généralement pas utilisée à des fins énergétiques (sauf combustion directe). Deux filières classiques sont actuellement exploitées : la filière éthanol qui conduira à la production de bio-essence (ETBE) et la filière gazole qui, à partir du traitement d’huiles végétales, produit du carburant pour moteur diesel (EEHV). La figure 5 schématise les principales étapes de ces deux filières.

Figure 5 – Schéma de principe de fabrication de biocarburants

Figure 5 – Schéma de principe de fabrication de biocarburants

Source : document IFP.

a. Filière éthanol et l’ETBE (Ethyltertiobutyléther)

60Trois grandes familles de plantes alcooligènes sont considérées pour produire du bioéthanol :

  • les plantes sucrières (betterave, canne à sucre…) qui renferment des sucres directement fermentescibles en éthanol ;
  • les plantes céréalières (maïs, blé, orge) ;
  • les plantes amylacées et les tubercules (riches en fructanes) comme la pomme de terre, la patate douce, l’igname, le manioc, le topinambour… dans lesquels les sucres sont présents sous forme d’amidon. Dans un premier temps, il va donc falloir effectuer, grâce à des enzymes, une hydrolyse de l’amidon en monomères sucrés avant la fermentation.

61Le principe de la fermentation alcoolique est connu depuis plus de 25 siècles. Les sucres sont convertis en éthanol (C2H5OH) par l’action fermentaire de micro-organismes, levures et bactéries, suivant la réaction de Gay-Lussac :

62C6H12O6→ 2 C2H5OH + 2 CO2

63La fermentation est influencée par la présence d’éthanol et d’oxygène, la température, les éléments minéraux et le pH de la solution. Le rendement maximal de cette réaction établit que 100 kg de glucose produira 48,4 kg d’éthanol ce qui donne un rendement industriel proche de 90 % du rendement théorique de la réaction de Gay-Lussac. Cette réaction de fermentation est exothermique (1,2 MJ/kg d’éthanol produit) et produit de l’éthanol accompagné d’un dégagement de CO2 (GES) gazeux.

64Pour atteindre des concentrations supérieures à 99,5 %, une purification de l’éthanol est nécessaire. Industriellement, elle s’effectue en deux étapes : une distillation classique pour atteindre une teneur voisine de l’azéotrope, une seconde distillation azéotrope conduit à l’éthanol anhydre à 99,8 %v/v, cette étape est réalisée généralement avec du cyclohexane. Pour l’étape de distillation, des économies d’énergie sont réalisées en récupérant la chaleur des réactions exothermiques.

65Potentiel d’application en Nouvelle-Calédonie

66La fabrication de bioéthanol à partir de céréales ou plantes amylacées en vue de la fabrication de biocarburants (ETBE) est techniquement envisageable en Nouvelle-Calédonie à condition que la disponibilité de la ressource agricole soit effective (culture dédiée en Nouvelle-Calédonie ou achat de ressources à l’étranger). Des unités de production de bioéthanol d’un volume de 6 m3 existent sur le marché pour des coûts modestes (échelle d’une grosse exploitation agricole, village…). Le bioéthanol obtenu peut être directement mélangé, à l’aide de pompes, à l’essence dans des proportions allant jusqu’à 20 % sans changer les réglages moteurs. Pour un pourcentage d’éthanol de 85 % (appelé en Europe E85), le véhicule doit être équipé d’un système FlexFioul-Ethanol et le pays doit déployer une filière de distribution de ce biocarburant E85.

67Des procédés permettent de valoriser les effluents et coproduits de la fabrication de l’éthanol, par exemple, des pulpes sèches peuvent être utilisés pour l’alimentation animale, des vinasses récupérées au pied de la colonne de distillation peuvent être épandues comme amendement sur les terres agricoles (soumis à autorisation préalable), les résidus solides issus des étapes de broyage peuvent être valorisés comme combustibles dans des centrales thermiques.

Figure 6 – Répartition en pourcentage de l’énergie selon les étapes de la production de l’éthanol de blé ou de betterave

Figure 6 – Répartition en pourcentage de l’énergie selon les étapes de la production de l’éthanol de blé ou de betterave

Source : Étude ADEME/DIREM 2002.

68La figure montre la répartition de l’énergie nécessaire à la production d’éthanol de blé. Ce procédé a mobilisé 0,489 MJ d’énergie non renouvelable par MJ fourni (soit 13,1 MJ d’énergie non renouvelable mobilisée par kg fourni), le rendement énergétique global du procédé est donc de 2,05 (énergie restituée/énergie non renouvelable mobilisée). Par comparaison, il faut mobiliser 1,15 MJ d’énergie non renouvelable pour fournir 1 MJ à partir de l’essence, soit un rendement de 0,87. On observe également que 65 % de l’énergie nécessaire à la production de bioéthanol provient des étapes de distillation et de déshydratation. Aussi, les chaleurs fatales venant des centrales électriques et de l’industrie métallurgique pourraient être valorisées dans un tel processus.

69À partir de 300 kg de matière sèche de plantes amylacées, correspondant à une tonne de pommes de terre, patates douces ou amylacées, il est produit environ 100 kg d’éthanol. Par contre, 200 kg de maïs (matière sèche) produisent de l’ordre de 100 kg d’éthanol. En conséquence et en se reportant au tableau 1 élaboré pour des données recueillies dans les pays tempérés (on supposera que l’ordre de grandeur resterait similaire dans les zones tropicales si ces plantes pouvaient s’adapter), 1,8 tep/ha/an sont produits par de l’éthanol de blé, 4,1 par de l’éthanol de betterave. En conséquence, si l’on applique un coefficient pour le pouvoir calorifique de l’éthanol par rapport à celui de l’essence de 0,6 et que l’on introduit 10 % de bioéthanol dans l’essence (consommation d’essence de la Nouvelle-Calédonie en 2008 : 66 000 t/an ≈ 66 000 tep/an en 2008 soit ≈ 66 000 tep), il doit être incorporé 10 000 t (≈ 6 000 tep) d’éthanol dans 60 000 t (≈ 60 000 tep) d’essence. Sachant que le rendement de la betterave est de 2,9 tep/ha/an et celui du blé 1,25 tep/ha/an (le rendement serait meilleur pour la canne à sucre ≈ 3,5 à 4 tep/ha/an et plus faible pour les plantes amylacées qui comporte 70 % d’eau), la surface de culture dédiée pour la production d’essence contenant 10 % de bioéthanol serait de 8 000 ha avec du blé (surfaces équivalentes avec des patates douces, pommes de terre ou ignames – vérifier le rendement à l’hectare de ces légumes) et 3 448 ha avec de la betterave. L’emploi de canne à sucre conduirait à des rendements légèrement supérieurs (≈10 %), donc à une surface dédiée de l’ordre de 3 000 ha. Pour produire du E85, il faudrait mobiliser une surface dédiée à la production de céréales ou de plantes amylacées environ 4,5 fois supérieure (hypothèse d’un rendement voisin de celui des zones tempérées et à condition d’une adaptation de la plante).

Tableau 1 – Rendement des plantes pour la fabrication d’agrocarburants dans les pays de zone tempérée

Tableau 1 – Rendement des plantes pour la fabrication d’agrocarburants dans les pays de zone tempérée

Source : coordination interministérielle pour la valorisation de la biomasse, Paris.

70En conclusion

71Le développement de cette filière de fabrication de biocarburants à base de ETBE en Nouvelle-Calédonie pourrait être envisageable s’il s’avérait possible de récupérer à suffisamment bas coûts de la chaleur fatale de l’industrie métallurgique et, bien évidemment, si la ressource agricole locale dédiée est disponible ou si un achat à l’étranger de biomasse de plantes sucrières ou amylacées est envisageable. Il sera ainsi possible de réduire les rejets des GES d’un facteur voisin de 2 sur l’économie d’essence, le mélange éthanol/essence pouvant être jusqu’à 20 % sans modification des moteurs, 85 % pour des véhicules FlexFioul.

b. Les huiles végétales brutes et les esters d’huiles végétales – (EMHV – Ester méthylique d’huiles végétales)

72(Mullaney, 2002 ; Lédé, 2007)

73Les huiles végétales brutes (HVB), après purification, sont quelques fois utilisées comme carburants dans les moteurs Diesel, mais la technologie et les performances des nouveaux moteurs s’accompagnent d’exigence que ne peuvent satisfaire ces huiles. Il est maintenant effectué une transestérification de ces dernières avec de l’alcool (généralement du méthanol) pour produire un ester méthylique (EMHV). Cet ester peut alors être utilisé dans tous les moteurs diesels en mélange dans le gazole à toutes concentrations, même pur ce qui permet de réduire la consommation de combustibles fossiles.

74Dans le monde, l’huile de soja représente la production globale d’huiles végétales la plus importante suivie par l’huile de palme, viennent ensuite l’huile de colza, de tournesol, d’arachide, de noix de coco (coprah) (Rompsard, 2008a ; Rompsard, 2008b) et d’olive. Mais la plupart de ces huiles sont d’abord utilisées à des fins alimentaires, ce que l’on oublie trop souvent de souligner dans les réflexions relatives aux biocarburants. Les huiles sont composées principalement de triglycérides à hauteur de 95-98 %. Ces derniers sont constitués d’une molécule de glycérol estérifiée avec trois molécules d’acides gras semblables ou différents. Chacune des huiles possède sa propre composition en acides gras comprenant de 6 à 21 atomes de carbone.

75Pour obtenir des HVB, le procédé comporte trois étapes : la trituration (écrasement, cuisson et pressage des graines), l’extraction (extraction de l’huile contenue dans les tourteaux à l’aide de solvant (n-hexane) à une température inférieure à 70 °C) ainsi que le raffinage. On obtient alors une huile alimentaire. Les consommations énergétiques pour atteindre l’étape de raffinage sont de 150 MJ sous forme vapeur et de 10 kWh électrique.

76Ces HVB sont caractérisées par une longueur de leur chaîne moléculaire qui est plus longue que celle du gazole, une distribution et un nombre important d’insaturations, une masse moléculaire de l’ordre de 0,88 kg/mole, une masse volumique supérieure à 910 kg/m3. Ils sont peu volatils et sont craqués à partir de 300 °C. La composition de l’huile agit sur leur viscosité, leur tenue au froid, leur délai d’auto-inflammation ou encore sur leur stabilité temporelle. Lors d'une utilisation dans un moteur diesel, la forte viscosité des HVB qui agit sur la pulvérisation, leur faible volatilité qui accroît le temps d’auto-inflammation, les dépôts sur les parois de la chambre ainsi que les figeages à froid perturbent son fonctionnement. Il faut également signaler leur dilution dans les huiles de lubrification ce qui provoque une usure plus rapide du moteur. Tous ces inconvénients indiquent que l’utilisation directe de telles huiles dans les moteurs modernes sera de plus en plus critique.

77De plus l’emploi de ces huiles augmente les émissions de CO (+100 %), d’hydrocarbures imbrûlés HC (+400 %) qui sont des particules souvent cancérigènes (+90 à +140 %), d’aldéhydes et cétones (+30 à 330 %) et des hydrocarbures aromatiques polycycliques HAP (+20 %), par contre la formation des NOx est réduite (-25 %) du fait d’une température de combustion inférieure. Si de telles huiles pouvaient être utilisées directement dans les tracteurs ou groupes électrogènes, leur emploi dans les moteurs modernes se heurtera aux mêmes limitations que pour les moteurs automobiles.

78L’emploi direct des HVB dans un moteur (surtout dans les moteurs à injection directe) est donc limité et modifie ses performances. Seul, pour les quelques moteurs restants qui disposent d’une préchambre de combustion et qui possèdent une très lente vitesse de rotation (moteurs marins, anciens matériels agricoles, certains groupes électrogène) peuvent les accepter. Les inconvénients semblent donc plus limités mais des dépôts aux parois risquent de se former à long terme.

79Les procédés de production des EMHV (Ester méthylique d’huiles végétales) et EEHV (Ester éthylique d’huiles végétales) :

80Pour rendre les HVB utilisables dans un moteur, une transestérification leur est administrée.

81Les triglycérides sont transformés par des réactions catalytiques de transestérification en milieu basique par du méthanol pour former des esters méthyliques avec la formation d’un sous produit : le glycérol. Avec une tomme de triglycéride, il faut ajouter 100 kg d’alcool pour obtenir une tonne de biodiésel et 100 kg de glycérol qu’il faudra éliminer ou valoriser. Cette réaction nécessite un léger chauffage des réactifs.

82Une transestérification peut être effectuée également par de l’éthanol à l’aide d’un procédé semblable, des esters éthyliques EEHV de propriétés comparables à celles de l’EMHV sont alors produits. Il se forme, après évaporation de l’excès d’alcool de la glycérine et de l’ester de l’huile.

83Ces esters sont des acides gras servant à l’alimentation humaine ou animale, aussi, leur impact est négligeable sur l’environnement. Ils sont biodégradables totalement ce qui, malheureusement, entraîne une oxydation rapide importante de ces produits par l’oxygène, ils sont donc peu stables et l’ajout d’additifs est obligatoire lors du stockage.

84L’emploi direct des EEHV dans les moteurs diesel n’entraîne pas les inconvénients liés à l’utilisation des HVB. Ces esters sont même bénéfiques pour la lubrification des gazoles à très basse teneur en soufre. Ils sont miscibles avec le gazole (ils peuvent être employés en mélange au gazole ou même pur), mais leur pouvoir calorifique est légèrement inférieur ce qui entraîne une consommation de 7 % plus élevée.

85L’impact environnemental des EEHV est positif avec généralement une baisse des émissions de CO, HC, des particules, mais une augmentation des NOx.

86Potentiel d’application à la Nouvelle-Calédonie

87Ces résultats montrent le potentiel de production et d’utilisation des biocarburants en Nouvelle-Calédonie. Comme pour l’ETBE, les EMHV ou EEHV peuvent être fabriqués à condition de s’assurer de la disponibilité de la ressource en huiles végétales. Pour réduire les coûts de production, l’utilisation de la chaleur fatale de l’industrie métallurgique ou de l’énergie solaire serait un plus lors de leur fabrication. Bien que plusieurs plantes cultivables sur l’île puissent être utilisées, il semble que l’huile de noix de coco, le coprah, soit particulièrement attrayante. Il faut alors créer une filière comprenant la plantation, la culture (eau, intrants), la récolte et la transformation du fruit en biocarburants EMHV. Les dispositifs de prétraitement de l’huile et de transestérification sont commercialisés, les coûts d’équipement sont raisonnables (quelques milliers d’euros) et leur fonctionnement est simple.

88L’utilisation des HVB directement dans les moteurs modernes sera de plus en plus délicate, le déploiement d’une unité de transestérification serait profitable pour mieux valoriser les huiles (coprah, par exemple) en réduisant les émissions polluantes, cela à la fois pour les automobiles, bateaux et groupes électrogènes délocalisés sur les îles.

89Conclusion sur la valorisation de la biomasse végétale en biocarburants en N.-C.

90Techniquement, les deux filières, ETBE et EMHV pourraient être facilement déployées en N.-C. Pour chacune d’entre elles, l’équipement nécessaire serait abordable financièrement et serait aisément adaptable à des petites productions ; le mélange à l’essence pour l’ETBE et au gazole pour l’EMHV s’effectue au moyen de pompes avant le stockage en cuve.

2.1.2.3.2. Les biocarburants de seconde génération

91(Ballerini, 2006 ; Poitrat, 2008)

92Ce type de carburants est encore en phase d’étude et présente plusieurs objectifs : la valorisation de la plante entière (graine et tiges), l’utilisation du bois et de déchets de bois (matière ligno-cellulosique) et une moindre concurrence avec les cultures vivrières (Bridgwater, 2002).

a. Les ressources en biomasse ligno-cellulosique

93Cette ressource provient aussi bien de déchets agricoles, forestiers ou des sous-produits de transformation du bois, que de cultures dédiées, qu’il s’agisse de plantes ligneuses ou de plantes herbacées. Le bois-énergie représente la moitié de la production brute mondiale de cette ressource, le reste couvrant les usages industriels (matériau). La transformation du bois génère une quantité importante de déchets valorisables soit sous forme d’énergie ou de matière première pour trituration, tout comme les déchets agricoles et forestiers secs qui fournissent également des quantités importantes de biomasse ligno-cellulosique. Enfin, la culture dédiée représenterait un gisement de ligno-cellulose (peupliers, eucalyptus, saules, maquis miniers, niaoulis, taillis à courte rotation, ou autres essences calédoniennes) important valorisable énergétiquement (cf. partie 3).

94Les caractéristiques de la matière première influence le procédé de conversion en énergie. Par exemple, la teneur en inorganique défavorise la conversion thermochimique, la teneur en cendre conditionne la température de la réaction, donc le rendement du procès, la teneur en soufre et en azote sont responsables de la formation des polluants qu’il faudra épurer. Le pourcentage en lignine, l’humidité et la granulométrie jouent également un rôle important. Par contre, dans les procédés biochimiques, c’est plutôt la lignine qui contrôle la conversion.

95La ressource en biomasse ligno-cellulosique est réelle et potentielle dans les différentes parties du monde, mais le niveau de mobilisation de cette ressource dépend fortement des contraintes de continuité d’approvisionnement et de la politique foncière du pays, d’homogénéisation de la qualité et du coût de la culture (plantation, entretien, exploitation, transport). Cette ressource présente deux gros intérêts et c’est là un des grands enjeux de cette filière, ne pas être en concurrence avec des cultures vivrières, choix qui pourrait mener à affamer la planète, et rentabiliser l’entretien de la forêt (préserver le stockage du carbone).

96Comme pour les carburants de première génération, deux filières permettent de valoriser cette ressource ligno-cellulosique : une voie thermochimique (sèche) et une voie biologique (humide). Le principe général est donné figure 7.

Figure 7 – Les filières du futur pour la fabrication de biocarburant de seconde génération

Figure 7 – Les filières du futur pour la fabrication de biocarburant de seconde génération

Source : document IFP.

97Les procédés de valorisation de ce type de biomasse permettront la fabrication de carburants de synthèse propre sans molécules aromatiques susceptibles d’altérer la santé.

b. La voie thermochimique

98La conversion thermochimique de la biomasse ligno-cellulosique (bois) est porteuse de réels enjeux dans le monde à l’horizon 2020. Elle est dénommée actuellement par le terme de BtL Biomasse to Liquid. Deux principales voies existent pour produire des produits valorisables énergétiquement : la pyrolyse et la gazéification.

La pyrolyse

99(Kohler, 2009 ; ADEME 2001)

100Sous l’action de la chaleur et en l’absence d’oxygène, les constituants de la ligno-cellulose sont pyrolysés et convertis en trois phases : le solide (charbon végétal), des composés organiques condensables (huiles riches en oxygène) et des gaz dont les principaux sont CO2, CO, H2 et CH4. Le contrôle des paramètres opératoires permet d’orienter ces réactions vers la production préférentielle d’une de ces trois phases et de maximiser les rendements. La pyrolyse est une étape d’homogénéisation et donc de pré-conditionnement de la biomasse. Ce procédé présente deux avantages : il permet d’obtenir, à partir de composés ligno-cellulosiques hétérogènes et difficiles à utiliser ou à transporter en l’état, des intermédiaires solides ou liquides, homogènes et transportables comme le charbon de bois ou les huiles de pyrolyse, donc de découpler spatialement production et utilisation de la biomasse. Ainsi, l’unité de production est implantée près de la ressource afin de minimiser le coût du transport de la matière première, la transformation en biocarburant est centralisée et bénéficie de l’effet d’échelle sur les investissements. Un autre avantage de la pyrolyse de la biomasse concerne la versatilité de la technologie qui, selon les conditions opératoires (vitesse de chauffe, température, temps de séjour dans le réacteur et pression) permet d’orienter la réaction vers le liquide, le solide ou le gaz ainsi de récupérer ou de concentrer des fractions indésirables dans une des phases.

Figure 8 – Schéma de principe d’une pyrolyse rapide

Figure 8 – Schéma de principe d’une pyrolyse rapide

101La pyrolyse de la biomasse a pour objectif de produire des gaz de synthèse pour la fabrication de biocarburants de seconde génération ; elle fournit également des sous-produits (goudrons, huiles…) qu’il faudra éliminer ou valoriser. Elle est effectuée par apport d’énergie provenant soit de la combustion d’une partie des gaz de pyrolyse, soit d’une source d’énergie extérieure ne rejetant pas de GES.

102Les procédés à lit fluidisé, ablatifs ou sous vide fonctionnent généralement sur le schéma de la figure 8. Ils génèrent des composés gazeux qui, après refroidissement et condensation, sont récupérés en une phase liquide, les gaz incondensables et le charbon végétal sont récupérés pour y être brûlés et servir d’énergie d’appoint à la pyrolyse. Les huiles de pyrolyse contiennent plusieurs centaines de composés chimiques dans des proportions et poids moléculaires très variables.

103La technologie est mature mais manque actuellement de débouchés. Les huiles de pyrolyse ne peuvent être utilisées que dans quelques moteurs spécialement conçus pour la production d’électricité, mais doivent être exclues pour une utilisation dans une turbine à gaz ou un moteur automobile (huiles difficiles à craquer lors d’un court temps de séjour dans la chambre de combustion, d’où présence importante d’imbrûlés dans les fumées et dépôt destructif d’huiles sur les parois). L’opération la plus prometteuse concerne la gazéification des huiles et/ou du charbon végétal pour la production de gaz de synthèse convertis ensuite en méthanol ou hydrocarbures par synthèse Fischer Tropsch. Le gazéifieur pourrait ainsi fonctionner avec des huiles de caractéristiques semblables issues de biomasses différentes.

La gazéification

104(Knoef, 2005 ; Rentizelas, 2009)

105La gazéification est la transformation thermochimique d’un combustible solide (charbon, biomasse…) en présence d’un réactif gazeux (oxygène, vapeur d’eau, hydrogène…) à la différence de la pyrolyse qui est réalisée en milieu inerte (ADEME 2001). L’objectif est la conversion du solide en un mélange gazeux, appelé gaz de synthèse ou « syngas » contenant du H2, CH4, CO, CO2, H2O dans des proportions dépendant du procédé. Le mélange gazeux obtenu peut être utilisé pour différentes applications : la combustion dans un moteur, la cogénération électricité-chaleur avec un rendement amélioré vis-à-vis de la combustion directe de la biomasse étant donné l’augmentation de la température de la combustion (40 % du PCI de la biomasse), la synthèse de biocarburants. C’est ce dernier point qui présente le plus d’intérêt en valorisant tous les constituants de la biomasse ligno-cellulosique en biocarburants tels que le méthanol, le diméthyléther (DME) où les hydrocarbures obtenus par procédé Fischer Tropsch. Les hydrocarbures liquides obtenus sont le gazole ou le kérosène de synthèse, ils présentent des chaînes linéaires qui, pour permettre l’allumage correct du carburant dans la chambre, doivent être mélangées avec des hydrocarbures fossiles. Pour la combustion, le gaz de synthèse peut contenir du méthane et des composés plus lourds, aussi, il est recherché des conditions de gazéification telles que le rapport H2/CO soit voisin de 2. Une réaction de shift convertit le CO en CO2 pour fournir de l’hydrogène utilisable dans une pile à combustible, une turbine à gaz (technologie non mature) ou un moteur automobile. Ce procédé de gazéification est encore au stade de pilote et est plutôt favorisé par l’effet d’échelle ce qui est négatif pour la N.-C. Ce procédé émet donc du CO2

Potentiel d’application à la Nouvelle-Calédonie

106Les faibles ressources de biomasse réparties sur l’ensemble de la N.-C. n’exigeraient pas un préconditionnement.

107La gazéification de l’huile de pyrolyse suivie d’une synthèse Fischer Tropsch fournirait du biodiesel, mais seule une grande échelle et la proximité d’une raffinerie permettrait de rentabiliser le procédé. En effet, le procédé catalytique Fischer Tropsch consiste à établir une réaction catalytique sur du Cobalt ou du fer, le gaz de synthèse dont le rapport H2/CO est proche de 2,05 et à une température de 220 °C. Cette réaction est fortement exothermique et un verrou technologique est le refroidissement des multiples réacteurs. En jouant sur la température, le rapport H2/CO, le débit de gaz (temps de séjour), le catalyseur, on peut sélectionner l’hydrocarbure optimal possédant un grand nombre de carbones (>C20), on applique alors la chimie de raffinage du pétrole. Aussi, ces unités Fischer Tropsch devraient s’implanter à proximité d’une raffinerie (voir l’unité de transformation du gaz naturel en carburant liquide (GtL) en biocarburant dans les Émirats arabes unis).

108La gazéification de la biomasse par un procédé thermochimique manque encore de maturité, il est davantage adapté à la gazéification du charbon qu’à de la biomasse ligno-cellulosique, il exige une ressource en biomasse et/ou charbon continue et importante pour assurer une taille d’installation suffisante pour garantir des rendements de l’ordre de 30 à 40 %. La N.-C. ne possède pas les critères satisfaisants (peu de ressource locale, faible demande), ni de raffineries pour déployer une telle technologie qui est également très chère. En conséquence, ces pistes ne sont pas adaptées à la N.-C.

c. La voie biochimique

109Si la production d’éthanol à partir du saccharose des plantes sucrières ou de l’amidon des plantes amylacées est un procédé mature, celle à partir des matières ligno-cellulosiques se heurte à deux verrous : l’hydrolyse de la cellulose en sucres fermentescibles et la conversion des pentoses issus des hémicelluloses en éthanol.

110En effet, la lignine ne pouvant être fermentée en éthanol, la matrice ligno-cellulosique doit être prétraitée pour rendre la cellulose et l’hémicellulose hydrolysable afin d’obtenir des sources potentielles de sucres fermentescibles (figure 7). Enfin la matière première ainsi traitée peut être séparée du mout de fermentation éthanolique pour obtenir de l’éthanol qui peut être mélangé à l’essence jusqu’à des proportions importante 85 % (E85).

111L’utilisation de la biomasse ligno-cellulosique pour la production d’éthanol carburant présente de multiples avantages du point de vue environnemental dû à un bilan CO2 souvent meilleur ; mais pas toujours, seulement pour les plantes sucrières ou amylacées. La valorisation des déchets de la plante entière ne rentre pas en concurrence avec les cultures vivrières. Des schémas de procédés existent mais de nombreux verrous subsistent, ce qui nécessite des progrès en enzymologie de la cellulose et dans la physiologie des levures. L’avenir de cette filière dépend aussi des possibilités d’amélioration génétique des plantes qui seront retenues. Enfin, dans tous les cas, il faudra trouver de bons sols pour produire des quantités suffisantes de biomasses.

2.1.2.3.3. Conclusion sur les biocarburants

112Il est reporté sur la figure 9 les émissions de CO2 rapportées à la même quantité d’énergie produite à savoir 1 MJ, pour chaque type de carburant utilisé sous forme de produit pur. Pour les esters méthyliques d’huiles végétales, les diminutions des rejets de CO2 se situent entre 70 et 75 % comparativement à ceux produits par le gazole. Avec la filière BtL, les estimations des gains avoisineraient 90 % soit le dixième des émissions d’un hydrocarbure.

Figure 9 – Bilan effet de serre – Utilisation de produits purs

Figure 9 – Bilan effet de serre – Utilisation de produits purs

Source : ADEME/DIREM – IFP 2002.

113Les gains en émission de CO2 calculés par rapport à ceux produits par les essences se situent à 60 % pour l’éthanol fabriqué à partir du blé ou de betteraves, alors qu’ils plafonnent à 22 % pour l’ETBE. Pour l’éthanol issu de la canne à sucre, ces gains avoisinent les 90 %. Avec la filière en cours de développement, de production d’éthanol à partir de biomasse ligno-cellulosique, ces gains seraient au moins égaux à 75 %.

114Potentiel d’application à la Nouvelle-Calédonie

115Ce procédé biochimique de fabrication d’éthanol à partir de ligno-cellulose est encore à l’état de recherche et exige une validation industrielle sur pilote. Il ne peut être envisagé pour un déploiement rapide pour la fabrication de biocarburants en N.-C.. Enfin il faudra déterminer ce qui est le plus avantageux pour la Nouvelle-Calédonie : produire des biocarburants sur des sols agricoles ou produire des aliments pour la consommation humaine directe ou indirecte, via l’élevage, pour réduire les importations de produits alimentaires.

2.1.2.4. Valorisation énergétiques des micro-organismes : algues

116(A. Richmond, 2004)

117Au cours de leur évolution – la première trace d’êtres photosynthétiques a été datée à 3,7 milliards d’années – les microorganismes photosynthétiques se sont habitués à des conditions environnementales très diverses, et on en trouve à peu près partout dans le monde, que ce soit dans les océans, en eau douce ou dans les eaux saumâtres, et ce, pour toutes les températures du globe, y compris extrêmes, puisqu’on les observe dans les glaces des pôles, dans des sources d’eaux ferrugineuses, les salines et les geysers… Cette adaptation à des milieux très différents explique l’étendue taxonomique de ce groupe d’êtres photosynthétiques qui comporte de nos jours, selon les estimations, entre 20 000 et 40 000 espèces différentes rien que pour les microalgues et cyanobactéries, ce qui en fait des groupes vivants les plus diversifiés. Malgré cela, cette bioressource reste grandement sous-exploitée, non seulement du fait de l’intérêt relativement récent du monde scientifique pour ces micro-organismes, mais aussi à cause du coût encore trop élevé pour des productions non alimentaires ou à faible valeur. Actuellement seule une cinquantaine d’espèces est clairement identifiée, pour seulement une dizaine réellement exploitée, ce qui montre d’ailleurs tout le potentiel de leur exploitation pour les années futures. Des recherches importantes sont réalisées dans le monde sur ce thème, on citera, entre autres, en France le laboratoire CNRS de Nantes, le GEPEA.

118Ces micro-organismes photosynthétiques, les cyanobactéries ainsi que certaines bactéries sont capables d’assimiler le carbone inorganique (comme le dioxyde de carbone atmosphérique, ou ses différentes formes dissoutes pour les organismes aquatiques) pour le transformer grâce à de la lumière en matière organique en dégageant de l’oxygène.

119D’où l’intérêt double : puits de CO2 et source de combustible. Alors que les bactéries appartiennent au règne animal, les microalgues et cyanobactéries sont des cellules végétales et leur croissance est donc basée sur le même principe que celle par photosynthèse des plantes supérieures. Elles ont donc la capacité de se développer sur milieu entièrement minéral, en milieu aqueux, la lumière leur permettant alors de croître par absorption des minéraux nécessaires (nitrates, phosphates notamment) et du carbone inorganique environnant (les différentes formes de carbone dissous).

120Les photobioréacteurs (PBR)

121Un bioréacteur peut être défini comme une enceinte où l’on cherche à contrôler la croissance en maîtrisant les conditions de culture appliquées. On appelle photobioréacteur les procédés dédiés aux micro-organismes photosynthétiques et donc aux microalgues. La particularité de ces systèmes réside dans la nécessité de fournir de l’énergie lumineuse en plus des conditions générales de culture. En effet, contrairement aux substrats usuels que l’on ajoute au milieu, les sources de lumière sont forcément extérieures à la culture. Les besoins en énergie lumineuse des micro-organismes photosynthétiques (ou phototrophes) étant très importants, la lumière apparaît souvent comme le facteur limitant. C’est ce « simple » problème qui positionne les photobioréacteurs comme des procédés à part des bioréacteurs classiques, avec notamment un recours à des géométries particulières de réacteurs (planes, tubulaires…) dont l’objectif est de maximiser l’apport d’énergie lumineuse à la culture. C’est là, une limitation importante du rendement des réacteurs, la lumière est absorbée par les algues en surface et ne peut pénétrer et agir en profondeur.

122La conception la plus simple et généralement retenue consiste à cultiver les micro-organismes phototrophes en bassin ouvert (lagunes, circuits en boucle dits raceways, canaux en forme de méandres). Aujourd’hui, une grande partie de la production vient de ces systèmes extensifs (5 000 à 6 000 t/an de matière sèche). Il est possible d’intensifier la production notamment par utilisation de systèmes clos. Le milieu étant confiné, les conditions de culture peuvent être mieux contrôlées. En utilisant des géométries adéquates, il est alors possible de tendre vers les optimums de conversion par photosynthèse de l’énergie lumineuse reçue en biomasse. Des rendements à l’hectare supérieurs à ceux des plantes sont obtenus. Une production de 100 t/ha/an de matière sèche peut ainsi être atteinte pour un système captant directement l’énergie solaire (tableau 2). Ce qui multiplie cependant seulement par cinq les productions que l’on peut obtenir par ha avec une bonne plantation d’eucalyptus.

Tableau 2 – Calcul des surfaces et volumes nécessaires pour la production de biomasse à partir d’une tonne par jour de CO2

Tableau 2 – Calcul des surfaces et volumes nécessaires pour la production de biomasse à partir d’une tonne par jour de CO2

Quantités de biomasses produites par tonne de CO2 capté par les végétaux supérieurs et micro-organismes. Évaluation des surfaces et volumes nécessaires à la production de biomasse dans différents PhotoBioRéacteurs (PBR) (Jack Legrand 2007, communication privée).

123La photosynthèse est un processus naturel de conversion solaire en biomasse et molécules diverses. En comparaison des végétaux supérieurs, les microalgues ont des capacités intrinsèques qui les positionnent favorablement dans nombre d’applications. Comme principaux atouts, on retiendra leur vitesse de croissance élevée (doublement d’une population en quelques heures), leur grande diversité et leur plasticité métabolique qui permet, par imposition de conditions adéquates, de forcer le micro-organisme à une production d’un métabolite donné. Leur longue évolution leur a apporté une grande diversité. Capables de synthétiser la plupart des éléments organiques essentiels comme les protéines, les sucres et les lipides, les microalgues et cyanobactéries présentent une biochimie très variée en comparaison d’autres micro-organismes. C’est d’ailleurs l’identification de métabolites particuliers qui a fortement encouragé la recherche, et notamment sur les molécules prisées des industries, comme les pigments, les polysaccharides ou divers composés biologiquement actifs. La diversité taxonomique des micro-organismes photosynthétiques étant énorme, les applications possibles se sont alors révélées dans des domaines aussi variés que l’alimentation, la pharmacologie ou la cosmétologie. Le choix de souches adaptées et leur mise en culture dans des systèmes adéquats permet de répondre grâce aux microalgues à des grands enjeux de notre planète : agroalimentaire (source de protéines, de lipides d’intérêts type oméga-3), production propre d’énergies (biocarburants), dépollution d’effluents et recyclage de l’eau (fixation de nitrates, de phosphates, de CO2).

124Selon l’espèce et les conditions appliquées, il est possible de produire de l’hydrogène par biophotolyse de l’eau, de la biomasse végétale riche en lipides à vocation énergétique (biodiesel), ou en sucres utilisables pour l’obtention de méthane ou d’hydrogène par gazéification ou fermentation. La croissance photosynthétique impose de plus une fourniture de carbone inorganique (puits à CO2), et le fonctionnement en milieu aqueux permet une gestion maîtrisée des apports en sels minéraux, sans relargage dans le milieu extérieur contrairement à la culture agraire (pollution des nappes phréatiques) et possibilité de recycler les milieux. Par ces différents avantages, les micro-organismes photosynthétiques sont souvent envisagés comme une source bioénergétique d’avenir, renouvelable, et avec une très faible pression sur l’environnement.

a. L’efficacité de la bioconversion de l’énergie solaire

125Pour atteindre un rendement optimal, les algues ont besoin de CO2 en grande quantité dans les bassins ou les bioréacteurs. Ces derniers doivent donc être couplés à des centrales thermiques classiques productrices d’électricité (centrales au charbon, par exemple) et qui rejettent du CO2 avec une teneur moyenne de 13 %. Le CO2 est mis à barboter dans les bassins et est assimilé par les algues. Il s’agit donc d’une technologie permettant d’augmenter le rendement de la photosynthèse et de traiter les eaux usées. C’est en ce sens qu’elles constituent une avancée dans le domaine environnemental. Par exemple, la centrale de Prony comportant 2 tranches de 40 MWelectrique, soit 240 MWthermique, rejette 4 500 tCO2/jour, si l’on considère que nous puissions disposer de PBR actuels et solaires, il faudrait, pour absorber le CO2 produit, une surface de captage du soleil de 2,5*4 500 = 11 250 ha et un volume de 11,106 m3 soit une masse d’algues produite de 5 625 tonnes pour un flux incident de 100 W/m2. Cette surface est réduite à 1 125 ha si la recherche mettait au point des PBR avec distribution interne de lumière de façon à atteindre le rendement thermodynamique maximum, la masse d’algues formée resterait de l’ordre de 5 400 t/jour. Il faudrait, pour cet optimum, tout de même fournir l’énergie pour filtrer 360 000 m3 d’eau par jour !

126Force est de constater que les micro-organismes ont la possibilité de mieux convertir l’énergie solaire que les cultures en plein champs grâce à des concentrations plus élevées de CO2 issu de centrales thermiques (exemple Prony), mais les surfaces mobilisables sont gigantesques même avec des PBR clos.

b. Source de triglycérides

127Les microalgues sont capables de synthétiser la plupart des éléments organiques essentiels comme les protéines, les sucres et les lipides, elles présentent une biochimie très variée en comparaison d’autres micro-organismes. Ces micro-organismes ont des avantages sur les espèces oléagineuses terrestres, ils peuvent accumuler jusqu'à 50 % de leur poids sec en acides gras, permettant ainsi d'envisager des rendements à l'hectare supérieurs d'un facteur 30 aux espèces oléagineuses terrestres. Si les biocarburants des céréaliers sont accompagnés de pesticides et des engrais, la culture de microalgues en serre à grande échelle n'a pas besoin d'apport de produits phytosanitaires, et permet de maîtriser le cycle de l'azote et du phosphore en contrôlant le recyclage des éléments nutritifs. Enfin, le rendement de croissance et, par conséquent, des productions à l'hectare est supérieur aux espèces oléagineuses terrestres (tableau 2).

128Le captage des deux tranches de Prony produirait 5 400 t de matière sèche par jour soit 3 800 t/acides gras par jour (∼70 % de triglycéride). Une transestérification de ces huiles fournirait alors environ 3 800 t de biodiesel/jour ! Dix jours de production /an suffisent pour couvrir la consommation en diesel de la N.-C. ! Il faut rappeler que ces chiffres suppose un réacteur optimisé qui n’est actuellement que théorique, qu’il nécessite de l’énergie pour le pompage, etc. Le processus doit être validé sur des pilotes. C’est une recherche et un déploiement à très long terme.

129Des verrous majeurs doivent être levés : l’identification de souches à fort potentiel avec, le cas échéant, modification de la génétique ; le choix d’un forçage physiologique pour une production de lipides spécifiques (chaine courte), il faut stresser les organismes et provoquer des carences en silice, augmenter la concentration du CO2 dissous, fortement exposer à la lumière et provoquer des chocs thermiques ; l’extraction et la purification des lipides (les algues enferment les lipides dans des poches qu’il est difficile de détruire) ; la production intensive et PBR dédiés pour une production de masse.

130Cette technologie est prometteuse, elle peut être appliquée à des algues riches en sucres avant de procéder à leur fermentation en éthanol. La recherche n’est qu’à ses débuts, vingt ans seront nécessaires pour valider ou rejeter ces procédés.

131Les algues sont parfois appelées biocarburants de troisième génération.

132La production du biohydrogène

133Dans le futur, l’hydrogène devrait être promu comme nouvelle source d’énergie dans une optique d’énergie durable et trouver de nouvelles applications en tant que vecteur énergétique dans les domaines du résidentiel et des transports, via une transformation en électricité dans les Piles à combustibles ou les turbines à gaz avec cycle combiné.

134Les algues vertes unicellulaires, des microalgues ou des bactéries possèdent la propriété unique de produire de l’hydrogène à partir d’énergie solaire et d’eau, une enzyme, l’hydrogénase, étant au cœur de ces processus. Il est alors développé des procédés de photobioproduction d’hydrogène non-générateurs de gaz à effet de serre, basés sur la domestication des processus naturels de production d’hydrogène. Il s’agit alors de sélectionner des organismes producteurs optimisés, en modifiant les propriétés de l’hydrogénase qui est sensibilité à l’oxygène et à la capacité de transfert d’électrons. Des études sont en cours afin de comprendre ces phénomènes et optimiser la production.

135Des verrous majeurs subsistent. Les mécanismes physiologiques sont complexes ; le rendement théorique de la bioconversion de la lumière est de 10 % (rapport de l’énergie de combustion de l’hydrogène sur l’énergie solaire incidente) ; l’hydrogénase est sensible à l’oxygène ce qui est incompatible avec la croissance par photosynthèse, d’où le besoin de PBR clos.

136Là encore, les procédés ne sont pas matures et exigent des développements importants avant déploiement.

137En conclusion de toute cette partie technologique, nous devons constater que les filières étudiées, quand elles ne sont pas rendues impossibles par la grande taille des unités disponibles, posent surtout la question du coût de production de ces algues et des conditions pour leur adaptation en N.-C. Même sans perfectionner les rendements de conversion des algues en biodiesel, on pourrait théoriquement les méthaniser et produire du biocarburant. La technologie est déjà mature, mais pas économiquement acceptable.

2.2. Technologies de production d’électricité

138Nous proposons de balayer l’ensemble des technologies disponibles en insistant un peu plus sur celles dont le potentiel nous semble plus adapté aux conditions spécifiques de la N.-C.

139L’électricité constitue une forme d’énergie particulièrement facile à transformer et à contrôler, c’est la raison pour laquelle sa consommation a tendance à croître plus fortement que les autres formes, mais elle est souvent également plus coûteuse économiquement et environnementalement. C’est la raison pour laquelle la maîtrise de sa consommation doit être une priorité avant le développement de nouveaux moyens de production.

140Notons que si l’on observe les évolutions récentes en matières de développement de nouvelles installations de production d’électricité (figure 10), celles exploitant les ressources renouvelables (principalement photovoltaïques et éoliennes) détiennent les records de croissance relative.

Figure 10 – Taux de croissance mondial moyen 1997/2007 des moyens de production d’électricité

Figure 10 – Taux de croissance mondial moyen 1997/2007 des moyens de production d’électricité

Source : ObservER, 2008.

2.2.1. Procédés de combustion et de conversion

141Plusieurs technologies permettent de produire de l’électricité : la conversion de photons de lumières par effet photoélectrique (panneaux photovoltaïques), la conversion de la chaleur par effet thermoélectrique (Peltier…), la conversion par transfert d’électrons lors d’une réaction chimique, ou mécanique (turbine à gaz, turbine à vapeur, éolien, hydrolien et énergie des vagues, moteurs…) au moyen d’un générateur ou d’un alternateur. C’est ce dernier procédé qui est actuellement le plus utilisé par les centrales thermiques ou nucléaires de grandes puissances (le nucléaire n’est pas traité dans ce paragraphe).

142Une centrale thermique produit de l'électricité à partir d'une source de chaleur provenant de la combustion d’un hydrocarbure gazeux ou liquide, du charbon, de la biomasse déchets industriels ou ménagers…).

143Le dégagement de chaleur produit lors de la combustion chauffe un fluide, généralement de l'eau, qui passe ainsi de l'état liquide à l'état de vapeur. Cette vapeur entraîne une turbine couplée à un alternateur qui transforme l'énergie mécanique de la turbine en énergie électrique lors d’un cycle thermodynamique. Pour entraîner la turbine à vapeur, une chute de pression, entre son entrée et sa sortie, est réalisée en condensant en aval le gaz à l'aide d'une source froide. Le fluide condensé est en général réutilisé comme source de vapeur (cycle de Rankine) (Les techniques de l’ingénieur, 2008). Le rendement des procédés de combustion sont parfois augmentés en enrichissant l’air en oxygène (Baukal, 1998), L’emploi de cette technique est maintenant envisagé pour réduire le cout de la capture du CO2 en post combustion en vue de son stockage.

144Le rapport de la commission Ampère analyse les potentiels de développement des modes de production de l'électricité et le redéploiement des énergies (Ampère, 2000). Pour en savoir plus sur les régimes de combustion et de flammes : (Kuo, 1986).

2.2.1.1. Les turbines à gaz (TAG) ou turbines à combustion

145Une turbine à gaz (TAG), appelée aussi turbine à combustion, est une machine tournante thermodynamique appartenant à la famille des moteurs à combustion interne. Son rôle est de produire de l'énergie mécanique (rotation d'un arbre) à partir de l'énergie contenue dans un hydrocarbure (fuel, gaz…) et de la transférer à un générateur ou un alternateur.

146Dans sa forme la plus simple, la turbine à gaz fonctionne selon le cycle dit de Joule comprenant successivement et schématiquement :

  • une compression adiabatique de l’air (compresseur axial ou centrifuge) qui consomme une partie de l’énergie mécanique de la turbine ;
  • un dégagement de chaleur isobare dans la chambre de combustion ;
  • une détente adiabatique dans les aubes de turbine jusqu’à la pression ambiante ce qui génère l’énergie mécanique ;
  • un refroidissement isobare.

147Le rendement théorique d’une TAG croît avec le taux de compression et la température de combustion. Son rendement faible (25 à 35 %) est dû au fait que l'énergie fournie par le combustible est détournée par le compresseur ou perdue sous forme de chaleur dans les gaz d'échappement. Le rendement est amélioré en augmentant la température dans la chambre de combustion (plus de 1 200 °C). On se heurte alors à des problèmes de la tenue en température des matériaux utilisés pour la réalisation de la partie turbine. Des systèmes de refroidissement au moyen de multiperforation sont alors mis en place dans les parois de la chambre et des aubes en alliage réfractaire à base de Nickel.

2.2.1.2. Les turbines à gaz (TAG) à cycles combinés

148L'expression cycle combiné caractérise une production d'énergie ou une centrale utilisant plus d’un cycle thermodynamique. Les TAG transforment une partie de l’énergie fournie par la combustion en travail moteur qui est convertie en électricité au moyen d'un générateur ou d’un alternateur. Le rendement dépend du cycle thermodynamique, il est généralement de l’ordre de 25 à 30 %. C'est en récupérant la chaleur des gaz d'échappement (chauffage, production de vapeur…) que le rendement global de la machine peut alors dépasser 50 %. On utilise pour cela la chaleur des gaz d'échappement (plus de 600 degrés) pour produire de la vapeur dans une chaudière. Une autre possibilité d'augmenter le rendement de la turbine est de réchauffer les gaz en sortie des étages de compression (avant les chambres de combustion) en les faisant passer dans un échangeur situé dans le flux des gaz d'échappement.

2.2.1.3. Les centrales thermiques à flammes

149Les centrales thermiques à flammes stabilisent une combustion dans une chaudière au moyen de brûleurs à flamme de diffusion. Des jets de combustibles gazeux, liquides (hydrocarbures) ou solides (charbon pulvérisé, biomasse) sont injectés au nez du brûleur à proximité de jets d’air ou d’oxygène. La combustion se stabilise dans la zone de mélange combustible/comburant. Ce procédé est sûr car il n’y a pas de formation de mélanges des réactifs avant le foyer, mais il permet mal le contrôle de la zone de réaction et de formation des polluants. Ce type de centrales est tout de même le plus répandu dans le monde (voir États-Unis, Chine et Indes) et permet de disposer d’unités de très grande puissance (jusqu’à 3 600 MWthermique soit de l’ordre de 1 200 MWelectrique).

150Pour les centrales à charbon (Lahaye, 1987), ce dernier doit être broyé avec une granulométrie bien définie avant de l’injecter (généralement 85 % des particules doivent avoir un diamètre inférieur à 70 μm). Cela exige le développement de broyeurs et de brûleurs spécifiques pour limiter la production des oxydes d’azote produits par des mécanismes associés au type de combustible (fioul NOx dû à la présence d’azote dans le charbon), aux zones riches en combustible NOx précoces, aux zones de fortes températures (NOx thermiques dès que la température dépasse 1 300 °C). L’allumage de combustibles solide ou visqueux s’effectue au gaz ou avec un hydrocarbure léger.

2.2.1.4. Les chaudières à Lit fixe, Lit fluidisé et Lit fixe circulant (LFC)

151Les chaudières à lit fixe établissent la combustion au sein d’une couche de particules combustibles qui reste stationnaire quand le fluide (oxydant : air, oxygène) le traverse et réagit au sein du lit.

152Les réacteurs à lit fluidisé sont constitués d'un ensemble de particules solides (charbon ou biomasse) traversé de bas en haut par un fluide dont le débit est tel que le frottement du fluide sur les grains équilibre leur poids. Les particules sont mises en mouvement et subissent de nombreuses interactions avec l’écoulement gazeux, mais leur mouvement barycentrique moyen reste nul. On observe une fluidisation hétérogène gaz-solide fin. Le lit fluidisé est diphasique, il est constitué d'une phase dense et d'une phase bulle. Au-delà d'un certain débit de fluide, on assiste à l'entraînement du lit. Le solide peut être séparé du fluide en tête de colonne par un cyclone et recyclé à la base : c'est le Lit fluidisé circulant (LFC) qui reste relativement dense avec de nombreuses interactions gaz solide. Pour amorcer la combustion des particules, les parois réfractaires du foyer à LFC doivent être préalablement chauffées au moyen de flamme gaz ou diphasique (atomisation d’hydrocarbures liquides – fiouls lourds par exemple).

153Les effluents chauds passent ensuite dans l’échangeur de la chaudière pour réchauffer et vaporiser l’eau participant au cycle thermodynamique avec la turbine à vapeur. Ce type de chaudière est prévu par la SLN pour la nouvelle centrale de Doniambo.

154Dans le LFC, le combustible est gazéifié, ses produits de pyrolyse réagissent en phase gazeuse avec le comburant dans le foyer. Plusieurs avantages d’un LFC ont été observés pour une utilisation insulaire (une présentation a été effectuée au § 1.3.1.2. de la partie 1 « Contribution à l’amélioration de l’efficacité énergétique des systèmes industriels en Nouvelle-Calédonie ») :

  • le LFC s’adapte très bien à des unités de petites et moyennes puissances, Hawaï s’est ainsi équipée dans les années 1990 de LFC pour produire de l’électricité ;
  • le LFC présente une forte flexibilité au combustible (résidus de fioul lourds, biomasse, charbon, sables pollués par des hydrocarbures, etc.) ;
  • les temps de séjour sont longs ce qui lui assure sa flexibilité et qui permet un simple concassage du charbon ou de la biomasse et l’acceptation de déchets de biomasse (jusqu’à quasi 90-100 % de biomasse) ;
  • l’injection de boues de station d’épuration est également possible sans avoir secours à un conditionnement préalable contraignant de la ressource (pas de séchage, pas de granulométrie imposée) ;
  • la basse température de la combustion (de 800 à 920 °C) place la combustion dans une zone de température où la production des oxydes d’azote NOx est pratiquement inexistante (les mécanismes de formation des NOx deviennent actifs à haute température >1 500 °C) ;
  • l’injection de calcaire broyée (granulométrie aux alentours de 70 μm de façon à obtenir une grande surface d’échange calcaire/SO2) va permettre de transformer les oxydes de soufre SO2 en CaSO4 par les réactions suivantes :
  • on notera la formation de CO2 lors de la décarbonatation (ce procédé libère du CO2 ne venant pas de combustibles fossiles). Par contre, l’injection du calcaire atténuera l’effet corrosif lors de l’utilisation de la biomasse comme combustible. Le calcaire doit être évacué périodiquement avec les cendres et valorisé comme remblai ; les cendres volantes seront mises en décharge ultime ;
  • la faible présence de rejets de NOx et de SO2 permet au LFC de satisfaire aux normes environnementales des pays industrialisés sans avoir recours à des unités de dénitrification ni de désulfuration. Un inconvénient est lié à la faible température régnant dans le réacteur de combustion. En effet, lors des mécanismes d’oxydation de l’azote, il se forme du protoxyde d’azote, N2O, qui ne sera pas détruit dans la flamme, la température étant trop basse, pour former des NOx. Les rejets pour un tel système sont de l’ordre de 800 g de N2O par MWhthermique ce qui correspond approximativement aux émissions de NOx.

155Par contre les coûts d’équipement et de maintenance de telles chaudières sont plus élevés dus au prix des réfractaires tapissant la chambre de combustion. Malgré tout, le lit fluidisé semble être le meilleur compromis pour produire de l’électricité et incinérer des déchets dans un contexte insulaire.

2.2.1.5. Les chaudières super et hypercritiques

156Pour accroître le rendement du cycle thermodynamique du système qui peut passer de l’ordre de 35 % à près de 50 %, la vapeur d’eau dans la chaudière doit être portée à haute température et haute pression. On parlera d’un fonctionnement avec de l’eau dans des conditions super critiques (Tc =376 °C et Pc = 221 bar) ou même hyper critiques (Tc =700-720 °C et Pc =350 bar). Pour un tel fonctionnement, il doit être réalisé des tuyauteries et une turbine à vapeur en alliage à base de Nickel (technologie des chambres de combustion aéronautiques). Le coût de telles installations est donc très élevé et ne s’adapte qu’à des unités de puissances supérieures à 400 MWelectrique. Le verrou technologique réside au niveau de la conception des tubulures de la turbine.

2.2.1.6. La cogénération et la tri-génération

157Pour accroître le rendement énergétique global de production d’électricité, la chaleur fatale de la chaudière ou d’une TAG est valorisée par sa distribution au travers d’un réseau industriel ou domestique de vapeur, de chaleur, c’est la cogénération électricité/chaleur, ou même tri-génération électricité/chaleur/froid.

2.2.1.7. Les centrales IGCC Integrated Gasification Combined Cycle

158Une unité de gazéification intégrée avec cycle combiné (Integrated Gasification Combined Cycle) ou IGCC est une centrale thermique fonctionnant avec du gaz de synthèse syngas. Ce gaz est souvent utilisé pour actionner une turbine à gaz dont la chaleur de ses effluents est ensuite valorisée par une turbine à vapeur (TAG à cycle combiné) Bridgwater, 1995.

159La technologie IGCC consiste à transformer du charbon, ou de la biomasse, lors d’une gazéification en gaz de synthèse composé d’un mélange de CO et hydrogène. Les impuretés du combustible sont ainsi retirées avant la phase de combustion. Le résultat est l’obtention d’un bas degré de rejets de polluants tels que le dioxyde de soufre, les particules et les métaux. Le rendement global est également amélioré vis-à-vis d’une unité conventionnelle à charbon pulvérisé.

Figure 11 – Schéma du procédé IGCC

Figure 11 – Schéma du procédé IGCC

Source : Document du World Coal Institute, « Le charbon comme ressource », juin 2006, http://www.worldcoal.org/​bin/​pdf/​original_pdf_file/​coal_resource_overview_coal_french(03_06_2009.pdfh

160Ce type de procédé IGCC est appelé « intégré » car les gaz de synthèse sont produits par une unité de gazéification qui est optimisé par un cycle combiné. Dans le schéma de la figure 11, les gaz de synthèse sont utilisés comme combustible dans une turbine à gaz (TAG) pour produire de l’électricité. Pour améliorer le rendement global du procédé, les chaleurs provenant des fumées de la TAG et du réacteur de gazéification sont valorisées par une chaudière et une turbine à vapeur qui produit à son tour de l’électricité additionnel.

161Ce procédé est maintenant en cours d’amélioration afin de permettre la capture aisée du CO2. Le CO contenu dans les gaz de synthèse est oxydé par une réaction shift en CO2 par de la vapeur d’eau. Le CO2 est conditionné (compression) et transporté vers son lieu de stockage. L’hydrogène est ensuite séparé et brûlé dans une turbine à gaz couplé à la turbine à vapeur (cycle combiné).

162La gazéification et la combustion de l’hydrogène font de ce système un procédé possédant une empreinte environnementale minimum et un rendement énergétique optimisé grâce au cycle combiné.

2.2.1.8. Les moteurs à combustion interne

163L’électricité peut également être produite en site délocalisé ou lors d’arrêt du réseau par des groupes électrogènes. Ils se composent d’un moteur voisin de celui d’une automobile (essence, diesel ou biogaz) couplé à un générateur ou alternateur. Le rendement est en général assez bas, ce système devient performant lors de la combustion de biogaz issu de fermenteurs ou de décharges. Dans ce dernier cas, cette utilisation permet d’acquérir des crédits de CO2.

2.2.1.9. Conclusions et potentiel d’application à la Nouvelle-Calédonie

164À priori, toute technique de production industrielle d’électricité par conversion chimique de l’énergie peut être implantée en N.-C., les critères de choix ainsi que les limites techniques d’utilisation se situent au niveau de :

  • la puissance recherchée : les besoins maximum pour une unité de production d’électricité en N.-C. semblent être de l’ordre de 100 MWelectrique ce qui est une puissance très faible vis-à-vis des centrales actuellement construites en Chine ou en Inde qui atteignent maintenant 1 200 MWelectrique ! Dès lors, les centrales IGCC sont à bannir et, de plus, l’utilisation de l’hydrogène en N.-C. n’est pas à envisager actuellement (sécurité, taille…) ;
  • le combustible : le gaz naturel serait bien évidemment le meilleur choix, mais l’impossibilité d’importation par voie maritime bannit malheureusement cette option. En l’absence d’une ressource en biomasse suffisante actuellement, la N.-C. ne peut donc que se tourner vers le charbon malgré sa mauvaise empreinte écologique ;
  • la valorisation de la biomasse : deux types de valorisation de la biomasse ont été envisagés dans ce travail :
    • la combustion directe dans une chaudière ;
    • ou la production de biocarburants de première génération.

165Énergétiquement, les rendements énergétiques semblent comparables, mais les faibles disponibilités en ressources agricoles ou ligno-cellulosique de la N.-C. poussent à penser que la première solution est la plus raisonnable. Seule une décision politique motivée portant sur le développement de filières agricoles et forestières rendrait ce procédé rentable. Il faut garder à l’esprit qu’un développement d’une agriculture dédiée à la production d’énergie intègre l’idée d’une exploitation de plants OGM afin d’adapter la plante à croître rapidement avec un besoin minimum d’eau, de pesticides et possédant les propriétés physiques pour s’adapter à la fermentation de ses sucres ou la pyrolyse de sa ligno-cellulose.

166– le choix du procédé de combustion : les turbines à gaz naturel ou hydrogène ne pouvant être opérationnelles sans gaz, les seuls procédés utilisables sont les chaudières à flamme ou les lits fluidisés circulants. À nouveau leur faible taille fait obstacle à la mise en place de chaudières super ou hyper critiques dont le rendement énergétique serait amélioré vis-à-vis de chaudières standard. De même, l’implantation d’unités de désulfuration (déSOx) et dénitrification (déNOx) ne peut être envisagée.

167En conséquence, l’analyse technologique montre que les meilleurs choix pour la N.-C. seraient aujourd’hui de s’équiper soit :

  • d’une centrale thermique charbon à flamme qui est la moins chère à l’achat. Par contre, un tel procédé rejette du SOx et de NOx si elle n’est pas équipée d’unité de dépollution (déNOx et déSOx). L’emploi de lignite, limite les émissions de SOx car il contient peu de souffre, mais les rejets de tCO2/kWh sont plus importantes et un fonctionnement moins optimal dû à une plus mauvaise combustion avec ce charbon de qualité plus médiocre. Ce procédé a été choisi pour la centrale de Prony ;
  • chaudière à lit fluidisé circulant où il a été montré que ce dernier système présente le meilleur potentiel pour la N.-C.. C’est le choix retenu pour les futures centrales de Doniambo et Koniambo.

168Ce que nous avons voulu montrer c’est que ces installations pourront être dans un futur proche (pour X ou Y raison) ou lointain (pour la MDE, le CCS et l’utilisation d’éventuels combustibles biomasses ou autres). Tous ces dispositifs accessibles à ces installations de production électrique sont décrits dans les parties 1, 2 et 3.

2.2.2. Centrales hydroélectriques

169(Perrin, 2003 ; Lavy, 2004 ; Pacer, 1992)

170Les technologies de production d’électricité à partir des ressources hydrauliques sont relativement matures et bien que nous ne puissions pas les qualifier de nouvelles, nous proposons une courte synthèse, notamment pour mettre en évidence les évolutions récentes. En France, on qualifie de petites centrales hydroélectriques, celles dont la puissance est comprise entre 2 et 10 MW, de minicentrales, celles de 500 kW à 2 MW, de microcentrales, celles de 20 à 500 kW et de picocentrales, celles de moins de 20 kW. La productivité des centrales hydroélectriques dépend directement de l’hydraulicité des cours d’eau dans le cas des usines au fil de l’eau et, dans une moindre mesure, lorsqu’il existe un barrage de retenue qui offre alors une capacité de stockage permettant de mieux répondre à la demande et de fortement contribuer à la stabilisation du réseau. Le barrage de Yaté, qui exploite un lac artificiel, offre une capacité de plus de 300 millions de m3 et une très importante quantité d’énergie stockée (environ 100 GWh, soit 5 % de la consommation annuelle 2008). Sa puissance est de 68 MW (4 groupes) avec une productivité annuelle d’environ 5 000 heures (+/- 20 % selon les années) équivalentes à pleine puissance. Précisons également qu’il est possible d’alimenter un microréseau (en site isolé) avec un système hydroélectrique, généralement sans recours à un stockage électrochimique, si la régularité du cours d’eau est suffisante. Différents dispositifs de régulation existent et permettent de stabiliser tension et fréquence pour offrir une qualité de service satisfaisante avec une bonne fiabilité.

171En grandes ou des petites puissances, des hauteurs de chutes des plus grandes aux plus faibles, les turbines utilisées sont respectivement de type Pelton, Francis et Kaplan. Pour les petites machines, il existe quelques technologies spécifiques comme les turbines Banki (roues à aubes). Les rendements de conversion sont très élevés (généralement supérieurs à 90 %) et d’autant plus que les puissances nominales sont élevées. Les génératrices électriques utilisées en grande puissance (au-delà de quelques MW) sont quasiment exclusivement de type synchrone à excitation bobinée, ce qui leur permet de participer au réglage de tension par action sur le courant inducteur. En situation raccordée au réseau, pour les puissances inférieures à quelques MW, on utilise plutôt des génératrices asynchrones à cage qui permettent une réduction des coûts aux dépens de la possibilité de participer au réglage de tension. Des génératrices à aimants permanents, plus compactes, permettent de réduire les coûts de génie civil, mais toujours sans possibilité de réglage (P. Duflon, J. Fonkenell, 2002 ; P.Duflon, 2004). L’introduction de la vitesse variable, qui permet à la fois d’accroître la productivité lorsque les débits et hauteurs de chute sont variables et de participer au réglage de tension, peine encore à se développer, mais la technologie existe.

172En N.-C., le rapport Enerdata 2007 montre qu’il existe encore un potentiel hydroélectrique important : 40 MW identifiés sur un gisement de 200 MW. Pour des centrales de forte puissance, d’environ 20 MW, les coûts d’investissement envisagés varient de 300 à 800 CFP/W (2,5 à 6,5 €/W), ils sont plus élevés que ceux rencontrés en Europe (cf. § 3.1.3). Notons que les coûts de génie civil, qui sont souvent largement prépondérants, sont très variables d’un site à l’autre.

2.2.3. Éoliennes

173(B. Multon, X. Roboam et al., 2004)

174À priori un seul constructeur propose des éoliennes conçues pour les régions cycloniques et pour les zones peu accessibles, il s’agit de Vergnet SA. Ses machines sont rabattables avec un système de haubans et de treuil automatique (cf. figure 12) et permettent, en cas d’annonce de cyclone, de se protéger de la destruction, en outre, elles sont constituées de pièces de taille et masse raisonnables aisément transportables dans les zones peu accessibles et ne nécessitant pas de grues de grande taille. Plus d’une centaine de machines sont actuellement en service en N.-C. avec des puissances unitaires de l’ordre de 250 kW. La dernière génération (GeV HP, 1 MW), au lieu d’être rabattable comme ses sœurs aînées, dispose d’une nacelle qui peut descendre le long du mât, c’est le modèle retenu pour la ferme de Yaté qui devrait être mise en service entre 2010 et 2012 avec 35 unités pour une productivité annuelle de 60 GWh. Le coût installé de ces machines (le prix spécifique de la dernière génération ne devrait pas diminuer) est élevé, soit environ 2,3 à 2,5 €/W, c’est-à-dire près du double des installations européennes. Ce surcoût est justifié par les originalités de la technologie, l’éloignement et, peut-être, par l’absence de concurrence. Le seul fabricant alternatif est Vestas qui a installé de 1996 à 1999 vingt machines de 225 kW au Negandi. Elles ont été détruites par le cyclone Erica en mars 2003 et 15 d’entre elles ont été remplacées, mais il semble que Vestas ne veuille plus s’impliquer dans la construction de nouvelles fermes éoliennes en N.-C.

175La productivité des machines Vergnet a subi quelques revers, semble-t-il, liés à une maintenance insuffisante. La création de Vergnet Pacific et les nouveaux modes tarifaires (subvention au rachat de l’électricité encourageant à maintenir une meilleure productivité) devraient résoudre ces problèmes temporaires. Avec un fonctionnement normal, les machines Vergnet doivent produire environ 1 600 à 1 900 heures annuelles selon les sites et les années (variabilité assez importante dans cette zone géographique). Ce qui signifie que 1 MW éolien produit entre 1,6 et 1,9 GWh annuel.

176Notons enfin qu’il existe sans doute un potentiel éolien off shore important mais que les technologies actuelles sont sans doute mal adaptées aux zones cycloniques. Il faut toutefois garder à l’esprit que des technologies off shore flottantes commencent à être testées et qu’elles pourraient (d’ici quelques dizaines d’années) présenter un intérêt grâce à leur plus grande souplesse face aux vents violents.

Figure 12 – Éoliennes Vergnet rabattables, détail du treuil automatique (GeV MP 275)

Figure 12 – Éoliennes Vergnet rabattables, détail du treuil automatique (GeV MP 275)

2.2.4. Houlogénérateurs

177(B. Multon et al., 2006)

178Résultante de l’effet du vent sur les surfaces marines, l’énergie des vagues représente une ressource considérable et pourrait satisfaire quelques pourcents de la consommation mondiale d’électricité à l’horizon de quelques décennies. La ressource houlomotrice brute est quantifiée en kilowatts par mètre de front de vague avec des ordres de grandeurs compris entre 10 et 100 kW/m (Cap Horn). Il faut cependant considérer le rendement de conversion assez faible (de l’ordre de 10 % sur les moyennes annuelles) des systèmes de récupération actuels.

179Les vagues sont créées et entretenues localement par le vent et prennent la même direction que lui, leur période excède rarement 8 secondes. La houle, quant à elle, se propage en dehors de la zone où le vent lui a donné naissance, avec des oscillations plus lentes, typiquement de 10 secondes, avec une grande longueur d’onde (150 m) et une vitesse de propagation (ou vitesse de phase) d’environ 14 m/s. Idéalement (onde sinusoïdale pure et profondeur infinie), la longueur d’onde est liée à la vitesse de propagation et à la période par la relation classique :

180λ = c.T

181En eaux profondes et aux grandes longueurs d’onde devant la longueur capillaire (environ 3 mm) (E. Guyon, J.-P. Hulin et al., 2001), on a des ondes de gravité dont la vitesse de propagation c et la période T sont fonctions de la longueur d’onde λ (A. Clément et al., 2002) :

182La profondeur des fonds marins joue également un rôle important dans le sens où de faibles profondeurs favorisent la dissipation énergétique. Ainsi, en arrivant sur les côtes, la houle a généralement perdu une grande partie de son potentiel énergétique. Malheureusement pour la simplicité de sa caractérisation, un champ de vagues est composé d’ondes multiples qui ne se propagent pas toutes dans la même direction. Une façon simplifiée pour caractériser la houle aléatoire est de se limiter à seulement deux paramètres : une hauteur crête à creux notée Hs (hauteur significative calculée comme la moyenne du tiers des plus hautes vagues, parfois notée également H1/3) accompagnée d’une période Tp, ces deux paramètres permettant de représenter un état de mer aléatoire en se référant à un modèle standard de répartition spectrale de l’énergie (Tp est alors la période du pic spectral). On estime généralement de une à trois heures la période de stabilité de cet état de mer dans la nature. Des bouées de mesure mouillées à très long terme sur un site donné permettent de dresser des statistiques et d’établir des diagrammes de distribution de probabilité (ou scatter diagram) mensuelle ou annuelle de Tp et Hs, comme celui de la figure 13, ou sous forme de tableau précisant le nombre d’heures cumulées par an en fonction de Tp et Hs. Les caractéristiques de puissance productible des houlogénérateurs sont également définies en fonction de Tp et Hs par une matrice de production, ce qui permet d’évaluer aisément la productivité annuelle sur un site donné par « croisement » de ces deux matrices.

Figure 13 – Exemples de diagramme de distribution de Tp et Hs de la ressource houlomotrice sur un site particulier (Gorringe en Espagne)

Figure 13 – Exemples de diagramme de distribution de Tp et Hs de la ressource houlomotrice sur un site particulier (Gorringe en Espagne)

Source : M. Burger, F. Gardner, 2005.

183La puissance d’une vague progressive pure (parfaitement sinusoïdale et unidirectionnelle) peut se calculer assez aisément si la profondeur du milieu dans lequel elle se propage est supposée infinie (en pratique plus grande que la demi-longueur d’onde). Dans ces conditions, on peut démontrer (A. Clément et al., 2002) que la puissance (moyenne) transmise par unité de largeur de front de vague dans la direction de propagation s’exprime par :

184où ρ est la masse volumique de l’eau, g l’accélération de la pesanteur, H est sa hauteur crête à creux de la houle et T sa période. Avec de l’eau de mer (masse volumique de 1024 kg/m3), le coefficient ρ.g2 /32π vaut environ 980 unités SI. Pour une mer irrégulière dont le spectre est spécifié par la hauteur significative Hs et sa période Tp (période correspondant au maximum du spectre) on obtient :

185En appliquant cette expression à une valeur courante de houle mesurée sur le site de Maré (Société de Recherche du Pacifique, 2006), par exemple Hs = 2 m et Tp = 9s (en réalité, la valeur connue est la moyenne 9 s que nous supposerons proche de Tp), on obtient environ une ressource brute d’environ 15 kW/m.

186Outre le fait que la houle ondule à basse fréquence et engendre des fluctuations de puissance instantanée, la puissance moyenne de la ressource fluctue considérablement en fonction de l’état de mer. La puissance récupérable dépend ensuite de la largeur de houle captée et de l’efficacité du dispositif de conversion. Les houlogénérateurs ont souvent un comportement relativement accordé pour un type de houle donné et, même si un contrôle avancé permet d’optimiser l’extraction de puissance dans des conditions variées, leurs caractéristiques de puissance de sortie ne sont pas vraiment proportionnelles à Hs2.Tp (puissance brute).

187Depuis les années 1970, de très nombreux dispositifs ont été imaginés, brevetés et/ou testés, mais il n’est pas possible d’en faire ici un inventaire. Cependant, on peut proposer une classification simplifiée (A. Clément et al., 2002) :

  • systèmes à déferlement : l’eau de mer déferle sur une rampe, franchit son seuil et remplit un réservoir situé derrière, elle est ensuite turbinée à « basse chute » pour retourner à la mer. Ces systèmes présentent l’avantage de lisser la puissance et d’obtenir une production relativement régulière, en tout cas, qui ne fluctue pas au rythme des vagues. Naguère, ils étaient cantonnés aux côtes en exploitant la configuration naturelle du terrain pour créer le bassin à moindre frais (lagon, par exemple), mais il existe maintenant des systèmes flottants ;
  • systèmes à colonne d'eau oscillante : placés sur les côtes ou sur des machines flottantes, une cavité ouverte à l’action des vagues par une embouchure submergée voit sa surface libre interne osciller comme un piston liquide. L’air de la cavité est alors alternativement expulsé puis admis par une canalisation de sortie vers l’atmosphère. Une turbine, dont le sens de rotation ne change pas en fonction du sens de circulation de l’air, est placée dans la canalisation. La turbine entraîne un alternateur qui produit ainsi en continu de l’énergie ;
  • systèmes à corps mus par la houle : de très nombreux systèmes à flotteurs en surface ou immergés ont été imaginés. Certains, présentant plusieurs corps animés par la houle, travaillent le mouvement relatif de ces corps – on parle alors de référence interne (ou référence embarquée). D’autres font travailler le mouvement d’un seul corps vis-à-vis d’une référence fixe (généralement le fond de la mer par l’intermédiaire de structures fixes ou d’amarrages tendus) – on parle alors de référence externe.

188Les houlogénérateurs peuvent être situés sur la côte (shoreline) ou en mer au voisinage des côtes (near shore) avec des fonds inférieurs à 50 m pour permettre un ancrage notamment, ou encore au large (off shore). Les installations de production côtières doivent satisfaire de nombreuses contraintes, notamment l’adaptation à la topologie du site, mais également une acceptabilité plus délicate, leur principal avantage résidant dans la facilité de raccordement aux réseaux électriques. Les systèmes near shore ou off shore, quant à eux, permettent d’envisager des houlogénérateurs mieux standardisés et bénéficient d’une ressource énergétique plus forte. Ils sont généralement constitués de groupes de modules identiques installés en parcs, électriquement raccordés ensemble afin de mutualiser la production électrique en ne nécessitant qu’un seul câble commun à la côte. On parle aussi de fermes houlomotrices.

189D’une façon générale, les houlogénérateurs, en prélevant une partie de la ressource, amortissent la houle en réduisant la hauteur crête à creux. Bien que les caractéristiques des vagues et la technologie du récupérateur jouent un rôle important, on peut estimer que 10 à 30 % de la ressource peuvent être récupérés. La caractérisation des sites en watts par mètre de front de vague rend difficile l’évaluation de la puissance récupérable par unité de surface marine. Quelques évaluations ont été réalisées, notamment avec le système Pelamis, que nous décrivons plus loin. Par exemple, selon des estimations qui restent à valider expérimentalement, dans un milieu dont la ressource est d’environ 75 kW/m, on peut imaginer extraire 30 MW par km² d’espace maritime occupé et une énergie annuelle de 110 GWh/km², soit environ 6 fois plus qu’en éolien off shore, mais l’espace est également occupé plus intensément qu’en éolien.

190Le coût d’investissement des houlogénérateurs proches de la maturité est estimé aujourd’hui dans une fourchette 1 à 3 €/W et les coûts de production, dépendant bien sûr de la technologie et des conditions locales, pourraient passer d’ici quelques décennies de quelques 10 c€/kWh à quelques c€/kWh. Les houlogénérateurs pourraient profiter du développement des éoliennes off shore, notamment des infrastructures de transport de l’électricité à terre.

Houlogénérateur à rampe de déferlement

191Dans cette famille de générateurs conçus initialement pour exploiter les caractéristiques de sites côtiers (le premier était le Tapchan pour Tapered channel, construit en 1985 sur le site de Toftestallen en Norvège), on trouve un système flottant le Wave Dragon (http://www.wavedragon.net) avec une hauteur de flottaison ajustable en fonction des caractéristiques de la houle. Le déferlement de la houle permet de remplir un bassin à partir d’une rampe, le niveau moyen du bassin est alors supérieur au niveau moyen de la mer et autorise un turbinage basse chute. Les dimensions de la version échelle 1 du Wave Dragon sont 300 m (distance entre extrémités des bras), 170 m (longueur) et 17 m de hauteur dont 3 à 6 m au-dessus du niveau de la mer. La masse totale est de 33 000 tonnes avec un réservoir d’une capacité de 8 000 m3. Sa puissance maximale est de 7 MW avec une productivité annuelle de 20 GWh pour une ressource moyenne de 36 kW/m. Ainsi le nombre d’heures en équivalent à pleine puissance atteint 2 800. L’eau est turbinée dans des turbines Kaplan associées à des génératrices à aimants permanents à vitesse variable. La figure 14 montre deux vues schématiques du dispositif Wave Dragon ainsi qu’une photographie du dispositif à échelle réduite (20 kW, 237 tonnes, 58 m x 33 m, réservoir de 55 m3).

Figure 14 – Vues de dessus et de profil du système flottant Wave Dragon et photographie du prototype à échelle réduite (58 x 33 m), courtesy of Wave Dragon (http://www.wavedragon.net)

Figure 14 – Vues de dessus et de profil du système flottant Wave Dragon et photographie du prototype à échelle réduite (58 x 33 m), courtesy of Wave Dragon (http://www.wavedragon.net)

Source : H.C. Soerensen, 2004.

Houlogénérateurs à colonne d’eau oscillante

192C’est peut-être l’un des principes les plus utilisés, il est d’ailleurs emprunté à la nature où les « trous de souffleur » présents dans les côtes rocheuses mettent bien en évidence les flux et reflux d’air piégé dans une cavité soumise aux fluctuations des vagues.

193Parmi les systèmes non flottants, citons notamment la colonne Kvaerner (Norvège) qui a fonctionné entre 1985 et 1988 (hauteur totale : 25 m, surface libre interne 56 m², turbine 500 kW à 1 500 t/min) et le projet pilote européen Pico, du nom de l’île des Açores au Portugal (chambre 12 x 12 m sur 8 m de haut, 400 kW, turbine Wells à pas variable) et le Limpet (Land Installed Marine Powered Energy Transformer, 2000), de la société Wavegen (http://www.wavegen.co.uk/​),installé sur la côte de l’île d’Islay en Écosse d’une puissance de 500 kW ainsi qu’au pays Basque espagnol (2008). Le convertisseur australien Oceanlinx (ex Energetech), constitué d’unités modulaires de 100 kW à 1,5 MW, est quant à lui posé sur les fonds (20 à 40 m). Le prototype Oceanlinx de Port Kembla en Australie (2005), occupe une surface de 25 x 35 m, pèse 150 tonnes et délivre une puissance moyenne de 500 kW (1,5 MW crêtes) avec une ressource de 35 kW/m.

194Il existe également des systèmes flottants à colonne d’eau oscillante permettant d’accéder à une plus grande variété de sites, citons par exemple :

  • le Sperboy (UK) constitué d’un flotteur de 4 m de diamètre sous lequel se trouvent des tubes (colonnes d’eau oscillantes) descendant à 12 m sous la surface et au-dessus duquel se trouve le système de conversion contenant les chambres de compression et un ensemble de 4 turbines génératrices horizontales délivrant une puissance totale maximale de 140 kW ;
  • la Mighty Whale (Jamstec : Japan Marine Science and Technology Center) est un navire prototype de 50 m sur 30 m et 12 m de profondeur, mis en service en 1998. La puissance maximale est de 110 kW pour un état de mer Hs = 8 m et Tp = 10 à 15 s. Le système de conversion comprend 3 chambres à colonnes oscillantes associées à 3 groupes turbines Wells génératrices asynchrones à vitesse variable.

Figure 15 – Dispositif à colone oscillante LIMPERT, courtesy of Wavegen

Figure 15 – Dispositif à colone oscillante LIMPERT, courtesy of Wavegen

Source : G. Mackie, 2004.

Houlogénérateurs à corps mus par la houle

195Cette catégorie regroupe une très grande diversité de principes et de systèmes dont le plus connu est le Pelamis, grand serpent articulé, et aujourd’hui l’un des houlogénérateurs les plus matures sur le plan industriel.

196Citons quelques-uns de ces dispositifs avant de développer plus en détails les caractéristiques du Pelamis :

  • Power Buoy (Ocean Power Technologies, Inc., États-Unis) système comprenant une partie fixe ancrée et une partie oscillante (la bouée) verticalement dont le mouvement relatif est amorti pour être converti en électricité. Ce système, dont la fréquence propre rend ses performances très sensibles à la période de houle, nécessite un contrôle spécifique pour maximiser l’extraction de l’énergie, incluant notamment un comportement prédictif. Le dispositif de conversion comprend une pompe, un accumulateur et un moteur hydrauliques, ce dernier entraînant une génératrice électrique. Un modèle de 40 kW a été testé entre 1997 et 2002 : il fait 9 m de haut et a un diamètre de 1,5 m au niveau du flotteur, pour une masse de 2 140 kg. Des modèles commerciaux de 150 (11 m de diamètre, 33 m de haut) puis 500 kW sont prévus à courte échéance. Associés en ferme, ils nécessitent une distance d’environ 10 fois le diamètre les uns des autres, ainsi une puissance productible maximale et théorique d’environ 80 MW/km² est envisageable.
  • Searev (Système électrique autonome de récupération de l’énergie des vagues, projet porté par l’École centrale de Nantes). Le concept Searev consiste en un flotteur complètement fermé à l’intérieur duquel une masse pendulaire (400 tonnes) est mise en oscillation par les sollicitations indirectes de la houle (A.Babarit, 2005). La première version étudiée exploite des vérins hydrauliques qui amortissent le pendule et chargent des accumulateurs hydropneumatiques. Un contrôle mécanique en temps réel, piloté par l’informatique embarquée permet de maintenir le système pendulaire dans un état de résonance paramétrique malgré le caractère irrégulier de l’excitation due aux vagues. Des moteurs hydrauliques entraînent des génératrices asynchrones pour une puissance maximale de 500 kW. Une solution tout électrique à générateur électromagnétique direct est également étudiée (M. Ruellan, 2007) Seul projet français de récupération d’énergie de la houle, le système Searev est encore au stade de la recherche.
  • Le Ceto, Cylindrical Energy Transfer Oscillator (projet australien de Carnegie Corp. dans lequel EDF Énergies nouvelles est impliqué http://www.ceto.com.au) est constitué d’un réseau de bouées de 7 m de diamètre immergées à 3 m, actionnant individuellement des pompes situées sur les fonds marins et qui compriment l’eau de mer dans une canalisation. Celle-ci injecte l’eau sous pression dans un système de désalinisation (osmose inverse) et de production d’électricité (turbine Pelton entraînant un générateur électrique). Une installation est envisagée à l’île Maurice.
  • Le système écossais Pelamis (Pelamis Wave Power Ltd, initialement OPD, http://www.pelamiswave.com/​) est actuellement commercialisé (modèle P750). Il est constitué d’un ensemble de quatre cylindres métalliques flottants reliés entre eux par trois articulations à deux degrés de liberté, et ressemblant à un serpent de 3,5 m de diamètre et d’une longueur totale de 140 m (750 tonnes, dont 350 t de ballast). Le comportement du système lui fait suivre plus ou moins la déformation de la surface libre, ce qui en fait un « profiler » plus qu’un résonateur (systèmes précédents).
  • Enfin, nous arrêterons cette longue liste sur le système Anaconda de la société anglaise Checkmate (http://www.checkmateuk.com/​) tout à fait atypique dans le monde naissant des houlogénérateurs. Il s’agit d’un long serpent (200 m et 7 m de diamètre) sous-marin en caoutchouc (plus de 100 tonnes) qui ondule à l’horizontale sous la surface de l’eau et dont la tête rigide est ancrée à un pieu. Sous l’effet de la propagation de l’onde de houle, une résonance produit un renflement qui se propage le long du tube vers la queue où se trouvent les équipements de conversion d’énergie. Ceux-ci comprennent un dispositif de stockage sous pression pour lisser les fluctuations de pression, une turbine hydraulique et un générateur électrique. La puissance moyenne envisagée pour un tel dispositif serait de 1 MW, ses avantages potentiels sont un plus faible coût que celui de ses concurrents et une grande robustesse. Le principe a été validé à échelle réduite, mais il reste du chemin à parcourir pour prouver les performances attendues.

Figure 16 – Houlogénérateur Pelamis P750 (750 kW), détail et éclaté de l’articulation active. Courtesy of Ocean Power Delivery Ltd (Pelamis Wave Power Ltd).

Figure 16 – Houlogénérateur Pelamis P750 (750 kW), détail et éclaté de l’articulation active. Courtesy of Ocean Power Delivery Ltd (Pelamis Wave Power Ltd).

Source : R. Henderson, 2005.

197La forme générale lui permet de supporter des houles relativement variées et de bien exploiter leur énergie. Dans chaque articulation, se trouvent quatre vérins hydrauliques dont deux exploitent et amortissent les mouvements de pilonnement (verticaux) et deux autres, ceux d’embardée (transversaux). Ces pompes accumulent l’énergie sous forme d’huile sous pression dans un réservoir (100 à 350 bars). Deux moteurs hydrauliques, qui tournent régulièrement, entraînent chacun une génératrice asynchrone de 125 kW à 1500 tr/min (vitesse fixe). Ainsi, ce dispositif présente l’avantage de lisser une énergie naturellement fluctuante. Sa durée de vie envisagée est de 15 ans. La puissance électrique maximale est de 750 kW (3 articulations comprenant chacune deux générateurs de 125 kW).

198Trois unités P750 ont été installées en 2008 à 5 km des côtes du Portugal pour former une ferme houlogénératrice expérimentale de 2,2 MW pour un montant de 8 M€. Dans le principe, une superficie de 1 km² permet d’installer une capacité de production de 8 à 30 MW. Comme dans les fermes éoliennes off shore, les unités, espacées d’environ 150 m, sont organisées en clusters.

2.2.5. Générateurs photovoltaïques

199(J.-C. Müller, 2007 ; S. Astier, 2008)

200Le principe de production d’électricité photovoltaïque (PV) exploite la conversion directe de la lumière en électricité. L’absence totale de mouvements mécaniques permet de réaliser des technologies particulièrement fiables et totalement silencieuses particulièrement adaptées à l’intégration aux bâtiments. Ceux-ci offrent en effet des surfaces de captation élevées qui permettent d’envisager une production d’électricité significative d’ici quelques décennies. Il est également possible de construire des fermes PV au sol pour bénéficier d’effet d’échelle toutefois assez modestes sur la baisse des coûts.

201Initialement très coûteuse la génération PV était exclusivement destinée aux applications en site isolé ou spatiale, d’une façon générale, là où le raccordement à un réseau électrique était impossible ou d’un coût prohibitif. Ces installations, sauf cas particuliers (pompage d’eau), doivent comporter un système de stockage qui accroît fortement le coût global. Depuis la fin du xxe siècle, plusieurs pays ont mené des politiques fortement incitatives pour développer les filières industrielles et faire baisser les coûts, en subventionnant les installations directement connectées au réseau. Aujourd’hui, le marché de la production PV au fil du soleil (raccordé au réseau sans stockage) est massivement dominant avec des taux de croissance très élevés (plus de 50 % annuels).

202Les technologies photovoltaïques les plus matures sont à base de silicium polycristallin et monocristallin (rendement légèrement meilleur : environ 17 %), voire de silicium amorphe (bas coût et faible rendement). Au sujet du rendement, il faut rappeler que lorsque la ressource est renouvelable et gratuite, en l’occurrence le rayonnement solaire, un faible rendement n’a comme seule conséquence qu’une surface de captation plus importante, ce qui ne constitue un inconvénient qu’en cas de manque d’espace. Les rendements les plus élevés ne conduisent pas nécessairement à la meilleure rentabilité économique ni environnementale (temps de retour sur investissement énergétique), c’est pourquoi, contrairement au cas des convertisseurs transformant des ressources non renouvelables et polluantes et pour lesquels le rendement est un critère très important, surtout sur le plan environnemental, il ne faut pas focaliser exagérément sur cette caractéristique particulière parmi d’autres, la durée de vie est notamment une caractéristique très importante.

203Des technologies plus marginales existent et permettent notamment d’accroître les rendements grâce à des cellules multispectrale qui élargissent le spectre de sensibilité. Les limites théoriques sont de l’ordre de 86 % et les meilleurs résultats expérimentaux actuels frôlent les 37 % avec une structure triple du type InGaP/GaAs/Ge. Des technologies couches minces, comme celle à base de séléniure de cuivre indium (CIS), ainsi que les matériaux organiques permettent d’envisager de meilleures performances de coût mais elles peinent encore à émerger et/ou ont encore des durées de vie insuffisantes (cas des organiques). Enfin, il existe des structures à concentration dont les rendements sont accrus à haute intensité du rayonnement, mais qui nécessitent des systèmes optiques pénalisants en termes de coût et de fiabilité (salissures).

204La production électrique photovoltaïque est sensiblement proportionnelle à l’intensité du rayonnement solaire (direct et diffus) et est sensible à la température (le coefficient de perte de puissance est de l’ordre de 0,5 %/°C), c’est pourquoi il est préférable de prévoir une ventilation naturelle des panneaux, notamment de la face arrière. La production PV fluctue donc directement avec les variations naturelles d’ensoleillement. En cas de développement massif des systèmes PV raccordés au réseau, leur production engendrerait les mêmes difficultés que l’éolien, nécessitant de nouveaux modes de gestion du réseau ainsi que le développement de systèmes de stockage.

205En Nouvelle-Calédonie, la productivité PV annuelle est de plus de 1 400 heures équivalentes à pleine puissance ce qui diminue les coûts de revient de cette électricité par rapport aux régions moins ensoleillée comme l’Europe du Nord.

2.2.6. Centrales solaires thermodynamiques à concentration (CSP : Concentrated Solar Power)

206Les centrales solaires thermodynamiques (ou héliothermodynamiques) à concentration exploitent le rayonnement direct du soleil, il convient donc de s’assurer qu’il est suffisant pour envisager une rentabilité économique de ces procédés. Le seuil de rentabilité admis est de 1 800 kWh/m²/an.

  • 2 Données Solar Wind Energy Resources Assessment (SWERA) du United Nations Environment Programme (Un (...)

207La N.-C. se trouve dans une zone où le potentiel n’est pas maximal, mais serait très correct avec plus de 2 000 heures annuelles de rayonnement solaire direct, comme le montrent les cartes de la figure 17 (SWERA2), une moyenne quotidienne de 6 à 6,5 kWh/m² correspond à un rayonnement annuel compris entre 2 200 et 2 300 heures à pleine puissance (1 000 W/m²). On pouvait en effet craindre, compte tenu des passages nuageux assez importants, une plus faible valeur du rayonnement direct comme c’est le cas en zone plus proche de l’équateur (Guyane, par exemple).

Figure 17 – Cartes de rayonnement solaire annuel direct

Figure 17 – Cartes de rayonnement solaire annuel direct

Source : Solar Wind Energy Resources Assessment.

208La figure 18 montre la variabilité saisonnière du rayonnement solaire direct quotidien en kWh/m²/jour (de 5 à 8 selon la saison) au sud de la Grande Terre (données SWERA). On peut ainsi constater une amplitude de variation assez convenable et remarquer que c’est lorsque le besoin est le plus élevé (notamment à cause des usages de climatisation) durant l’été que la productivité est la meilleure.

Figure 18 – Courbe de variation du rayonnement solaire quotidien direct au sud de la Grande Terre

Figure 18 – Courbe de variation du rayonnement solaire quotidien direct au sud de la Grande Terre

Source : Solar Wind Energy Resources Assessment.

209Il existe différentes technologies de centrales solaires à concentration, on peut citer principalement :

  • Les centrales à tour (Solar Tower) : il s’agit d’exploiter des miroirs orientables selon deux axes qui focalisent le rayonnement solaire vers une tour où l’on réchauffe un fluide caloporteur (sels fondus) pour produire ensuite de la vapeur et la turbiner, et produire de l’électricité avec un classique alternateur (comme dans les centrales thermiques classiques). La possibilité de stocker la chaleur permet de lisser les effets des passages nuageux, voire les alternances jour nuit, et de mieux optimiser le dimensionnement de la turbine à vapeur. Un exemple récent : PS10 en Espagne, près de Séville, 10 MWe pour un investissement de 35 M€ (624 miroirs de 120 m) en service depuis mars 2007. La production est de 23 GWh/an pour un rayonnement solaire quotidien direct compris entre 4 et 8 kWh/m².
  • Les centrales à miroirs de type auges cylindro-paraboliques (Parabolic Trough) : cette technologie consiste à utiliser des miroirs en forme d’auges orientables en rotation selon un seul axe et focalisant le rayonnement solaire sur une ligne sur laquelle se trouve un tube parcouru par le fluide caloporteur. La suite est identique à celle des centrales à tour. Cette technologie est exploitée depuis les années 1980 en Californie (désert de Mojave) et d’autres réalisations sont programmées dans le monde. En Espagne (G. Molénat, 2009), la centrale Andasol 1, en fonctionnement depuis décembre 2008, a une puissance de 50 MW (productivité annuelle 182 GWh pour un rayonnement annuel de 2 200 kWh/an) pour un coût d’investissement de 260 M€ (5,2 €/W) sur une surface de 51 hectares. Le système de stockage de l'énergie par sels fondus permet d'emmagasiner 1 GWh d'énergie thermique qui accroît la durée de fonctionnement annuelle équivalente à pleine puissance de 2 200 à 3 644 heures, ainsi le coût d’investissement, qui peut sembler à priori très élevé, conduit à des coûts de production très améliorés.
  • Les centrales à miroirs de Fresnel linéaires (Linear Fresnel) : même principe que les précédentes, mais avec des miroirs plans articulés pour obtenir une focalisation du rayonnement solaire vers le tube à moindre coût et avec un rendement légèrement plus faible (besoin de plus d’espace).
  • Les unités à miroir parabolique focalisant le rayonnement sur la source chaude d’un moteur Stirling (fonctionnement sans combustion). Cette technologie (figure 19), à priori plus chère que les précédentes a déjà fait l’objet d’une évaluation/proposition en 2002 par la société australienne Solar Systems Corp.3 (système de 66 unités CS500 sur une superficie de 8 ha totalisant une puissance de 2,3 MW pour une productivité annuelle de 4,3 GWh et d’un coût d’investissement de 1,2 GCFP incluant la mise en service, soit 4,3 €/W).

Figure 19 – Ferme héliothermodynamique composée d’unités miroir parabolique associé à un moteur Stirling (Solar Systems Corp.)

Figure 19 – Ferme héliothermodynamique composée d’unités miroir parabolique associé à un moteur Stirling (Solar Systems Corp.)

Source : Solar Systems Corp, http://www.solarsystems.com.au/​

210Il nous semble intéressant de procéder à une évaluation plus précise du potentiel des technologies thermodynamiques solaires à concentration en N.-C. car elles peuvent permettre de réaliser de relativement grosses unités de production, sous condition de disposer d’espaces disponibles, à un coût moins élevé que celui du photovoltaïque. En outre, les possibilités de stockage de chaleur et d’hybridation avec des brûleurs à combustibles fossiles offrent de bien meilleures possibilités d’intégration au réseau électrique grâce à une puissance plus modulable. Une telle production pourrait satisfaire les besoins de la consommation industrielle métallurgique, ou au moins y contribuer.

2.2.7. Convertisseurs exploitant l’énergie thermique des mers (Otec, Ocean Thermal Energy Converter)

211(B. Multon et al., 2006)

212Les océans et les mers constituent un immense capteur du rayonnement solaire qui stocke et transfère de gigantesques quantités de chaleur, contribuant ainsi significativement aux équilibrages thermiques de la planète. On peut envisager d’exploiter une part (la plus faible possible pour minimiser l’impact) de ce gisement d’énergie dans les zones où il existe des écarts de température suffisamment élevés pour envisager de faire fonctionner des machines thermodynamiques au meilleur coût. C’est dans les zones équatoriales et tropicales que l’on trouve des gradients de température suffisants, sans disposer de conditions exceptionnelles, la N.-C. semble assez bien dotée. On peut trouver des cartes (D. Lennard, 2005) qui montrent les écarts de température entre les eaux de surface et celles à 1 000 m de fond. La ressource brute de l’énergie solaire captée annuellement par les océans est énorme, de l’ordre de 400 000 TWh, mais seule une infime partie est accessible et il est indispensable de ne pas puiser massivement dans ce cycle naturel au rôle crucial dans la stabilité climatique. En considérant le débit global de l’ensemble des courants froids en profondeur (30 Mm3/s), le fait que les machines thermodynamiques envisageables nécessitent un débit d’eau froide très élevé (environ 2 m3/s par MW) et de faibles rendements de conversion de l’ordre de 3 % (principalement dus au faible écart de température entre sources chaude et froide), on atteint un potentiel mondial annuel renouvelable maximal de 80 000 TWh.

213L’idée de mettre en œuvre une faible différence de température, notamment dans les océans, pour faire fonctionner une machine thermodynamique est attribuée à D’Arsonval (1881). Georges Claude, dans les années 1920 à 1930, tenta plusieurs expériences en mer, dont une qui produisit de l’énergie durant quelques jours. La disponibilité de la ressource (très continue aux assez faibles fluctuations de température près) qui permettrait de fournir une production de base, voire ajustable, représente l’un de ses atouts majeurs. Divers autres projets ont été envisagés, mais peu ont abouti jusqu’à maintenant. Parmi ces derniers, on citera la centrale Otec d’Hawaï, mise en service en 1979, produisant 18 kW électriques (L.A. Vega, 1999) durant sensiblement 8 000 heures par an, selon les arrêts de maintenance. Pour minimiser la perturbation environnementale, on estime que la densité de prélèvement de puissance ne doit pas excéder 0,2 MWe/km² (W.H Avery, 2002).

214Le principe des dispositifs Otec est fondé sur une machine à turbine utilisant la détente d’un fluide évaporé sous l’effet d’une source chaude (température des eaux de surface : 26 à 30 °C) puis condensé grâce à une source froide (température des eaux profondes pompées et ramenées au niveau de la machinerie). Il est donc nécessaire de pomper à des profondeurs de l’ordre de 800 à 1 000 m pour disposer d’un écart de température le plus élevé possible sans toutefois dépenser une quantité d’énergie excessive pour le pompage. Le rendement théorique de Carnot s’exprime par :

215où les températures maximale et minimale sont exprimées en kelvins. On obtient donc, avec Tmin ≅ 277 K (4 °C) et Tmax ≅ 301 K (28 °C), un rendement théorique de 8 %. Mais en réalité, compte tenu de l’imperfection du cycle thermodynamique, on arrive plutôt à l’expression :

216(W.H. Avery, 2002), soit 4 % dans ces conditions, cette faible valeur engendre un surdimensionnement coûteux de la machine thermodynamique. En outre, il faut des débits considérables d’eau chaude et d’eau froide, de l’ordre de 2 à 3 m3/s par MWe. Les pertes de pompage associées (d’eau chaude comme d’eau froide) sont d’autant plus faibles que les pertes de charge dues à l’écoulement dans les tuyaux sont réduites. Il est donc essentiel, tout particulièrement pour la longue canalisation d’eau froide, de disposer d’un diamètre de conduite suffisamment élevé. Les optimisations économiques (compromis dépense énergétique de pompage, coût des canalisations) conduisent à des sections de l’ordre de 1,8 m² par MWe, soit des diamètres de 1,5 m pour 1 MW et 15 m pour 100 MW. L’énergie dissipée pour le pompage de l’eau représente alors entre 20 et 30 % de l’énergie produite par la turbine. Il résulte de tout cela un rendement net de production d’électricité d’environ 2,5 à 3 %. Jusqu’à maintenant, l’un des principaux freins au développement des technologies Otec, hormis leur manque de maturité et les difficultés techniques, comme la résistance du tuyau de grande longueur, est le coût d’investissement qui reste très élevé (4 à 12 €/W pour des unités de 100 MW, selon la distance de la côte).

217Les centrales Otec peuvent être construites sur la côte, ce qui simplifie les problèmes de transport d’électricité, mais accroît le coût du pompage car il faut augmenter la longueur des conduites, notamment celle d’eau froide. Cela se révèle même techniquement inacceptable si la profondeur ne décroît pas suffisamment vite au voisinage de la côte. Dans les autres cas, l’usine de conversion doit être construite sur une barge. La figure 20 montre les principaux constituants d’une telle usine (M. Gauthier, 2004). La conduite de grande longueur et de grand diamètre peut être réalisée en PEHD (Polyéthylène haute densité) pour des diamètres jusqu’à 1,5 m, voire en plastique armé ou en béton allégé pour de plus grands diamètres jusqu’à 30 m.

Figure 20 – Schéma d’usine flottante de récupération de l’énergie thermique des mers (ETM) (avec l’autorisation de Michel Gauthier)

Figure 20 – Schéma d’usine flottante de récupération de l’énergie thermique des mers (ETM) (avec l’autorisation de Michel Gauthier)

Source : M. Gauthier, 2004.

218Avec d’aussi faibles écarts de température, les convertisseurs thermodynamiques peuvent être de deux types : à cycles ouverts ou fermés. Les machines à cycle ouvert exploitent directement l’eau de mer et permettent d’éviter des échangeurs très encombrants et risquant de se boucher sous l’effet du biofouling (croissance de micro-organismes). Le principe consiste à faire fonctionner la turbine dans une enceinte à très basse pression (2 à 3 kPa ou 20 à 30 mbar) créée avec des pompes à vide. L’eau de la source chaude, à de telles pressions, se vaporise et entraîne la turbine puis se condense au contact de la source froide. L’eau douce obtenue par condensation peut d’ailleurs être utilisée comme un sous-produit valorisable. L’inconvénient majeur du cycle ouvert réside dans les dimensions importantes de la turbine basse pression. La simplicité du cycle ouvert trouve ici sa limite. Il n’est aujourd’hui plus envisagé que pour de faibles puissances (inférieures au MW). Le cycle fermé permet quant à lui, au prix de l’utilisation d’un fluide à plus basse température d’ébullition, en l’occurrence l’ammoniac, et d’échangeurs de très grande surface, d’utiliser une turbine de plus petites dimensions (diamètre 1 m pour 1 MW). Les échangeurs doivent avoir des surfaces de l’ordre de 10 000 m² par MWe et résister à la corrosion et au biofouling. Les matériaux utilisables sont le titane et l’aluminium. La lutte contre le biofouling nécessite, si l’on veut éviter l’usage de produits chimiques (chlore, par exemple), un nettoyage mécanique quasi continu. Quel que soit le cycle, la turbine entraîne une génératrice électrique à travers un multiplicateur de vitesse dans le cas des cycles ouverts où la turbine est très lente.

2.2.8. Récupérateur de l’énergie cinétique des courants marins

219(B. Multon et al., 2006)

220Les courants marins ont deux origines distinctes, l’une liée à l’interaction terre-lune-soleil qui donne lieu aux effets de marées, l’autre résultant d’un complexe brassage des eaux océaniques principalement dû aux gradients de température et de salinité. Les premiers sont alternatifs avec des cycles pouvant varier selon les zones géographiques, et les seconds sont continus avec une intensité pouvant varier en fonction des saisons et des années. Le Gulf Stream, qui entre dans la seconde catégorie, offre à lui seul une puissance cinétique de plus de 30 GW et environ 300 TWh annuels. Mais il n’est pas question de prélever massivement son énergie sans conséquences climatiques graves. Ce sont surtout les courants alternatifs de marée qui constituent les gisements les plus intenses et les plus nombreux.

221La récupération de l’énergie marémotrice peut se faire sous ses formes potentielles : variation du niveau de la mer et exploitation via un barrage, ou cinétique : exploitation directe des courants par des turbines placées directement dans le flux, comme des éoliennes sous-marines, appelées en français hydroliennes. L’un des avantages des marées est leur grande prédictibilité qui facilite la planification et permet de mieux insérer de tels systèmes de production dans les réseaux. Avec les systèmes à barrage, l’effet de stockage dans des bassins amont et aval peut être mis à profit pour faire du stockage, éventuellement en pompant dans les parties avantageuses du cycle.

222Il existe, en fonction des lieux, différents types de marées. Les plus énergétiques possèdent environ 2 cycles par jour avec une période d’un peu plus de 12 heures et une amplitude qui varie sensiblement sinusoïdalement sur un cycle.

223Les courants de marée sont plus intenses lorsque la profondeur est faible et leur intensité est maximale en surface pour atteindre une valeur nulle au fond par effet de « couche limite ». L’évolution de la vitesse v en fonction de la distance z, comptée à partir de la surface, est du type :

224où v0 est la vitesse en surface et H est la profondeur (valeur typique de α : 1/7).

225L’énergie potentielle des marées dans les zones à fort marnage (ce qui n’est pas le cas de la N.-C.) peut être exploitée en construisant des barrages. Mais ils modifient la configuration des sites côtiers concernés ainsi que l’écosystème et nécessitent des investissements lourds. Pour ces raisons, il y a eu très peu de réalisations au monde, et l’une d’elles est l’usine marémotrice de la Rance d’une puissance crête de 240 MW pour une productivité annuelle de 540 GWh. Une façon de s’affranchir des contraintes topographiques consiste à créer un lagon artificiel et donc une usine marémotrice à barrage off shore, comme le propose la société Tidal Electric Ltd.

226La technique de récupération des courants libres est très proche de celle des aérogénérateurs, à ceci près que la direction des courants est constante, que leur sens est alternatif (effets de marée) ou continu et que les turbines se trouvent dans l’eau salée (cette technologie a déjà été éprouvée en eau douce, notamment dans des fleuves amazoniens). On retrouve ainsi deux grandes familles de turbines selon que l’axe de rotation est vertical ou horizontal, mais également d’autres technologies plus originales telles que celle utilisant des ailes planes oscillantes (Système Stingray d’Engineering Business Ltd), ou encore des systèmes flottants de type « roue à aubes » (projet français Hydrogen).

227À part quelques projets d’extraction de l’énergie du Gulf Stream, la plupart des projets actuels concernent les courants de marée. Nous focaliserons donc notre attention sur les technologies adaptées aux courants alternatifs de marées, sachant qu’elles sont pour la plupart adaptées aux courants continus.

228La puissance mécanique, soit également à peu près la puissance électrique (car les rendements des génératrices sont très élevés), d’une turbine en flux libre est donnée par l’expression :

229où Cp est le coefficient de puissance hydrodynamique, limité par la loi de Betz à 59 %, ρ la masse volumique de l’eau, v la vitesse du courant (m/s) et S la surface balayée par la turbine. Quand la vitesse des courants varie sinusoïdalement, la puissance de la ressource varie comme le cube de cette vitesse. Même si les fluctuations de vitesse n’ont rien de comparable à celles du vent, il peut être intéressant d’écrêter la puissance au-delà d’une vitesse nominale. Cette vitesse est un paramètre important d’une optimisation technico-économique déterminé en fonction des caractéristiques de chaque site. Avec un rendement hydrodynamique (Cp) minimal de 30 % (pessimiste : les valeurs dans l’eau sont plutôt comprises entre 0,35 et 0,5), pour 3 m/s la puissance par unité de surface balayée de turbine vaut environ 4 kW/m². Les caractéristiques hydrodynamiques des turbines ont exactement la même allure que celles des éoliennes. La figure 21 met en évidence l’intérêt de faire varier la vitesse de rotation pour maximiser la récupération de puissance lorsque la vitesse du courant évolue selon le cycle de marée. Cette même figure montre la caractéristique de puissance électrique obtenue par un ensemble turbine à pas variable et génératrice électrique à vitesse variable. La vitesse variable permet d’exploiter pleinement les possibilités de la turbine au-dessous de la vitesse nominale (ici 2,4 m/s) et, le cas échéant, le pas variable permet d’écrêter la puissance au-delà de cette valeur.

Figure 21 – Réseau de caractéristiques de puissance d’une hydrolienne en fonction de la vitesse de rotation et de la vitesse du courant. Courbe de puissance typique d’une hydrolienne incluant un écrêtage de la puissance (Autorisation d’HydroHelix et Saipem)

Figure 21 – Réseau de caractéristiques de puissance d’une hydrolienne en fonction de la vitesse de rotation et de la vitesse du courant. Courbe de puissance typique d’une hydrolienne incluant un écrêtage de la puissance (Autorisation d’HydroHelix et Saipem)

Source : J.-F. Daviau, H. Majastre et al., 2004.

230Dans l’ouvrage, les auteurs J.F. Daviau, H. Majastre (et al.) mettent en évidence l’existence d’un optimum de vitesse nominale du courant (à partir de laquelle la puissance est écrêtée) pour minimiser le coût de dimensionnement d’une hydrolienne. Bien que la puissance cinétique croisse sensiblement avec le cube de la vitesse du courant, on a intérêt à écrêter la puissance de la turbine aux forts courants (au-delà d’une vitesse dite nominale), ce qui permet d’optimiser le dimensionnement du système complet compte tenu du fait que les courants à vitesse élevée ont une occurrence faible.

231Les systèmes imaginés (R. Bedard et al., 2005) sont quasiment tous totalement immergés, mis à part celui d’HydroGen (http://www.hydro-gen.fr/​) qui met en œuvre des roues à aubes flottant en surface. Les générateurs immergés de petites puissance peuvent être flottants, placés sous une barge, ce qui permet de régler plus aisément le problème des variations de hauteurs dues aux marées elles-mêmes et de faire en sorte que les machines restent toujours au voisinage de la surface. Ils peuvent être également flottants portés par une bouée et amarrés, comme propose la société SMD Hydrovision (http://www.smdhydrovision.com/​)ou encore Ponte de Archimede avec sa turbine Kobold à axe vertical (http://www.pontediarchimede.com). Ce principe est déjà exploité dans des rivières. Les hydrogénérateurs peuvent également être posés au fond sur base gravitaire (Openhydro http://www.openhydro.com et HydroHelix http://www.hydrohelix.fr) ou encore portés par un monopieu métallique comme ceux de MCT Ltd (Seaflow, http://www.marineturbines.com). En fait, le choix des structures porteuses est principalement dicté par la profondeur et par la nature des fonds. Le monopieu est réservé aux profondeurs comprises entre 20 et 40 m. Il est enfoncé dans le sol (sable) par battage. Issues du secteur de l’exploitation pétrolière ou gazière off shore, les structures jacket, constituées de tubes soudés assurant une large emprise sur le fond, permettent d’accéder à des profondeurs supérieures et/ou à des sols rocheux. Ce sont également les technologies utilisées ou envisagées en éolien off shore.

232Les différents prototypes ou systèmes au stade préindustriel ont des puissances de quelques dizaines à quelques centaines de kW. La société MCT (Marine Current Turbines Ltd) possède une expérience déjà importante, le projet Seaflow (European Commission Report, 2005), démarré en 2003 dans le canal de Bristol (fonds de 20 à 30 m), a permis de tester une turbine bipale (pales en composites) de 300 kW, 11 m de diamètre, à pas variable sur un pieu en acier de plus de 40 m de haut. La nacelle pouvait se déplacer le long du pieu afin de faciliter la maintenance. La génération suivante d’unités MCT, mise en service en 2008, comprend deux turbines bipales de 600 kW chacune portée par des bras situés de part et d’autre du pieu, ainsi les écoulements ne sont plus perturbés par le passage des pales devant le pieu.

2.2.9. Production électronucléaire

233Avec l’appui de Franck Carre (CEA/DEN/DDIN), Direction du développement et de l'innovation nucléaires, rencontré le 11 février 2009 dans les locaux du CEA Le Ponant de Paris.

Puissance nominale d'éventuelles tranches nucléaires

234Dans un réseau électrique, il est fortement souhaitable que la puissance maximale des unités reste inférieure à 10 % de la puissance totale installée (pour pouvoir compenser une unité défaillante dans de bonnes conditions de stabilité de la tension et de la fréquence). Sur la base d'environ 500 MWe de puissance totale (peut-être un peu plus d'ici à 2015 si de nouvelles usines s'implantent comme à Koniambo), cela nous donnerait une puissance maximale d'environ 50 MWe ce qui est très en dessous de ce qui existe aujourd'hui sur le marché des réacteurs et même, probablement, de ce qui sera développé dans les années à venir, notamment pour des raisons de marché insuffisant et d’effet d’échelle défavorable aux petites tailles (cf. l'enquête AIEA publiée en 2008 sur l'éventail des besoins en réacteurs nucléaires des pays en développement).

235À noter que de « petites » unités de ce type résoudraient le problème d'interruption de production soulevé au sujet des exigences des process de production métallurgique qui ne doivent pas subir d'arrêt, mais pourraient nécessiter d’être doublées pour les périodes de maintenance et de rechargement éventuels.

236Par ailleurs, Areva n'a pas de projet de réacteur d'une puissance inférieure à 1 000 MWe et le recours à une offre russe dans la gamme de (40 à 300 MWe) ne manquerait pas de soulever des difficultés de certification. De même pour une offre américano/japonaise ou chinoise dans la gamme de 300 MWe si ce niveau de puissance pouvait être considéré.

Coût

237La modestie des besoins en électricité de la N.-C., qui limite le besoin à un ou quelques réacteurs de faible puissance (alors que les effets de taille et de série sont très favorables aux projets nucléaires), de même que le besoin d'investir dans des infrastructures industrielles spécifiques rendent probablement le coût de l'option nucléaire peu compétitif avec celui de centrales à gaz, charbon ou fioul, malgré l'isolement de la N.-C. (probablement > 5 000 €/kWe pour l'investissement seulement).

Transport du combustible nucléaire et des déchets radioactifs

238L'approvisionnement du réacteur en combustible et la reprise du combustible usé pour retraitement vers la France métropolitaine, voire le Japon en cas d'accord, imposerait des transports sécurisés sur de longues distances.

239En conclusion, ces considérations techniques et économiques peu favorables, auxquelles s'ajoute l'exigence d'une procédure administrative lourde pour la création d'un site nucléaire conduisent à penser que, dans l'état actuel des connaissances et sans même aborder les aspects politiques et sociologiques, l'on peut exclure l'option nucléaire du futur énergétique des prochaines décennies de la N.-C.

2.2.10. Piles à combustible et hydrogène

240Les piles à combustibles (P. Stevens, F. Novel-Cattin et al., 2000) sont des convertisseurs d’énergie électrique qui permettent de convertir la réaction chimique d’oxydoréduction hydrogène/oxygène en électricité et en eau avec un excellent rendement non limité par le second principe de la thermodynamique (rendement de Carnot). Le rendement typique d’une pile à combustible, rapport de l’énergie électrique produite sur énergie calorifique de l’hydrogène, est d’environ 50 % à la puissance nominale, il peut être plus élevé mais au prix d’un surdimensionnement et donc d’un surcoût. Ainsi une pile à combustible produit de l’électricité, de la chaleur et de l’eau.

241L’hydrogène, qui constitue le carburant de cette réaction, n’est pas librement disponible dans la nature, au même titre que l’électricité, il doit être converti à partir d’une ressource primaire. Si cette dernière est un combustible fossile (par réformage), le bilan global de la conversion est généralement mauvais à la fois du point de vue du rendement sur cycle de vie et des rejets de GES, il est donc nécessaire de produire l’hydrogène à partir de ressources renouvelables.

242Certaines piles à combustibles, dites directes, peuvent transformer directement un combustible carboné, comme le méthanol ou le méthane, mais la transformation s’accompagne alors de rejet de GES, il faut alors s’assurer que le bilan global incluant la production du carburant est avantageux, ce qui n’est pas toujours le cas, par exemple lorsque le combustible est issu de ressources non renouvelables (gaz naturel, par exemple) ou de certains biocarburants.

  • 4 Nm3 = normaux mètre cube, soit le volume occupé par le gaz dans les « conditions normales de tempé (...)

243Dans le cas de la production par un électrolyseur (A. Damien, 1992), les rendements d’électrolyse sont compris entre 70 à 85 %. La consommation électrique des électrolyseurs industriels (auxiliaires compris) est généralement de 4 à 6 kWh/Nm34 et celle d’eau (la plus pure possible) vaut environ 1 litre par Nm3. Les deux technologies envisageables sont de type alcalin (mature, coût de l’ordre de 1 €/We) et à membrane échangeuse de proton (grande réactivité aux fluctuations de puissance, mais coût encore élevé 4 €/We avec un potentiel de baisse important à long terme et durée de vie un peu plus faible). Électrolyser de la vapeur d’eau à très haute température (issue de concentrateurs solaires, par exemple) permet de réduire de façon significative la consommation d’énergie électrique. Enfin, certains procédés thermochimiques peuvent permettre d’extraire l’hydrogène de l’eau à partir d’une source de chaleur haute température comme le raisonnement solaire concentré, de nombreux travaux de recherche explorent les voies plus prometteuses mais encore assez éloignées du stade industriel.

244Parmi les diverses technologies de piles à combustibles, on citera les plus avancées :

  • AFC (Alkaline Fuel Cell), technologie la plus mature et la moins coûteuse (1 €/W) mais adaptée à un fonctionnement avec de l’oxygène et de l’hydrogène très purs, applications réservées au spatial et aux sous-marins ;
  • PAFC (Phosphoric Acid Fuel Cell) technologie qui a fait ses preuves en durée de vie, mais qui est lourde et encombrante, donc plutôt adaptée aux applications stationnaires ;
  • SOFC (Solid Oxide Fuel Cell) fonctionnant à haute température (700 à 1 000 °C) et plutôt destinées aux applications stationnaires, elles permettent des rendements électriques élevés jusqu’à 70 % ;
  • PEMFC (Proton Exchange Membrane Fuel Cell) à membrane polymère et basse température : elles sont plutôt envisagées pour les applications embarquées car elles présentent des performances massiques élevées (c’est la technologie qui a été mise en œuvre dans les programmes spatiaux américains), mais avec un rendement plus faible de l’ordre de 40 % et un coût relativement élevé (4 €/W), mais avec un potentiel de baisse important à long terme ;
  • la famille des DFC (Direct Fuel Cell) permet de convertir directement un hydrocarbure liquide (méthanol, éthanol) ou gazeux (biométhane, gaz naturel), de préférence issu de la biomasse car les réactions chimiques rejettent notamment du gaz carbonique.

245Même s’il existe des produits commerciaux ou quasi commerciaux, les durées de vie et coût sont encore actuellement incompatibles avec les exigences des applications stationnaires (plusieurs dizaines de milliers d’heures) et des transports terrestres (coût). C’est pourquoi d’intenses programmes de recherches sont menés à tous les niveaux.

246En somme, nous pensons que les piles à combustibles constituent une voie de conversion d’énergie qu’il est pertinent de promouvoir sur le sol de la N.-C., notamment parce qu’il existe d’autres voies plus prometteuses et moins risquées.

2.2.11. Filière aluminium-air

247L’aluminium peut être envisagé comme vecteur énergétique pour la production d’électricité. Ce sous-chapitre fait suite à une sollicitation de la Dimenc et son contenu a été rédigé avec l’appui scientifique du Professeur Jean-François Fauvarque, titulaire de la chaire d’électrochimie du Cnam (entretiens fin février 2009).

248Si l’on considère l'aluminium comme un vecteur énergétique destiné à être « consommé » dans des piles à combustible aluminium-air, il est nécessaire de raisonner sur son cycle de vie, en calculant notamment la dépense énergétique primaire globale nécessaire pour produire 1 kWh électrique.

249Avec les process industriels actuels, la production d'aluminium consomme elle-même environ 32 kWh d'énergie primaire par kg de matériau pour une production à partir de minerai (comme une partie de l’aluminium ne peut à priori pas être recyclée après consommation, nous avons préféré effectuer une comptabilité à partir de la ressource primaire et inclure les possibilités de recyclage).

250Dans une pile à combustible (PAC) Al-air, 1 kg d'aluminium permet de produire environ 3 kWh électriques, sachant que la valeur théorique limite est de 4,8 kWh – la formation de Al(OH)3 fournit 3 faraday par mole (78 g), ce qui donne une énergie théorique de 4,8 kWh/kg.

251Le procédé de recyclage de l'alumine (trioxyde d'aluminium) nécessite d'éliminer les traces de potassium et coûte alors environ 3 kW électriques + 5 à 6 kWh thermiques, soit environ 15 kWh primaires sur la base des moyens courants de production d'électricité.

252En supposant environ 8 % de pertes de matière première à chaque opération de recyclage, le coût énergétique pour produire 1 kWh électrique (0,3 kg d'aluminium) peut être estimé, hors coût de transport, à environ 17 kWh. En ce qui concerne le transport, il faudrait également prendre en compte les allers-retours de l'aluminium et de l'alumine vers le pays producteur, car il faut faire le recyclage ailleurs vu qu'il faut plus d'énergie que la combustion de l'aluminium n'en a donné.

253Sans aller plus loin, et même s’il existe sans doute un potentiel d’amélioration, de tels chiffres sont très en défaveur de l'aluminium comme vecteur énergétique pour produire de l'électricité. Un rendement énergétique de 1/17e conduira à priori à un coût prohibitif de cette électricité en comparaison avec tous les autres moyens de production actuellement connus.

2.2.12. Centrales géothermiques

254Le gros avantage de la production géothermique est sa possibilité de fonctionner en base. Les technologies actuelles, bien éprouvées et d’une excellente productivité, fonctionnent sur le principe de l’entraînement d’une turbine à vapeur. La vapeur est obtenue directement si la température de l’eau est suffisamment élevée ou produite par un échangeur dont le circuit primaire est alimenté par l’eau géothermale et le circuit secondaire par un fluide organique. En Guadeloupe, sur le site de Bouillante, deux usines cumulent actuellement une puissance de 16 MW et une troisième tranche est envisagée pour plusieurs dizaines de MW.

255La géothermie haute température traditionnelle nécessite de disposer d’un sous-sol chaud et contenant de l’eau. Cela limite considérablement son champ d’application car il existe de nombreux sites où la température est élevée (200 °C) mais sans eau. C’est pour permettre l’exploitation de cette ressource que la technologie des « roches chaudes sèches » est en développement. Elle est fondée sur l’injection d’eau dans des zones profondes de roches fracturées. Une expérience est menée en Alsace (Soultz-sous-Forêts) avec des puits à 5 000 m (un peu plus de 200 °C), de l’eau est injectée sous pression par un premier puits, elle circule dans les anfractuosités puis remonte réchauffée par un second puits pour produire une puissance de 1,5 MW, avec l’espoir de passer à terme à environ 6 MW. La turbine fonctionne sur le principe d’un cycle thermodynamique organique de Rankine, il exploite un circuit fermé avec un fluide travail organique (isobutane) et non pas de l'eau comme dans les centrales thermiques classiques. La turbine entraîne une génératrice asynchrone de 1,5 MW.

256Ce projet date de 1987 sachant que les premiers forages ont débuté en 1993, il a été principalement soutenu par des fonds européens (environ 100 M€ depuis l’origine). Actuellement, même s’il continue, on peut dire que les difficultés se sont révélées plus importantes que prévu, la phase d'évaluation de la faisabilité économique doit s’achever en 2010. La phase de test industriel est, quant à elle envisagée à l’horizon 2010-2020. En cas de validation des hypothèses technico-économiques étudiées dans la phase précédente, l'objectif sera de construire un premier module prototype de dimension et de structure véritablement industrielles, et de le tester pour en améliorer ensuite les performances et organiser la fabrication de série de modules standards, pour une puissance de 25 MW. Enfin, au-delà de 2020, ce serait alors la phase de réalisation industrielle et de diffusion. Il est difficile de faire des pronostics sur l’arrivée à maturité de la géothermie des roches sèches, mais il est probable que son horizon soit à plusieurs décennies.

2.3. Le bâtiment producteur d’énergie

257Le bâtiment (habitat, tertiaire et industriel) reçoit une quantité significative de rayonnement solaire, voire de vent, et peut satisfaire, au moins en moyenne annuelle, plus que ses propres besoins, on parle alors de bâtiment à énergie positive. Il s’agit d’une production d’électricité qui est renvoyée sur le réseau auquel est raccordé le bâtiment. Ces aspects ont été développés dans la première partie (la maîtrise de l’énergie). Les ordres de grandeurs du potentiel de production solaire dépendent de l’orientation des surfaces équipées de générateurs photovoltaïques (toitures et murs), un ordre de grandeur moyen de 100 kWh/m²/an peut être donné.

258Ainsi le bâtiment et les surfaces associées peuvent, dans un grand nombre de cas, satisfaire ses propres besoins énergétiques et en satisfaire d’autres en injectant les surplus de production électrique (voire de biogaz) sur des réseaux, mais également recharger des véhicules électriques, dans ce cas on parle de convergence habitat-transport, thématique très actuelle qui fait l’objet de travaux en cours.

259L’autoproduction, notamment en ce qui concerne l’eau chaude sanitaire, est souvent classée dans la maîtrise de l’énergie, c’est pourquoi ce volet est traité dans la partie 1.

2.4. Technologies de stockage de l’énergie

2.4.1. Stockage de l’électricité

260(A. Marquet, C. Levillain et al., 1998 ; B. Multon, J. Ruer, 2003)

261Nous ne nous intéresserons ici qu’au stockage réversible, c’est-à-dire permettant de charger et décharger ce que nous appellerons au sens large un accumulateur (sans rappeler à chaque fois « d’énergie »). Le stockage de l’énergie électrique est aujourd’hui généralisé et banalisé dans de nombreuses applications électroniques portables (ordinateurs, téléphones…) et stationnaires (alimentations sans coupure : onduleurs, alimentations des sites isolés par une production photovoltaïque ou éolienne). Il est également utilisé dans le domaine des transports terrestres pour alimenter les automobiles et 2 roues électriques. Les technologies qui dominent pour satisfaire ces besoins sont quasi exclusivement électrochimiques, le terme vulgaire employé pour les désigner est « batteries ». Leur qualité essentielle réside dans leurs performances massiques et volumiques qui sont les meilleures de tous les systèmes de stockage d’électricité existants, même si elles nous semblent souvent encore insuffisantes. Les technologies électrochimiques sont nombreuses et comprennent beaucoup de variantes, les plus diffusées sont :

  • plomb acide, surtout employé pour les applications stationnaires car lourde (environ 20 à 30 Wh/kg) ;
  • nickel cadmium (NiCd), naguère très utilisé pour les applications portables grand public, elle a fait l’objet d’une interdiction à cause de la toxicité du cadmium non recyclé (problème de comportement des usagers), mais elle est encore largement employée pour les chariots de manutention dans un secteur cette fois professionnel et encadré. Ses performances sont supérieures à celles du plomb, de l’ordre de 40 Wh/kg avec des possibilités de charge et décharge plus rapides sans dégradation et sans pertes significatives d’énergie ;
  • nickel-métal-hydrures (NiMH) dont les performances sont supérieures (60 Wh/kg) à celles du NiCd et qui constituent l’essentiel du marché des « piles rechargeables » standard et qui sont employées dans les transports terrestres (Toyota Prius hybride, 2 roues…) ;
  • lithium dont il existe plusieurs familles (notamment Lithium-Ion et Lithium-Polymère) et sous familles (pour le Li-Ion : au cobalt, manganèse, fer-phosphate) offre les performances massiques les plus élevées (de 80 à 200 Wh/kg selon les caractéristiques de puissance). Elle est abondamment utilisée dans les applications portables à hautes performances (téléphones, PC portables) et devrait déboucher très prochainement dans le domaine de la propulsion terrestre et, probablement, des applications stationnaires.

262Globalement toutes ces technologies offrent des rendements en charge et décharge qui peuvent être élevés à condition que les puissances demandées restent relativement faibles (temps de charge ou décharge supérieurs à l’heure ou à quelques heures) et les auto-décharges sont très faibles (de l’ordre de quelques pourcents par mois pour la plupart d’entre elles). L’un des points faibles des technologies électrochimiques est leur vieillissement rapide en cyclage, l’ordre de grandeur du nombre de cycles de charge/décharge est le millier. C’est pourquoi les analyses économiques, mais également environnementales, doivent être effectuées sur l’ensemble de la vie du système global considéré.

263Pour les applications stationnaires, les contraintes de masse sont moins cruciales que dans les applications embarquées et la palette des solutions de stockage de l’énergie électrique s’étend considérablement. Nous nous intéresserons ici principalement à la problématique de gestion de l’énergie dans le cadre d’une production fluctuante ou intermittente où le dispositif de stockage joue un rôle indispensable d’adaptation de la production à la consommation, soit sur les courtes durées (ou faibles « constantes de temps »), le temps par exemple que les moyens thermiques s’adaptent, soit sur de plus longues durées (ou longues « constantes de temps »), pour ne pas ou pour moins les solliciter.

Figure 22 – Principe d’une station de transfert d’énergie par pompage (Step), dessin de J. Ruer et photographie du réservoir haut de la Step (1,8 GW-400 GWh) de Grand’Maison (Isère)

Figure 22 – Principe d’une station de transfert d’énergie par pompage (Step), dessin de J. Ruer et photographie du réservoir haut de la Step (1,8 GW-400 GWh) de Grand’Maison (Isère)

Source : B. Multon, J. Ruer, 2003.

264Parmi les systèmes de stockage massif (adaptés aux réseaux) et à longue « constante de temps », on peut citer :

  • Les stations de transferts d’énergie par pompage (Step appelées également systèmes de stockage hydraulique gravitaire ou centrales de pompage-turbinage (pumped hydro), technologie actuellement largement dominante dans les grandes puissances (jusqu’à des GW, comme c’est le cas de la station de Grand’Maison en France, figure 22). Les rendements sont de l’ordre de 80 %. La contrainte majeure est liée à la nécessité de sites au relief adapté. Notons que 100 m3 d’eau stockés en haut d’un immeuble de 20 m ne représenteraient « que » 20 MJ ou 5,5 kWh. Ces systèmes, malgré leurs grandes puissances, peuvent fonctionner aujourd’hui à vitesse variable ce qui permet d’ajuster la puissance finement et d’apporter une contribution de haut niveau à la stabilisation du réseau.
    Récemment, dans le rapport (C. Bataille, C. Birraux, 2009) les auteurs ont rappelé la possibilité de construire de telles stations en mer en créant des atolls artificiels. Une digue s’élevant de 50 à 100 m au-dessus du niveau de la mer permettrait de stocker 2 à 8 GWh par km² pour des puissances possibles de plusieurs GW. Les technologies seraient disponibles et les coûts acceptables. Cela permet de penser que des Step construites en bord de mer avec un relief important sur la côte, permettraient de transférer l’eau de mer vers un bassin haut ce qui éviterait la construction du bassin supérieur. Bien sûr, il faudrait assurer une étanchéité suffisante pour éviter des infiltrations d’eau de mer dans les sols, une évaluation des coûts associés et des risques environnementaux, notamment en considérant d’éventuels risques sismiques serait alors nécessaire. Nous pensons que cette option mérite d’être étudiée en N.-C. où les configurations semblent favorables.
  • Le stockage d’air comprimé en caverne (CAES Compressed Air Energy Storage) représente une technologie déjà relativement mature avec plusieurs réalisations de grande puissance. La construction de systèmes CAES nécessite de disposer d’une géologie favorable permettant de disposer de grandes cavités (anciennes mines de sel, par exemple). La définition du rendement est ici particulière car on brûle du gaz naturel pour réchauffer l’air dans une chambre de combustion avant de le détendre dans la turbine. Pour restituer 1 kWh au réseau, il faut utiliser 0,75 kWh d’électricité durant la phase de pompage et brûler 1,22 kWh de gaz naturel durant le déstockage. Les installations sont très peu nombreuses, notamment parce que les contraintes d’exploitation sont fortes (couplage à des usages de gaz naturel, sites favorables). Des systèmes plus perfectionnés (Advanced CAES) permettant d’améliorer le bilan énergétique, mais toujours en combinaison avec une turbine à gaz.
  • Les batteries à circulation d’électrolyte (redox flow batteries) permettent de contourner la limitation des accumulateurs électrochimiques classiques dans lesquels les réactions électrochimiques créent des composés solides qui sont stockés directement sur les électrodes où ils se sont formés. La masse qu’il est possible d’accumuler localement est forcément limitée, ce qui fixe un maximum à la capacité. Dans les batteries dites à circulation d’électrolyte, les composés chimiques responsables du stockage de l’énergie sont liquides et restent en solution dans l’électrolyte. Trois technologies sont en développement avec des électrolytes à base de ZnBr (Zinc-brome), NaBr (Sodium-brome) et VBr (Vanadium-brome). L’électrolyte est pompé vers des réservoirs externes dont le volume représente l’énergie stockée. Des systèmes de capacité élevée (qq 100 kWh à qq 10 MWh) sont en expérimentation.
  • Le stockage de chaleur haute température avec turbine, système à l’état de projet qui n’a pas encore fait l’objet de réalisation, mais qui mérite que l’on s’y attarde. Des réfractaires sont chauffés par des résistances lors du stockage. Pour récupérer l’énergie accumulée, l’air chaud est injecté dans une turbine à cycles combinés et l’on peut espérer des rendements de l’ordre de 60 %. La réalisation de ces réservoirs de chaleur n’est pas liée à des contraintes géologiques et les pertes d’autodécharge sont relativement faibles surtout si le système est de grandes dimensions. Les coûts d’investissement envisagés sont parmi les plus bas, mais la faisabilité et les performances restent à démontrer.

265Dans les systèmes de stockage à moyenne et petite échelles, on trouve :

  • Les accumulateurs électrochimiques dont nous avons parlé précédemment. Aux technologies présentées, on peut ajouter celle au sodium soufre (NaS) qui trouve des applications au niveau des réseaux électriques. Elle fonctionne à haute température (environ 300 °C) avec des produits commerciaux tout à fait matures de quelques MWh pour des puissances de quelques MW (typiquement des modules de 1 MW – 7,2 MWh).
  • Les supercondensateurs sont des condensateurs à très haute énergie volumique ou massique (environ 5 Wh/kg) avec des capacités en puissance très élevées (qq kW/kg soit des constantes de temps de l’ordre de la centaine de secondes) et une très grande tenue au cyclage. L'énergie électrique est accumulée dans le champ électrique, à la différence des dispositifs électrochimiques, il n'y a pas de réaction chimique ce qui accroît considérablement la cyclabilité. Le principe est voisin de celui du condensateur mais l’isolant, qui sépare les électrodes, est remplacé par un électrolyte conducteur ionique dans lequel le déplacement des ions s'effectue le long d'une électrode conductrice à très grande surface spécifique (grains de carbone percolants ou polymères conducteurs microfibreux). Des supercondensateurs hybrides, à mi-chemin entre accumulateurs électrochimiques et supercondensateurs, permettent d’offrir des performances intermédiaires d’énergie et de puissance massiques.
  • Les inductances supraconductrices (SMES, Superconducting Magnetic Energy Storage) sont des bobines, sans circuit ferromagnétique, à conducteurs supraconducteurs fonctionnant à des températures cryogéniques, en général l’hélium liquide (4,2 K ou moins) pour les technologies basse température (alliages NbTi ou Nb3Sn) ou l’azote liquide (15 à 30 K pour avoir des champs critiques élevés)) pour celles à « haute température » (au Bismuth : BSCCO ou à l’Yttrium : YBaCuO). La bobine se présente comme une source de courant continu, celui-ci varie en fonction de l’état de charge et doit être converti pour être exploitable sous forme de tension continue ou alternative. Comme les supercondensateurs, les SMES sont bien adaptés aux faibles constantes de temps.
  • Les accumulateurs à volants d’inertie (FES, Flywheel Energy Storage) comprennent un volant d’inertie massif ou composite (plus rapide, énergie massique supérieure) associé à un moteur-générateur et à des paliers spéciaux (souvent magnétiques), le tout dans une enceinte de confinement sous très basse pression afin de minimiser les pertes d’autodécharge. On peut ainsi atteindre des taux d’autodécharge de quelques %/heure. Ils offrent une très grande capacité au cyclage (qq 10 000 à qq 100 000 cycles) déterminée par un dimensionnement en fatigue. De façon simpliste, le volant est dimensionné en énergie et le moteur-générateur en puissance, énergie et puissance sont ainsi facilement découplables. On considère habituellement que les accumulateurs inertiels se rangent, aux côtés des supercondensateurs et des SMES, dans la catégorie des systèmes à faible constante de temps, c’est d’ailleurs dans ce domaine qu’ils ont trouvé leurs premières applications commerciales, mais ils peuvent également permettre de réaliser des systèmes plus lents (constante de temps de l’ordre de l’heure) et étendre leur champ d’application.
  • Les systèmes à air comprimé en bouteilles, un compresseur électrique permet de mettre de l’air sous haute pression (200 bars ou plus) dans des bouteilles. La compression ou détente s’accompagne de pertes énergétiques (éventuellement valorisables dans certaines applications) et le rendement électrique est souvent médiocre. Mais des technologies plus performantes, exploitant un fluide d’interface, permettent d’obtenir des rendements améliorés. L’air est comprimé de façon sensiblement adiabatique par le fluide lui-même compressé par un compresseur/moteur hydraulique réversible associé à une machine électrique. L’ensemble est plus lourd et plus encombrant que la solution purement à air comprimé, envisagée pour les applications embarquées, et pour cette raison il est destiné aux applications stationnaires. Il n’y a pas encore de produits commerciaux, mais des développements sont en cours.
  • Les systèmes électrolyseur-hydrogène-pile à combustible (ou à PAC réversible) utilisent l’hydrogène comme combustible intermédiaire stocké sous faible pression et transformable à partir de l’électricité et d’eau pure. Leur rendement global sur cycle de charge/décharge est faible (de l’ordre de 30 %) et leur durée de vie insuffisante dans le contexte des applications couplées au réseau électrique. En outre, les coûts de la chaîne électrolyse – stockage – pile à combustible à prévoir sont aussi très importants en termes d'investissements et de fonctionnement. Ces sujets faisant l'objet de nombreux travaux de recherche dans le monde, on peut imaginer une amélioration de ce rendement à 40 % ou un peu plus, et que les coûts des différents systèmes baissent, mais on imagine mal aujourd'hui un débouché direct d'une telle filière. La production d’hydrogène seule à partir de surplus de production d’électricité pourrait être avantageuse en présence de réseaux d’hydrogène, elle permettrait de les valoriser par une utilisation directe (transports, par exemple. Enfin, il faut noter que le rendement et la durée de vie des électrolyseurs sont affectés en cas de fluctuations de l’alimentation électrique, ce qui est le cas avec les ressources intermittentes photovoltaïques et éoliennes.

266En conclusion, le stockage d’électricité dispose d’un large panel de solutions adaptées à une grande diversité de situations, mais leur coût est souvent un obstacle. Le renforcement des contraintes environnementales va accélérer la pénétration de cet élément des chaînes de conversion électrique. Pour bien optimiser son dimensionnement, son insertion dans les systèmes ainsi que sa gestion, il est indispensable de raisonner sur cycle de vie, tant des points de vue économiques qu’environnementaux, ce qui nécessite entre autres une prise en compte des durées de vie, notamment en cyclage, et des coûts de fonctionnement (pertes énergétiques en particulier).

2.4.2. Stockage de l’hydrogène

267(E. Tzimas, C. Filiou et al., 2003)

268Pour les applications stationnaires, on procède généralement à un stockage gazeux sous basse pression dans des réservoirs cylindriques en acier. En Europe, ces réservoirs stockent typiquement sous 50 bars 115 à 400 kg d’hydrogène dans un volume compris entre 100 et 350 m3). Les pertes de compression à 50 bars sont faibles, entre 0,015 et 0,025 kWhe/MJPCI_H2 (1 MJ = 0,28 kWh) selon le type de compresseur, soit 5 à 9 % de la valeur énergétique de l’hydrogène, mais elles peuvent contribuer à pénaliser un rendement global de conversion déjà faible.

269Pour les applications embarquées où l’on recherche une énergie massique élevée, l’hydrogène possède intrinsèquement un pouvoir calorifique élevé (34 kWh/kg, soit environ 3 fois plus que les hydrocarbures liquides) à première vue très attrayant. Mais son stockage soulève des difficultés très importantes et constitue l’un des points durs de la filière hydrogène dans le domaine des transports. Dans des réservoirs à haute pression, par exemple à 700 bars, la masse du réservoir est environ 20 fois supérieure à celle de l’hydrogène contenu, ce qui fait chuter sévèrement l’énergie massique de l’ensemble réservoir - combustible (soit 1,6 kWh/kg) et cela sans comptabiliser la dépense énergétique de compression qui pénalise encore plus les performances. Notons que l’accroissement de la pression permet avant tout de réduire le volume car, au-delà de 400 bars, la masse totale a plutôt tendance à augmenter. Si l’hydrogène est stocké sous forme de liquide cryogénique (- 253 °C et 5 à 10 bars), les performances massiques sont similaires et la dépense énergétique de liquéfaction est encore supérieure. Cette fois c’est l’isolation thermique qui pose problème et est associée en corrélation, avec l’inévitable réchauffement, à une fuite continue dont on estime qu’une déperdition de un pour mille par heure peut être acceptable (cela donne une perte d’environ 18 % en une semaine). Enfin le stockage dans des hydrures métalliques, théoriquement plus performant en termes de volume et de sécurité, est encore au stade de la recherche avec des performances massiques inférieures ou égales aux précédentes.

2.4.3. Stockage de froid

270(J.-M. Levy, F. Demeestre, 2007)

271Le stockage de froid permet d’accumuler de l’énergie frigorifique pendant les périodes les économiquement favorables et la décharger sur les périodes où les besoins de froid sont plus importants et plus chers à produire. Outre le gain économique, le stockage de froid permet de réduire la puissance des groupes froids et de réduire globalement les impacts environnementaux des installations. Les applications potentielles concernent la climatisation et le froid dans le tertiaire, les process industriels nécessitant du froid (entrepôts frigorifiques, cuisines centrales, abattoirs..).

Les technologies de stockage

272Le stockage de froid sur un cycle jour/nuit fait appel à deux phénomènes physiques :

L’utilisation de la chaleur sensible des matériaux

273L’eau possède une chaleur sensible (spécifique) intéressante de 1,16 kWh/(m3K). Exploitée de +4 °C à +13 °C, la chaleur spécifique de l’eau permet de stocker environ 10 kWh/m3 d’eau. Mélangée à un antigel, sa plage de fonctionnement peut être étendue entre 0 °C à 13 °C, soit un stockage de l’ordre de 14 kWh/m3. La principale difficulté à résoudre pour le stockage sensible est la gestion des retours d’eau à 13 °C pour éviter le mélange au stock à 4 ou 0 °C. Les techniques diverses ont été développées pour résoudre ce problème : compartimentage, double réservoirs, membrane de séparation, stratification du stockage…

L’utilisation de la chaleur latente de fusion de l’eau ou certains matériaux

274L’exploitation de la chaleur latente de fusion/solidification de l’eau permet de stocker une quantité beaucoup plus grande de l’ordre de 93 kWh/m3. Dans la réalité, la densité de stockage est réduite à 50 kWh par unité de volume compte tenu de la place nécessaire à l’échange de chaleur. À encombrement égal, c’est tout de même 4 à 5 fois plus qu’un stockage sensible. C’est pourquoi le stockage latent a tendance à se généraliser, notamment en milieu urbain. Deux techniques existent pour répondre aux différents besoins :

  • le stockage dynamique est caractérisé par le fait que l’eau utilisée par le stockage est mise directement en circulation vers les utilisateurs. Cette technique réservée pour des usages industriels pour des puissances importantes sous de faibles écarts de températures est commercialisée selon trois procédés : glace sur tubes à fontes externes, glace moissonnée ou boue de glace ;
  • dans le stockage statique, l’eau ou le matériau de stockage reste à l’intérieur de la cuve. Ce système s’est imposé dans le domaine de la climatisation. De nombreux procédés existent : glace sur tubes à fonte interne, glace (ou eutectique) encapsulée.

Intérêt pour la réduction des pointes de demande d’électricité sur le réseau

275Le premier intérêt du stockage du froid est de transférer l’appel de puissance électrique vers une période de moindre demande et donc de diminuer la puissance maximale appelée. Le deuxième intérêt est de lisser la demande d’électricité ce qui a une conséquence favorable sur le facteur de charge des centrales électriques, améliorant ainsi l’efficacité énergétique. Le troisième impact concerne la distribution d’électricité : les lignes perdent moins d’énergie, lorsqu’elles sont moins chargées et qu’elles fonctionnent à une température extérieure basse (la nuit).

Impact sur le bilan énergétique de production de froid

276Le bilan énergétique d’un stockage de froid doit prendre en compte la perte thermique du stockage et l’impact sur la production de froid. Ce dernier point met en balance deux phénomènes antagonistes :

  • l’abaissement de la température de condensation, puisque les groupes froids couplés à un stockage latent vont fonctionner plus longtemps la nuit (dans le système actuel, c’est la période creuse en demande d’électricité) au moment où les températures sont les plus basses (diminution de l’ordre de 4 à 6 °C en N.-C.). Cet abaissement est favorable sur un plan thermodynamique ;
  • l’abaissement de la température de l’évaporateur, de l’ordre de 10 °C pour le stockage latent est en revanche défavorable.

277Globalement sur un plan thermodynamique les groupes froids fonctionnent avec un EER (Energy Efficiency Rating : le rendement) légèrement dégradé en régime nominal puisque l’écart entre les températures d’évaporation et de condensation est plus élevé. Cependant avec un stockage de glace les compresseurs fonctionnent plus longtemps sur un régime proche du régime nominal, contrairement aux installations sans stockage qui suivent la courbe très variable de demande de froid des utilisateurs. Le fonctionnement en régime dynamique avec un meilleur taux de charge permet d’afficher un bilan global énergétique plus favorable avec une économie de 8 à 12 %.

Bilan financier

278Le surinvestissement d’une installation de stockage à chaleur latente est de l’ordre de 15 à 25 % supérieur à celui d’une installation classique. La rentabilité notamment en zone tropicale est intéressante. Les temps de retour dépendent fortement de la structure tarifaire du coût du kWh (existence d’un tarif heures creuses/heures pleines, par exemple) et du subventionnement éventuel des installations. Selon l’étude (W. Hu, C. Feldmann, 2007) les temps de retours sur investissement sont estimés de l’ordre de cinq ans voire moins.

Impact environnemental

279L’émission de GES est légèrement diminuée grâce à un meilleur facteur de charge des centrales électriques et moins de pertes réseau de distribution.

280De même, la charge quasi constante des compresseurs d’un groupe de froid couplé à un stockage de froid limite le nombre de démarrages et permet un fonctionnement au meilleur rendement, ce qui réduit la consommation électrique (et donc l’émission de GES). Le régime de fonctionnement augmente la durée de vie de l’installation et réduit son entretien. La réduction de moitié du groupe froid permet de diminuer d’autant la quantité de fluide frigorigène, comme les HFC ou HCFC puissants GES.

281Enfin, le meilleur dimensionnement des groupes froid devrait permettre de limiter la taille de l’installation du groupe, mais cet espace gagné est largement réinvesti par le stockage de froid qui nécessite tout compte fait plus d’espace qu’une installation classique.

Applicabilité en Nouvelle-Calédonie

Stratégies vis-à-vis de la courbe de charge de N.-C.

282Le stockage de froid doit être intégré dans la panoplie des actions pour lisser la courbe de charge du réseau électrique fortement impactée par la consommation de climatisation, comme le montrent les futures projections des courbes de charge de la distribution publique (rapport Enerdata 2007, cf. figure n° 2 in « La situation énergétique »).

283Plusieurs stratégies de stockage peuvent être envisagées selon le signal tarifaire (en N.-C. il y a lieu de différentier la saison chaude et la saison fraîche), pour s’effacer ou limiter l’appel de puissance aux heures les plus chargées du réseau électrique :

284En accumulation totale, le groupe frigorifique fonctionne strictement en dehors des périodes dites de charges, le groupe fonctionne en permanence entre ces deux régimes, on peut définir des régimes intermédiaires à accumulation limitée.

Offre commerciale

285Pour les grands immeubles neufs, les constructeurs proposent une installation ad hoc dimensionnée et construite spécifiquement.

286Les offres types « assemblage d’unité » couvrent une grande gamme de puissance et sont adaptables aux bâtiments existants.

287Les offres type package s’adressent aux bâtiments tertiaires de petite et moyenne tailles.

288Ce dernier type d’offre est récent. Il permet d’étendre progressivement le stockage froid latent réservé jusqu’à peu aux gros projets (>100 kW) aux moyennes et petites puissances de 3 à 100 kW, grâce au ministockage de froid commercialisé d’abord au Japon puis commercialisé aujourd’hui partout dans le monde. Cette orientation du marché est particulièrement intéressante dans la perspective d’un développement de la filière en N.-C. dont le marché potentiel est constitué de petits et moyens bâtiments. Cependant pour éviter des contre-références, il est indispensable que localement les bureaux d’études techniques, installateurs et exploitants maitrisent les techniques de stockage de froid par des actions de formations, d’accompagnement et de suivi.

2.4.4. Comparatif des technologies du point de vue de leur maturité

289On trouvera, dans la synthèse de la partie 5, la figure 14 reprenant les principales technologies évoquées ici avec une indication de leur niveau de maturité technologique qui permet de les positionner sur une échelle de 1 à 4, depuis le stade de la R&D ou des toutes premières opérations de démonstration (1), en passant par les premières applications commerciales sur des marchés niches (2), jusqu'au stade où la technologie devient plus compétitive et se diffuse rapidement (3) avant de se stabiliser et de perdre progressivement des parts de marché (4).

2.4.5. Gestion des réseaux électriques avec intégration d’une production intermittente

290Un accroissement de la production d’électricité d’origine éolienne et photovoltaïque (intermittente et non corrélée à la demande) pose des problèmes de stabilité des réseaux classiques dont le bon fonctionnement est fondé sur l’équilibre instantané production/consommation, équilibre largement fondé sur une bonne planification des moyens de production hiérarchisée selon des critères de coûts. On estime généralement qu’un taux de pénétration en puissance inférieur à 20 % n’introduit pas de perturbations majeures pour le réseau. Cependant, les chiffres fournis concernent généralement des réseaux continentaux largement interconnectés où les problèmes de stabilité sont moindres, mais ici, la Grande Terre est une île de taille relativement modeste. Dans ces conditions, en l’absence de moyens de stockage comme c’est le cas en N.-C., et pour un taux de pénétration de l’ordre de 10 %, la production intermittente d’électricité peut être traitée comme de la consommation négative. De même que les profils de consommation font l’objet de prévisions liées aux activités humaines et à la météo, les profils de production intermittente doivent faire l’objet de prévisions fiables. Il faut cependant noter une tendance à accroître fortement les taux de pénétration comme le montre l’arrêté du 23 avril 2008 « relatif aux prescriptions techniques de conception et de fonctionnement pour le raccordement à un réseau public de distribution d’électricité en basse tension ou en moyenne tension d’une installation de production d’énergie électrique ». Pour les réseaux faibles des zones insulaires (article 22), il est mentionné un taux maximal de 30 % au-delà duquel le responsable de l'équilibre production consommation est en droit de déconnecter des générateurs éoliens ou photovoltaïques. Actuellement, il est sérieusement envisagé de dépasser les 30 % en ajoutant des dispositifs de stockage.

291Si l’on considère les moyens actuels (deux tranches de Prony incluses), la puissance crête de production du réseau néo-calédonien est d’environ 470 MW (incluant la production hydraulique et éolienne) et la puissance éolienne installée (ou en voie de l’être avec la ferme de Touango) est d’environ 36 MW. La puissance photovoltaïque étant encore négligeable, on peut considérer que la puissance des systèmes de production intermittente représente déjà plus de 7 % de la puissance planifiable.

292En améliorant la qualité de la planification (incluant des prévisions météorologiques plus fines et adaptées à la production éolienne et solaire), en favorisant une meilleure communication entre des opérateurs, et en agissant autant que possible sur le réglage des moyens de production actuels, il est sans doute techniquement (avec des surcoûts) possible d’atteindre un taux de pénétration de l’ordre de 25 à 30 %. Un équilibre des puissances éoliennes et photovoltaïques installées permettrait peut-être un meilleur foisonnement de la production intermittente, mais cela reste à démontrer. Des études pourraient être menées en ce sens sur la base des données de productivités mesurées au minimum sur un an et sur différents sites géographiques.

293Ensuite, des actions incitatives pour agir sur les profils de consommation, par exemple en incluant la possibilité de délester (moyennant des contrats spéciaux) durant les pointes, permettraient de pousser encore plus loin le taux de pénétration.

294Enfin, l’implantation de moyens de stockage offrirait une souplesse beaucoup plus grande dans la gestion du réseau. Un taux de pénétration atteignant 100 % (en puissance) est sans doute possible si l’on dispose de moyens de stockage appropriés. Le stockage hydraulique gravitaire constitue sans doute la technologie la mieux adaptée aux spécificités de la Grande Terre, en outre, c’est la technologie de loin la plus utilisée dans le monde. Pour obtenir des stockages à action plus rapide et très rapide, on peut envisager d’autres technologies de stockage (électrochimique à circulation, sodium soufre, supercondensateurs, volants d’inertie) comme l’a prévu actuellement l’île de la Réunion. En ce qui concerne les petites îles, des microréseaux de type photovoltaïques hybrides (avec groupe électrogène et stockage électrochimiques) constituent sans doute les meilleures solutions technico-économiques. Le coût de production de ces petits systèmes est évidemment plus élevé que celui de la Grande Terre, mais le coût d’un raccordement sous-marin ne s’amortirait sans doute pas et cette option serait source de risques accrus de défaillances. De tels systèmes hybrides peuvent être dimensionnés pour une très faible consommation de carburant des groupes électrogènes qui ne sont utilisés qu’en situation exceptionnelle (ensoleillement anormalement faible durant une durée imprévue, ou surconsommation imprévue ou défaillance).

3. Aspects non technologiques

3.1. Aspects économiques

295L’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. L’analyse porte sur les principales technologies identifiées dans le chapitre 2.1. « Carburants classiques et alternatifs ». 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 développement industriels, les performances futures sont plus incertaines encore et tout particulièrement les données de coût.

296La littérature sur les nouvelles technologies de l’énergie (NTE) étant très abondante nous nous appuierons pour cette analyse sur deux sources principalement, l’une française et l’autre internationale, qui présentent l’intérêt d’une forte légitimité l’une et l’autre.

297Il s’agit pour la première de l’exercice réalisé périodiquement par la Direction générale de l’énergie et du climat – DGEC (ex DGEMP – Direction générale de l’énergie et des matières premières) et intitulé « Les coûts de référence de la production électrique – synthèse 2008 » (DGEC, 2008). Cette étude produit une comparaison des coûts complets de production d’électricité selon différentes filières dont les filières de production distribuée, éolien, solaire, micro hydraulique, cogénération, etc.

298La seconde référence permet d’aborder le développement des technologies de production d’électricité d’origine renouvelable avec un point de vue plus international (même si l’étude DGEC se réfère aussi pour évaluer les coûts à des sources internationales). Il s’agit de l’étude de l’Agence internationale de l’énergie (AIE/IEA) intitulée « Energy Technology Perspectives » publiée en 2008 et faisant suite à un premier travail publié, lui, en 2005 (IEA, 2008a).

3.1.1. Éolien terrestre et éolien en mer

a. Les coûts internationaux

299Les 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. Les durées de vie estimées sont d’environ 20 ans.

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

300Selon la DGEC, le coût d’investissement pour un parc éolien (mise en service industriel programmée en 2012) est de 1 300 €/kW. Ce coût est composé pour 87 % du coût des machines (y compris transport et montage), le reste correspondant au génie civil, au raccordement au réseau5 et aux études (DGEC, 2008). 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 (ibid.).

  • 6 Les dollars 2005 sont convertis avec un taux de change de 1,24 $/€ puis un déflateur du PIB europé (...)

301Selon l’AIE, les coûts d’investissement de l’éolien on shore varient selon les pays et se situent dans une fourchette de 1 050 à 1 460 €/kW6. L’AIE observe également que les coûts d’investissement pour les éoliennes off shore sont sensiblement plus élevés que pour l’éolien on shore, entre 1 900 et 2 540 $/kW (IEA, 2008a).

302La Commission européenne indique des coûts d’investissement de 1 140 €/kW et des coûts de fonctionnement et de maintenance de 35 €/kW pour l’éolien on shore, et respectivement de 2 000 €/kW et de 80 €/kW pour l’éolien off shore (CE, 2008).

  • 7 L’AIE n’indique pas de coûts de référence pour la production off shore.
  • 8 Il peut être utile à ce stade de rappeler les ordres de grandeur des coûts des moyens de productio (...)

303Les 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 (62 € pour un très bon site et 94 € pour un site médiocre) et 120 €/MWh en off shore (3 000 h) ) [DGE, 2008). Selon l’AIE les coûts se situent pour l’on shore entre 56 et 80 €/MWh pour un bon site7 (IEA, 2008a)8.

304La 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 (DGEC, 2008). L’AIE est plus optimiste avec des coûts de production de 50 €/MWh attendus pour l’éolien on shore en 2015 sur de bons sites (IEA, 2008a).

b. Les coûts en zones insulaires

  • 9 Pour l’instant seul le constructeur français Vergnet est positionné sur ce marché des éoliennes po (...)

305Les zones insulaires présentent des caractéristiques spécifiques qui modifient sensiblement l’économie de l’énergie éolienne. En premier lieu, les contraintes de transport (bateau puis infrastructures routières) imposent d’utiliser des éoliennes de taille inférieure au standard technologique actuel. En second lieu, 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 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 concurrentielle9.

306Ces contraintes apparaissent dans le rapport de la DGEC qui indique des coûts spécifiques pour des systèmes éoliens installés dans les DOM sur la base de machines de taille inférieure (1 MW) et rabattables en cas de cyclones (DGEC, 2008). Les coûts de ces machines sont nettement plus élevés que ceux des éoliennes installées sur des parcs éoliens on shore en Europe puisque le coût de référence est de 2 000 €/kW avec des coûts de production de l’ordre de 140-150 €/MWh (ibid.).

  • 10 Entretiens réalisés par les experts de l’expertise collégiale au cours d’une mission en N.-C. entr (...)

307Selon les informations que nous avons pu rassembler10, le coût global d’un projet éolien en N.-C. serait plus élevé que le coût moyen considéré par la DGEC, en raison notamment de l’éloignement. Le coût d’un projet représenterait de 2 300-2 500 €/kW en intégrant les surcoûts de transport (maritime et terrestre), les coûts d’installation (chantier), de raccordement au réseau, etc. Pour un facteur de charge estimé à 1 400-1 600 heures de fonctionnement à pleine puissance, nous estimons que dans ces conditions les coûts de production sont voisins de 200 €/MWh (durée d’amortissement de 20 ans).

308Le coût réel de production est toutefois 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 N.-C. tombe à 116 €/MWh.

309On 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 (Menanteau et al., 2003) ces coûts sont négligeables mais ils peuvent devenir significatifs lorsque ce taux 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.

3.1.2. Électricité photovoltaïque

a. Les coûts internationaux

310Les installations photovoltaïques de référence installées aujourd’hui en Europe sont de deux types :

  • les installations de petite taille (qq kW) intégrées en toiture dans une maison individuelle ;
  • les installations de plus grande taille posées en terrasse sur des entrepôts (qq centaines kW) ou des centrales PV posées au sol de plusieurs MW.
  • 11 La centrale PV récemment installée dans l’Ariège occupe une surface au sol de 35 ha pour une puiss (...)

311Les développements massifs observés en Europe concernent principalement le PV intégré au bâti en raison notamment de la disponibilité des toitures et des contraintes de place que posent les centrales de plusieurs MW11. En l’absence de contraintes foncières, il peut être intéressant d’envisager la réalisation de ces centrales PV qui permettent de bénéficier d’économies d’échelle et donc d’en limiter les coûts.

312Les coûts d’investissement pour des systèmes PV figurant dans le rapport de l’AIE se situent entre 4 800 et 5 400 €/kWc sans précision sur la taille des systèmes considérés (IEA, 2008a). Les coûts d’investissement estimés par la DGEC 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 N.-C., les coûts de production s’étagent entre 400 €/MWh pour la centrale de 300 kW et 570 €/MWh pour une installation individuelle (DGEC, 2008).

  • 12 Note : le taux de change utilisé pour passer de $ 2005 aux € 2008 est 0.86.

313Comme pour l’éolien, mais de façon plus marquée, les perspectives de baisse de coût sont importantes. En 2020, les coûts devraient, selon la DGEC, se situer entre 3 000 et 4 000 €/kW (ibid.). Pour l’AIE 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 ; ils pourraient atteindre 60-80 €/MWh en 2050 (cf. figure 23)12.

Figure 23 – Coûts de production de l’électricité PV en 2050 en fonction de l’ensoleillement

Figure 23 – Coûts de production de l’électricité PV en 2050 en fonction de l’ensoleillement

Source : AIE, 2008.

b. Les coûts en zone insulaire

314Les coûts indiqués ci-dessus correspondent à des systèmes installés en métropole et raccordés au réseau. Pour les zones insulaires en général, et la N.-C. 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 ;
  • les systèmes individuels autonomes (équipés de dispositifs de stockage) d’une puissance de quelques centaines de watts en général destinés à alimenter une famille en électricité.

315Pour les systèmes raccordés au réseau, les informations que nous avons obtenues lors des entretiens donnent pour la N.-C. des ordres de grandeur de coûts très comparables à ceux qu’indique la DGEC (cf. CR entretien des experts avec EEC le 10 mars 2009) : 5 800 €/kWc pour une installation de grande taille. Ainsi, on n’observerait pas, pour l’énergie PV, le décalage important entre les prix de la métropole et les prix pratiqués en N.-C. que l’on peut constater pour l’éolien.

316Si l’on fait l’hypothèse, pour des systèmes raccordés au réseau, que les coûts d’investissement sont, en N.-C., comparables à ceux de la métropole (5 à 6 000 €/kWc), on obtient des coûts de production situés dans une fourchette allant de 300 à 400 €/MWh.

317Les modules PV sont également utilisés pour l’électrification de populations non raccordées au réseau sur la base de systèmes de petite taille. Les coûts de ces systèmes sont variables suivant les pays concernés (fourchette de l’ordre de 8 000-30 000 €/kW – IEA, 2002), mais ils sont systématiquement supérieurs à ceux des systèmes raccordés au réseau, non équipés de dispositifs de stockage et de taille plus importante. Il faut par ailleurs signaler la nécessité d’un entretien régulier des accumulateurs et leur remplacement tous les 10 ans environ. Malgré cela, ils peuvent présenter un intérêt économique lorsqu’il n’existe pas d’alternative satisfaisante (kérosène pour l’éclairage, par exemple), ou lorsque celle-ci présente des coûts élevés ou rencontre des difficultés d’approvisionnement (groupe électrogène).

3.1.3. Autres moyens de production d’électricité distribuée

318Outre la production d’électricité à partir de biomasse sèche (traité par ailleurs) ou de biogaz, les microcentrales hydrauliques sont les autres moyens de production distribuée d’électricité d’origine renouvelable considérés dans le rapport DGEC.

319Les 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, 2008). 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.

320Trois autres technologies de production d’électricité méritent d’être examinées dans le contexte de la N.-C. : la géothermie, le solaire thermodynamique et l’énergie des océans. Ces technologies sont toutefois toutes les trois (à des degrés divers) au stade de la recherche et développement ou de la démonstration. Les données économiques relatives à ces technologies sont donc encore très limitées, peu informatives, et plus souvent prospectives qu’observées, quand il ne s’agit pas de valeurs cibles. Les valeurs qui suivent sont donc à considérer avec toute la prudence nécessaire.

321Pour 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 de petites installations (IEA 2008a). Dans ces conditions (ressources en eau à haute température accessible), les coûts de production peuvent se situer entre 40 et 70 €/MWh (IEA, 2008a) et 70 à 100 €/MWh (DGEC, 2008).

322Pour l’énergie marine (on parle ici des courants marins et de l’action de la houle), les premières réalisations industrielles (sauf pour les barrages exploitant l’énergie marémotrice) 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 (IEA, 2008a). Les perspectives de baisse de coûts sont importantes (division par deux ou par trois à l’horizon 2040-50), mais encore fortement incertaines. Les ordres de grandeur avancés dans l’étude DGEC sont, eux, plus favorables (les auteurs insistent également sur les fortes incertitudes), avec des coûts de production de 60 à 80 €/MWh en 2015 (DGEC, 2008).

323Les centrales solaires à concentration nécessitent un rayonnement solaire important (2 000 kWh/m² au minimum) et essentiellement direct, une localisation qui pourrait inclure la N.-C. Plusieurs nouveaux projets ou réalisations sont apparus en Europe ou aux États-Unis ces dernières années indiquant un regain d’intérêt pour cette technologie (Philibert, 2004). Les coûts actuels pour des centrales à construire (faibles effets de série) sont estimés entre 3 400 et 7 700 €/kW (IEA, 2008a) 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 (ibid.).

324À 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 3). 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.

Tableau 3 – Coûts présents et futurs des principales technologies de production d’électricité

Tableau 3 – Coûts présents et futurs des principales technologies de production d’électricité

Source : CE, 2008.

3.1.4. Capteurs solaires pour la production d’eau chaude sanitaire

325L’énergie solaire à basse température pour la production d’eau chaude sanitaire est une technologie mature largement répandue dans certains pays (250 à 700 m²/1 000 hab. pour Israël, Chypre ou la Grèce, par exemple). Les coûts des systèmes installés sont toutefois extrêmement variables d’un pays à l’autre selon l’ensoleillement et les surfaces installées. 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. De manière générale les coûts sont plus bas dans les pays fortement ensoleillés, permettant l’utilisation de technologies moins sophistiquées, et dans les pays en développement ou émergents en raison du fait de coûts d’installation plus faibles (Menanteau, 2008).

326En Nouvelle-Calédonie les coûts pour un chauffe-eau solaire de 300 l (soit 4 m² de capteurs) sont en moyenne de l’ordre de 800 €/m² (Becare, 2008). Ces coûts seraient supérieurs à ceux observés dans les DOM avec 420-610 en Guadeloupe, 500-610 en Martinique, 710 en Guyane et 750 à la Réunion (ibid.). Ces coûts sont indiqués dans le rapport d’audit sans les coûts d’installation ; il conviendrait donc d’y ajouter la part de main-d’œuvre pour l’installation estimée à 100 €/m² (ibid.) soit un coût global de l’ordre de 900 €/m² qui situe la N.-C. dans la partie supérieure des coûts observés en Europe.

327Malgré des coûts relativement élevés, la rentabilité économique des systèmes de production d’eau chaude solaire est bonne par rapport aux dispositifs classiques (chauffe-eau gaz ou électricité) en raison des prix élevés du kWh électrique et gaz. Le rapport d’audit sur la filière eau chaude solaire l’estime à 5 ans par rapport à un chauffe-eau gaz et 2,5 ans par rapport à un chauffe-eau électrique (ibid.).

328Il n’existe que deux entreprises produisant des capteurs solaires en N.-C. dont une représente 85 % de parts de marché. Le montant des taxes sur les chauffe-eau solaires (+ de 250 l) importés est de 62 % (ibid.). Une analyse plus approfondie serait nécessaire pour mieux appréhender le marché des capteurs solaires en N.-C., mais on ne peut s’empêcher de faire le rapprochement avec la situation de la Tunisie dans les années 1990 qui 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 (cf. infra). 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.

3.1.5. Production d’électricité ex biomasse et biocarburants

329Les technologies de production d’énergie utilisant la ressource de biomasse sont très diversifiées selon qu’elles produisent du gaz (méthanisation d’effluents liquides, récupération du gaz de décharges), de la chaleur (combustion directe, gazification), de l’électricité (centrale vapeur ou centrale à gazéification intégrée et cycle combiné) ou des carburants (bio-diesel, bio-éthanol, biocarburants de 2e génération). Il est de ce fait difficile de situer précisément l’économie des différentes technologies en présence, d’autant que certaines sont aujourd’hui largement matures (combustion directe) et peu susceptibles d’évolutions majeures dans le futur alors que d’autres sont encore en phase d’émergence (gazéification) et que leurs performances vont évoluer très sensiblement.

330Pour situer les ordres de grandeur des coûts d’investissement on pourra à nouveau se référer à (IEA, 2008a) qui indique des fourchettes de coûts d’investissement pour les technologies de production d’électricité, de chaleur et en cogénération (tableau 4).

Tableau 4 – Rendements et coûts d’investissement des technologies

Tableau 4 – Rendements et coûts d’investissement des technologies

331Pour 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.

332Les 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 anticipe des coûts de 1 100 à 2 100 €/kW dans le futur qui pourraient résulter notamment de l’augmentation des capacités de production (au-delà de 100 MW contre 10-30 MW aujourd’hui). Dans un horizon peut-être plus proche, des perspectives intéressantes sont également à attendre des lits fluidisés qui constituent une autre technique de gazéification. Ils ne présentent pas les mêmes potentiels en termes de rendements que les BIGCC, mais offrent l’intérêt de pouvoir fonctionner avec différents types de combustibles et notamment du charbon, de la biomasse ou un mélange des deux (Koorneef et al., 2007).

333À 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. Pour l’éolien ou le photovoltaïque, le coût de production est quasi exclusivement constitué du coût en capital (investissement initial), les coûts de l’énergie étant nuls. Dans le cas des technologies utilisant la biomasse, le coût de l’énergie est non nul ; ce coût couvre la production, la collecte, le transport, la transformation éventuelle de la ressource. Selon sa provenance, les coûts de la biomasse utilisée en entrée de centrale peuvent être extrêmement variables : déchets industriels, résidus d’exploitation, bois de forêts, de plantations, en zone tempérée ou tropicale, etc. (tableau 5 à titre d’exemple). Les coûts complets de production du kWh à partir de la biomasse dépendent donc, pour partie, des coûts en capital mais également des coûts de la ressource très variables.

Tableau 5 – Min, max et moyenne des prix de l’énergie en Europe (situation 1999)

Tableau 5 – Min, max et moyenne des prix de l’énergie en Europe (situation 1999)

Source : Koorneef et al., 2007.

334Selon 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 utilisés avec prudence car le coût de la ressource utilisée n’est pas précisé. Ils sont toutefois, comme indiqué plus haut, susceptibles de diminuer sensiblement (entre 40 et 110 €/MWh) avec la croissance des capacités unitaires des unités de production.

335En 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 il est en effet nécessaire, dans le cas des biocarburants issus de matières premières agricoles, de conduire des analyses en cycle de vie incluant la préparation des sols, l’utilisation d’engrais et pesticides, la mécanisation de la récolte, le transport, etc. Par ailleurs, un problème particulier se pose avec les co-produits (tourteaux de soja, par exemple) qui peuvent avoir une valeur marchande importante et modifier le coût de production du biocarburant (Sims et al., 2008).

336La 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 des 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 (figure 26), mais la possibilité de répliquer les conditions de productions brésiliennes dans d’autres pays (Afrique, Amérique Latine) est incertaine (ibid.).

Figure 24 – Coûts de production des biocarburants

Figure 24 – Coûts de production des biocarburants

Source : Childs et al., 2007.

337De la même façon l’impact des biocarburants issus de l’agriculture sur l’effet de serre est aujourd’hui considéré au mieux comme très limité. Outre les raisons évoquées plus haut (consommation d’énergie directe et indirecte), le bilan mitigé sur les émissions de GES vient de la prise en compte des modifications dans l’usage des sols qui conduisent à des rejets importants. À l’exception à nouveau de la canne à sucre, le coût des réductions des émissions de CO2 permis par le développement des biocarburants est très élevé : supérieur à 450 $/tCO2 pour l’éthanol aux États-Unis et entre 700 et 5 500 en Europe ; entre 250 et 1 000 $/tCO2 pour le biodiesel (ibid.).

338Le développement des biocarburants de 2e génération permettrait 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, énergétique et donc en termes d’émissions de GES en serait sensiblement amélioré. Ces perspectives sont encore incertaines car les technologies associées aux biocarburants de 2e génération sont au stade de la R&D, mais elles font l’objet de programmes de recherche massifs dans un grand nombre de pays.

3.1.6. Impacts économiques et environnementaux des filières énergies renouvelables

a. Création d’emplois et retombées économiques

339La 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, etc., 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 tel que l’éolien ou le PV.

340Le 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 assurer le fonctionnement et la maintenance de ces équipements (0,05-0,2 pers/MW). Pour chaque emploi direct, il existe au moins un emploi indirect dans des secteurs connexes tels que les bureaux d’études, la recherche, la finance, le marketing, etc. (Ecotec, 2001).

341En ce qui concerne le PV, l’ouverture de nouvelles usines de production entraine 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. À ces emplois directs il conviendrait également d’ajouter des emplois indirects (ibid.).

342De façon générale, les créations d’emplois associées au développement des filières renouvelables se situent à plusieurs niveaux :

  • la production (conception, fabrication, assemblage, etc.) ;
  • la préparation du projet (bureaux d’études et de mesure, ingénierie financière, aspects juridiques, etc.) ;
  • la construction (préparation du site, génie civil, montage, génie électrique, etc.) ;
  • le fonctionnement et la maintenance.

343Une 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 entrainerait 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 (SER, 2005).

344Le développement de l’éolien et du PV en N.-C. devrait, de la même façon, se traduire par des créations nettes d’emplois dans les secteurs situés en aval de la production de technologie. L’audit de la filière éolienne en N.-C. fait clairement apparaître que l’installation des fermes éoliennes a entrainé la création d’emplois permanents (Castalia, 2007). Selon les informations rassemblées au cours de nos entretiens, la filière éolienne représente une cinquantaine d’emplois permanents en N.-C. en intégrant les chantiers et la maintenance des machines, soit de l’ordre de 0,5 pers/MW.

345Mais bien entendu, les créations massives d’emplois sont plutôt à attendre sur les filières de valorisation de la biomasse, filières fortement intensives en main-d’œuvre pour tout ce qui concerne l’exploitation des forêts, la transformation, le conditionnement, le transport… À titre d’illustration, les chiffres cités dans le rapport Birraux – Le Deaut font état de la création de trois emplois nationaux dans la filière bois énergie pour 1 000 tep (soit 30 000 emplois pour l’ensemble de la filière) contre un seul pour les énergies traditionnelles (Birraux et al., 2001).

346Enfin, 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 d’une part mais aussi en termes de fiscalité (taxes foncières, location de terrains, etc.).

b. Impacts environnementaux

347Les impacts environnementaux associés au développement des énergies renouvelables sont de différentes natures :

  • des impacts positifs liés à la substitution de sources d’énergie fossiles ;
  • des impacts négatifs, plus ou moins importants selon les filières considérées, liés à la production ou à l’installation de ces mêmes technologies.
  • 13 Il faut, bien entendu, tenir compte aussi des impacts en amont (fabrication) et en aval (recyclage (...)

348L’utilisation de sources d’énergies renouvelables ne génère pas en soi d’impacts positifs sur le plan environnemental ; les éventuels bénéfices environnementaux qu’elles procurent résultent du remplacement de sources d’énergie fossiles qui émettent, elles, différents polluants locaux ainsi que des GES. L’impact environnemental des sources d’énergie renouvelable dépend donc étroitement du contexte dans lequel elles s’insèrent (mix énergétique) et de leur placement sur la courbe de charge pour l’électricité (impact différent selon que l’on remplace une centrale en base ou en pointe)13. L’étude ExternE (tableau 6) réalisée sur les pays européens montre toutefois le net avantage des énergies renouvelables comparées aux sources fossiles sur le plan des externalités environnementales (cité par RE-Xpansion Project, 2005).

Tableau 6 – Les coûts externes de la production d’électricité

Tableau 6 – Les coûts externes de la production d’électricité

Source : Étude ExternE cité par RE-Xpansion.

349Dans le cas de la N.-C., la production d’électricité d’origine renouvelable (éolien, photovoltaïque) se placerait à priori en base et viendrait se substituer aux centrales charbon (Prony et suivantes). Les émissions évitées dépendent de la qualité du charbon utilisé, du rendement de la centrale et des dispositifs antipollution installés. À titre d’illustration, la quantité de CO2 émise par une centrale au charbon utilisant du charbon de qualité moyenne est estimée à 1 300 g de CO2/kWh (European Commission, 2005).

  • 14 Notons toutefois que l’utilisation d’outils de prévision météorologique bien adaptés et qu’une act (...)

350Lorsque la production éolienne vient en substitution de la production thermique, le régime de fonctionnement des moyens de production classique peut être modifié (ralentissement voire arrêt complet) et tout ou partie des émissions de CO2 sont alors évitées. Dans une perspective de forte croissance (on dépasse 15-20 % de renouvelables intermittentes), si la production éolienne vient en complément de la production thermique, tout dépend des moyens de stockage éventuels qui seront mobilisés. Sans dispositifs de stockage spécifiques, des moyens de production programmables (thermiques) doivent être prévus en complément de la production intermittente et le gain sur les émissions de CO2 est alors inférieur au premier cas14.

351En ce qui concerne les capteurs thermiques basse-température, l’étude réalisée sur la N.-C. montre que les gains en termes d’émissions de CO2 peuvent être très importants si la production d’ECS solaire se substitue à des chauffe-eau électriques, compte tenu de la structure de production du parc électrique (Becare, 2008) (figure 25). Le gain est moins important mais reste toutefois significatif lorsque les capteurs solaires remplacent des chauffe-eau gaz. On observera que les réductions d’émission apportées par un chauffe-eau solaire (soit 2 000 kg CO2 par ménage si CE électrique) sont très supérieures au gain qu’apporterait le remplacement d’une voiture standard (type Citroën C4 Picasso – 160 gCO2/km) par une voiture très efficace (100 g/km), soit 900 kgCO2 pour une voiture parcourant 15 000 km/an.

Figure 25 – Comparaison des émissions de CO2 pour le chauffage de l’eau en N.-C.

Figure 25 – Comparaison des émissions de CO2 pour le chauffage de l’eau en N.-C.

Le mix électrique utilisé pour cette étude est bien entendu celui de la N.-C. Source : Becare 2008.

352Le 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.

c. Intermittence

353L’introduction de sources d'énergie intermittentes dans un système électrique entraine des problèmes spécifiques liés à la difficulté de prévoir à l'avance les quantités qui seront disponibles à un moment donné et à la variabilité de cette production ; on parle de moyens de production non programmables par comparaison avec les moyens de production thermique ou l’hydraulique de barrage qui sont mobilisables et peuvent être ajustés en fonction de la demande.

354Pour 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.

355L’insertion d’une production intermittente en proportion croissante dans les systèmes électriques entraîne donc des conséquences économiques ; celles-ci ne sont généralement pas prises en compte par les producteurs renouvelables et constituent des externalités. Nous ne pourrons pas ici chiffrer les coûts de cette insertion car l'importance des moyens classiques nécessaires pour garantir la puissance et permettre l'ajustement fait l'objet de débats entre spécialistes depuis de nombreuses années. Les coûts de l’insertion de la production intermittente dépendent en effet de nombreux facteurs dont le taux de pénétration, les caractéristiques du mix électrique, les capacités d’absorption du réseau, l’existence d’éventuelles interconnections avec les pays voisins, etc. (VTT 2007).

356Il est toutefois important de noter que, outre les options techniques classiques consistant à développer le parc thermique en parallèle au développement de la production intermittente, il existe des options moins conventionnelles qui peuvent faciliter cette insertion. On mentionnera notamment les modèles météo 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).

3.1.7. Conclusions intermédiaires

357Les coûts de production d’électricité à partir de sources renouvelables (à l’exception de la grande hydraulique qui peut présenter des coûts faibles lorsque le site est favorable) restent supérieurs aux coûts de production des moyens thermiques classiques, mais ils s’en rapprochent si l’on en croit la conclusion de la DGEC : « on note que les coûts les plus efficaces de ces moyens de production [les moyens de production distribuée] s’approchent des prix observés sur le marché européen de l’électricité, …/… surtout en cas de prix élevés des hydrocarbures et de valorisation des émissions de CO2 ». 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 aux coûts de maintenance, car la ressource est gratuite.

358Les perspectives de baisse des coûts des technologies d’énergie renouvelable liées au progrès technique, la prévisible croissance 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 aux moyens classiques à flamme.

359L’hydraulique et l’éolien (terrestre) sont les technologies aujourd’hui les plus proches de la rentabilité économique. Le solaire thermodynamique et plus encore le photovoltaïque en sont encore éloignés (sauf pour le PV situations spécifiques des zones d’accès difficile), mais la dynamique de baisse de coût est rapide. L’incertitude est plus grande pour d’autres technologies comme la géothermie ou les énergies des océans qui sont des technologies émergentes encore très peu ou pas industrialisées.

360Cette analyse reste pertinente pour la N.-C. avec deux remarques :

  • les coûts d’investissement sont plus élevés (sauf apparemment pour le PV – à confirmer) en raison de l’éloignement, de technologies spécifiques (éolien) et de conditions de marché peu favorable à la concurrence (éolien, capteurs plans) ;
  • mais les coûts des moyens de production concurrents (thermique à flamme) sont également plus élevés parce que les coûts d’investissement sont aussi plus importants (quoi que 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 plutôt plus faibles que sur des centrales classiques (taille inférieure aux tailles standard).

361Ces 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 limitent la dépendance énergétique de la N.-C. et la production sans émissions de GES.

3.2. Faisabilité pour les filières envisagées compte-tenu des contraintes liées à l’occupation du territoire

3.2.1. Spécificités de la production de biomasse

362À la différence des autres productions d’énergies renouvelables, de l’éolien, du solaire thermique et de l’électricité photovoltaïque, et de la minihydraulique, les productions de biomasses pour l’énergie demandent en général de l’espace rural. D’où la nécessité de concevoir ces productions en tenant compte des différentes contraintes liées à l’utilisation des territoires. Il s’agit de satisfaire d’une part de manière durable les besoins alimentaires et non alimentaires (matériaux, matières premières et énergie), tout en préservant la santé des habitant, l’environnement local (préservation des eaux, des sols, de la biodiversité, des forêts, de la qualité des paysages, etc.) et l’environnement global (le climat, la mer, la couche d’ozone, etc.).

363En 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 dans l’utilisation des terres. Mais ceux-ci peuvent être modifiés par des politiques spécifiques (économiques, règlementaires, agricoles et forestière avec, par exemple, la création de routes forestières pour permettre l’exploitation du bois et des biomasses, etc.) dépendant de l’importance que l’on accorde, par exemple, à la souveraineté alimentaire, à la réduction de la vulnérabilité énergétique, à l’environnement local, à la réduction des émissions de GES. Cela dépend bien sûr aussi du contexte international (réglementation internationales sur le commerce, via l’OMC, sur les déchets, etc.). À cela peuvent s’ajouter d’autres contraintes notamment environnementales, comme la nécessité de protéger certains milieux, etc. Il convient donc de bien spécifier l’objectif recherché.

364Nous ne considérons ci-dessous que la production de biomasses pour l’énergie (bio-chaleur, bioélectricité, biocarburants liquides).

365On peut distinguer plusieurs catégories de biomasses suivant leur origine :

  • des déchets déjà mobilisés (déchets urbains) ;
  • des coproduits de filières (filières bois, de sucres de canne, de céréales, d’élevage) qui pourraient être mieux valorisés ;
  • des ressources naturelles déjà existantes, non encore valorisées, mais récoltables, c’est-à-dire provenant de parcelles accessibles dont la récolte devrait pouvoir être mécanisée au moins partiellement ;
    • des Leuçaena leucocephala (arbres fixateurs d’azote poussant le long des routes ou sur des terres pauvres où aucune culture ne serait envisageable) ;
    • de cocotiers poussant le long de la côte ;
    • etc. ;
  • de productions dédiées :
    • de plantes ligno-cellulosiques (céréales, mais aussi de nouvelles plantes herbacées comme le miscanthus, arbres, etc.) ;
    • de plantes sucrières comme la canne à sucre ;
    • de plantes oléagineuses (tournesol, plantations nouvelles de cocotiers) ;
    • de plantes amylacées (graines de céréales, tubercules…).

366Les 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 :

  • pour la production de chaleur des usines sidérurgiques ;
  • pour la production d’électricité dans des centrales de plus de 3 MW (Les filières de production avec des petits gazogènes étant difficiles à gérer techniquement) ;
  • pour la production de biogaz (donc de bioélectricité), à partir des lisiers de porcs (tant que les bovins seront élevé en ranching, il ne sera pas possible d’envisager de méthaniser leurs déjections) ;
  • pour la production d’électricité à base d’huiles végétales brutes, en petites unités15.

367Ces productions pourraient être complétées par des biomasses provenant de la catégorie 3 voire 4.

368Pour 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 étudiés par ailleurs.

369De nombreuses sociétés de gestions de déchets ont une longue expérience dans ce domaine et seraient parfaitement bien placées pour étudier les faisabilités techniques économiques pour la mise en place de telles filières.

370Parmi les consommateurs potentiels de chaleur il y a les usines de nickel qui utilisent actuellement du charbon. Mais, à cause de son bas prix, le charbon est encore plus difficile à déplacer que le fioul dans la production de chaleur.

371Cependant, en remplaçant du charbon plutôt que du fioul ou du gaz naturel, on réduit davantage les émissions de CO2 par tep produite. Ce point sera revu et précisé plus loin (3.3). En cas de montée suffisante du prix de la tonne de CO2 sur les marchés de carbone, la recherche de solutions pour produire également des biomasses ligno-cellulosiques sur des terres actuellement non forestières pourrait éventuellement se justifier.

372Les autres productions, notamment des biocarburants liquides à partir de canne à sucre, de plantes herbacées nécessitent en revanche des productions industrielles, c'est-à-dire des fournitures importantes et régulières impliquant de recourir à des productions dédiées et récoltables. Elles sont en outre moins avantageuses pour lutter contre le changement climatique que la substitution de charbon par des biomasses dans la production de chaleur.

373Mais il ne faut pas oublier que même les productions de biochaleur pourraient entrer en concurrence avec les productions agricoles ou forestières.

3.2.2. Les productions de bioénergies sur les terres agricoles cultivées

374La figure 26 récapitule la couverture des besoins alimentaires par les productions locales et les importations. On notera l’importance de la dépendance en produits importés dans le domaine laitiers, en céréales, en production de viande (volaille, bovins, petits ruminants) et en fruits.

Figure 26 – Productions locales et importations en 2007

Figure 26 – Productions locales et importations en 2007

Source : in Nouvelle-Calédonie 2025, Schéma d’aménagement et de développement de la Nouvelle-Calédonie.

375Sur le plan économique il faut donc comparer les rentabilités respectives des productions alimentaires et de biomasses dédiées que l’on pourrait obtenir sur des terres agricoles en N.-C. C’est seulement si la rentabilité de ces productions énergétiques était supérieure à celles des productions agricoles que des changements d’utilisations des terres pourraient sans doute s’effectuer. Car rien ne se produira si les agriculteurs n’y trouvent pas leur compte.

376Signalons qu’au Brésil les productions de sucre et de soja, sur des terrains relativement plats, ont historiquement été encouragées pour équilibrer la balance commerciale de ce pays. Le soja est surtout intéressant pour la production de protéines destinées à l’alimentation animales ou humaine. La coproduction d’huile est secondaire et complémentaire : le soja, même avec de bons rendements de graines, produit en effet bien moins d’huile par hectare (0,49 t par ha) que le palmier à huile (3 à 6 t par ha) en zones tropicales suffisamment humide, avec une main-d’œuvre capable d’assurer la récolte manuelle à bas coût. Il produit même moins d’huile que le colza en zone tempérée (1,4 t par ha).

377La 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 actuellement considérablement l’intérêt économique. De plus le Jatropha n’est actuellement pas plus désirée en N.-C. qu’en Australie. Elle serait considérée comme une espèce invasive. Est-ce justifié ? Compte tenu du faible intérêt économique de cette production, il ne semble pas nécessaire de se pencher sur cette question tant qu’on ne saura pas détoxifier les tourteaux de Jatropha.

378La production d’éthanol à partir de la canne à sucre, dont la récolte est, comme celle du soja, mécanisable sur terrain plat, a été développée au Brésil après les chocs pétroliers de 1973 et de 1979. La valorisation comme carburant permet actuellement de décider de la meilleure allocation économique de la production sucrière brésilienne. Cela en tenant compte non pas d’abord des besoins énergétiques, mais du cours du sucre, du cours du pétrole et de l’intérêt que portent les pays acquéreurs de bioéthanol à la réduction des émissions de GES. Mais le Brésil dispose de surfaces de terres cultivables par habitant très importantes (sans même avoir besoin de défricher des forêts tropicales humides), sans commune mesure avec celles de la N.-C. Une unité sucrière moderne avec une cogénération efficace d’électricité à partir de la bagasse demande actuellement de l‘ordre de 20 000 ha de plantations de canne autour de l’usine, compte tenu des coûts de transports de la bagasse. Une telle surface semble difficilement mobilisable en N.-C.

379Il existe aussi une certaine une superficie de terres non forestières, du type agricole, avec des jachères très longues, dont la production pourrait techniquement être intensifiée. L’élevage pourrait également être intensifié en augmentant le nombre d’UGB (Unité gros bovins) par ha. Cela permettrait de libérer de la place pour des productions plus importantes ou d’autres productions agricoles ou ligneuses (fruitiers, bois d’œuvre, biomasses pour l’énergie…). La production de biomasses pour l’énergie pourrait être une des options parmi d’autres. Sa rentabilité (avec diverses hypothèses d’évolution des prix du pétrole) serait à comparer avec les autres productions agricoles. L’effet de ces divers types de production sur la balance commerciale serait ensuite à étudier, en tenant compte des types de débouchés potentiels.

380Il ne semble donc pas qu’on puisse envisager de recommander de développer d’importantes productions de biocarburants sur les terres agricoles de N.-C. sans avoir réalisé cette étude préalable.

3.2.3. Les productions de bioénergies sur les terres forestières

381La N.-C. importe actuellement l’essentiel du bois (entre 50 et 80 %) qui y est utilisé. La récolte de bois d’œuvre se heurte tout d’abord aux conditions de relief particulièrement accidenté, pentu. Seulement une partie des productions de bois d’œuvre issu des plantations de pins, qui ont été réalisés depuis les années 1960, pourra d’ailleurs être récoltée. Le restant de la production restera en forêt, car non récoltable à des coûts économiquement acceptables. Or le bois d’œuvre à une plus haute valeur par tonne de bois récoltée que le bois énergie destiné à la production de chaleur. Il n’y a donc pas de raisons qui permettrait de penser que la récolte de biomasses forestières pour l’énergie pourrait devenir économiquement plus avantageuse que celle du bois d’œuvre. Sauf en cas d’augmentation drastique du prix du bois énergie, mais alors celui du bois d’œuvre augmenterait également. C’est d’ailleurs pourquoi les forestiers préfèrent toujours produire d’abord du bois d’œuvre.

382Il y a eu des études (Enercal et CTFT) pour réaliser des plantations sur des terres moins pentues à Lifou. Mais la récolte paraissait difficilement mécanisables à cause des affleurements de roches.

383À ces difficultés s’ajoute le nombre très élevé d’incendies. Cela constitue également un facteur dissuasif pour des investisseurs privés, même en terrain plat, où la récolte pourrait être mécanisée.

384Il faut ajouter à cela que pour mécaniser les récoltes de biomasses il faut que les exploitants puissent acquérir du matériel spécifique. Cela suppose de pouvoir investir et d’avoir des perspectives de chantiers garantis et suffisamment importants pour rentabiliser le matériel.

385Pour toutes ces raisons le développement de la production locale de biomasses pour l’énergie issue d’arbres doit être envisagée, non pas ponctuellement, mais dans le cadre de mises en place de filières prenant en compte tous les aspects évoqués ci-dessus.

386La question de la propriété foncière se pose aussi bien pour les productions alimentaires que non alimentaires. Elle n’est pas spécifique aux productions de biomasses pour l’énergie. Et elle paraît ici presque secondaire.

3.2.4. Spécificités d’autres filières énergétiques

387Parmi les technologies prometteuses pour la production d’électricité en N.-C., 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.

388On peut estimer qu’une usine de production d'énergie solaire thermodynamique à concentration (§ 2.2.5) nécessite environ 1 ha/MW ou encore 0,4 ha/GWh annuels variables 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.

389Les centrales photovoltaïques au sol conduisent à des contraintes d’occupation du territoire d’environ 3 ha/MW mais, compte tenu de leur coût élevé d’investissement et le faible effet d’échelle sur le coût d’investissement, on peut se demander si elles sont bien adaptées à ce type d’usage.

390Quant aux Step (§ 2.4.1) 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 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.

391Ces ordres de grandeurs permettent de constater que les superficies requises par de tels systèmes ne posent pas de problèmes majeurs en termes de foncier.

3.3. Comment le contexte réglementaire influence-t-il le développement des ENR ?

392Le processus par lequel les nouvelles technologies se développent avant de devenir compétitives et de pouvoir se diffuser largement sur le marché comprend plusieurs étapes (IEA, 2008a) :

  • Recherche et Développement (R&D) : l’objectif est de réduire les verrous technologiques et de diminuer les coûts ; les perspectives commerciales sont à ce stade très incertaines.
  • Démonstration : première réalisation en vraie grandeur (in situ) ; des contraintes techniques peuvent subsister et les coûts restent très élevés.
  • Émergence : la faisabilité technique a été démontrée mais la diffusion ne peut s’effectuer sans soutien public en raison de barrières technologiques et non technologiques (économiques, réglementaires, etc.) ; l’apprentissage technologique lié à la diffusion va permettre de réduire ces barrières.
  • Commercialisation : la technologie est compétitive sur des marchés niches ou plus largement ; peut encore nécessiter un soutien public mais ciblé et rapidement décroissant.

393Dans le cas des nouvelles technologies de l’énergie, de nombreuses barrières techniques et non techniques contribuent à ralentir ce processus de diffusion (IEA, 2008a ; Martinot et al., 2004). Face aux enjeux d’environnement global, de sécurité énergétique ou de développement économique, les pouvoirs publics considèrent justifié d’intervenir pour soutenir le développement de ces nouvelles technologies du fait des externalités positives qu’elles sont susceptibles de produire (réduction des émissions de CO2, réduction de la dépendance énergétique, réduction de la volatilité des prix, création d’emplois…) (Haas, 2008).

394Différents moyens sont à la disposition des États pour soutenir la diffusion des nouvelles technologies d’énergie selon le degré de maturité auquel elles sont arrivées depuis les programmes de R&D (publics ou privés) ou les projets de démonstration en amont, jusqu’à la mise en place pour les technologies matures de dispositifs visant simplement à informer le consommateur (type étiquetage énergétique). Entre ces deux extrêmes se situe la phase la plus critique qui correspond à l’émergence de la technologie. L’intervention publique y est décisive pour protéger la technologie émergente d’une concurrence frontale avec les technologies établies et lui permettre d’améliorer ses performances grâce à un processus cumulatif d’apprentissage. Ce sont les instruments destinés à soutenir la diffusion dans cette phase critique d’émergence que nous décrirons ci-après.

395Pour mémoire, rappelons que d’autres moyens, indirects ceux-là, peuvent également contribuer à favoriser le développement des sources d’énergie renouvelable. C’est le cas en particulier des taxes sur les énergies fossiles, motivées par exemple par leurs externalités environnementales qui, en accroissant le coût de ces dernières, améliorent la compétitivité économique et donc la diffusion des énergies renouvelables.

396De la même façon, l’introduction d’une valeur carbone (une taxe ou des quotas d’émission) accroit le coût d’utilisation des énergies fossiles et améliore la compétitivité relative des énergies sans carbone. On considère toutefois que ces actions, certes positives, ne peuvent suffire pour soutenir le développement des sources d’énergie renouvelable et que des moyens spécifiques sont indispensables (Watson 2008). C’est la raison pour laquelle l’Union européenne a, dans son Paquet énergie climat, introduit à la fois des objectifs de réduction des émissions de GES et des objectifs de développement des énergies renouvelables (CE, 2008).

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

397On distingue classiquement parmi les instruments dits économiques de soutien à la production d’électricité renouvelable :

  • les soutiens à l’investissement ;
  • les soutiens à la production.

a. Les soutiens à l’investissement

398Les soutiens à l’investissement 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.

399Les 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 (RE-Xpansion, 2005) mais favorisent surtout l’installation de capacités de production supplémentaires (éventuellement avec de faibles rendements). Ils peuvent toutefois être utiles en complément d’instruments de soutien à la production pour réduire la contrainte initiale d’investissement.

400Le crédit d’impôt appartient à la catégorie des soutiens à l’investissement. Il 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. Dans ces cas spécifiques, le soutien à l’investissement (sous forme de crédits d’impôts ou pas) est efficace parce que les technologies qu’il promeut sont coûteuses mais rentables (biomasse, ECS solaire, isolation), ou parce qu’elles bénéficient d’incitations complémentaires (le tarif d’achat pour le PV).

b. Les soutiens à la production

401À la différence des dispositifs de soutien à l’investissement, les soutiens à la production sont des dispositifs qui valorisent les kilowattheures produits et non les seules capacités de production.

402Pour l’AIE, les dispositifs de soutien à la production sont clairement plus efficaces que le soutien à l’investissement : “In overall terms, operating support – support per unit of electricity produced – for renewable electricity is far more significant than investment support. Production incentives promote the desired outcome, i.e. the generation of energy, while fiscal incentives can play an important role during the initial stage of the market introduction when necessary funds are still limited.” (IEA, 2008)

403Les principaux instruments de soutien à la production utilisés aujourd’hui pour favoriser le développement de la production d’électricité renouvelable appartiennent à trois catégories :

  • les prix d’achat garantis ;
  • les enchères concurrentielles ;
  • les quotas échangeables ou certificats verts.
Les prix d’achat garantis

404Le principe de ce mécanisme 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.

405Avantage 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 (cf. tarifs d’achats éolien on shore versus off shore en France – tableau 7).

Tableau 7– Les tarifs d’achat garantis pour la production distribuée en France

Tableau 7– Les tarifs d’achat garantis pour la production distribuée en France

Source : http://www.industrie.gouv.fr

406L’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 (Mitchell et al., 2006 ; A. Held et al., 2007 ; Fouquet et al., 2008).

Les enchères concurrentielles

407Les dispositifs d’enchères 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. La concurrence porte sur les prix du kWh proposés par les candidats lors des enchères ; les producteurs sélectionnés bénéficient d’un contrat d’achat de long terme (en général une quinzaine d’années) qui garantit le rachat de la totalité de leur production au prix qu’ils ont demandé.

408Les dispositifs d’enchères diffèrent des systèmes de prix garantis parce qu’ils s’appuient sur des quantités (de kWh ou de kW) et non sur des prix et surtout parce qu’ils introduisent de la concurrence entre les opérateurs : la quantité ouverte aux enchères étant limitée, les producteurs qui proposent des prix trop élevés risquent de ne pas être retenus, alors que dans le cas des prix garantis, tous les producteurs peuvent en bénéficier.

409Les enchères concurrentielles ont été utilisées en Angleterre dans le cadre du Non-Fossil Fuel Obligation (NFFO) entre 1990 et 1998 et en France avec le programme Éole 2005. Elles ne subsistent plus aujourd’hui que comme instrument complémentaire ciblant une filière ou une technologie spécifique (l’éolien off shore par exemple, ou la production d’électricité à partir de biomasse).

Les quotas échangeables ou certificats verts

410Dans un dispositif de certificats verts, la puissance publique impose des objectifs de production d’électricité renouvelable (quotas) 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.

411Les producteurs d’électricité renouvelable reçoivent des certificats verts correspondant à leur production (par exemple 10 MWh = un certificat). Ils 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 ;
  • acheter de l’électricité renouvelable (contrat de long terme associant électricité et certificats) ;
  • acheter des certificats à des producteurs renouvelables.

412Si le quota n’est pas atteint, des pénalités proportionnelles au nombre de certificats verts manquants peuvent s’appliquer.

413Comme pour les enchères, les dispositifs de certificats verts s’appuient sur des quantités (les quotas de production imposés par la puissance publique aux opérateurs). Ils mettent également en concurrence les producteurs renouvelables qui doivent vendre les certificats aux conditions imposées par l’offre et la demande.

414Quelques pays européens ont adopté des dispositifs de certificats verts pour soutenir le développement des énergies renouvelables (Angleterre, Italie, Belgique, Pologne, Suède). Des dispositifs comparables ont également été adoptés par certains États américains sous le nom de Renewable Portfolio Standards.

3.3.2. Dispositifs de soutien en faveur des chauffe-eau solaires

415Dans une majorité de pays, les systèmes d'ECS solaire sont une technologie mature, mais leur diffusion est encore largement conditionnée par des critères économiques défavorables. Les principales barrières économiques sont des coûts initiaux trop importants ou des temps de retour trop longs pour des investisseurs (résidentiel ou tertiaire) qui raisonnent sur des délais de quelques années au maximum.

416Les mesures d'aide à la diffusion s'appuient principalement sur des instruments dits économiques (subventions, prêts à taux préférentiels, détaxation), mais des instruments de nature réglementaire (utilisation obligatoire de l’option solaire dans certaines villes) ont également fait leur apparition depuis quelques années ainsi que des programmes visant à l’information et la sensibilisation des consommateurs.

a. Les subventions directes

417Les subventions sont destinées à réduire le prix d'achat des systèmes solaires et à améliorer le temps de retour de l'investissement qui reste 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.

b. Crédits d’impôts/incitations fiscales

418Les incitations fiscales se présentent sous différentes formes : réduction des taxes (TVA par exemple) appliquées aux équipements ou à l'installation, réduction des taxes à l'importation le cas échéant, crédits d'impôts, amortissement accéléré, etc.

419Les incitations fiscales sont dans les objectifs tout à fait comparables aux subventions directes ; en réduisant le coût d'investissement des systèmes d'ECS, elles en améliorent la rentabilité économique. Elles 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'impôts ne diminue pas, comme le font les subventions directes, la barrière de l'investissement (le remboursement intervient ex post) et ne permet donc pas de toucher les ménages à bas revenus.

c. Prêts à taux bonifiés

420L'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. Un système d’éco-prêt à taux zéro a ainsi été institué pour aider les travaux d’économie d’énergie réalisés par les particuliers dans le cadre des propositions du Grenelle de l’environnement. Ces dispositifs de crédits sont souvent mis en place en complément des subventions directes et/ou crédits d’impôts pour réduire le coût restant à la charge des investisseurs.

d. Approches réglementaires

421Même 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. Les raisons à cela sont nombreuses et bien connues : méfiance à l'encontre des nouvelles technologies, temps de retours longs et préférence pour le présent, notoriété/information insuffisante, absence de motivation/sensibilisation des décideurs, coûts de transactions élevés, problèmes propriétaire/locataire, etc. Dans ces conditions, la réglementation qui impose le recours aux énergies renouvelables est une solution pour élargir la diffusion et profiter de rendements croissants d'adoption.

422La municipalité de Barcelone a adopté une réglementation de ce type en 1999 qui stipule que, dans tous les bâtiments soumis à la réglementation, 60 % des besoins de chaleur pour la production d'eau chaude doivent être fournis par l'énergie solaire. Suite à cette décision, la surface moyenne de capteurs installée chaque année est passée de 1 650 m² (soit 1,1 m²/hab.) avant l'Ordonnance à 19 600 m² (soit 13 m²/hab.) en 2004 (Pujol T., 2004).

3.3.3. Quelle efficacité des dispositifs existants ?

a. Instruments pour la promotion de l’électricité renouvelable

423La comparaison de l’efficacité des instruments de soutien au développement de l’électricité renouvelable fait en Europe l’objet d’un âpre débat depuis plusieurs années, notamment dans le milieu académique (cf. par exemple Midttun et al., 2007 ; Mitchell et al., 2006 ; EWEA, 2005 ; Van Dijk et al., 2003).

424Des études récentes conduites notamment par la Commission européenne font toutefois apparaître un avantage comparatif clair en faveur des dispositifs de prix garantis notamment pour l’éolien et le photovoltaïque :

425« for wind energy, …/… all countries with an effectiveness higher than the EU average use feed-in tariffs. This type of system currently has the best performance for wind energy. » (EC, 2005). Ces résultats sont confirmés par l’AIE : « The group of countries with the highest effectiveness (Germany, Spain, Denmark and, more recently, Portugal) used feed-in tariffs (FITs) to encourage wind power deployment » (IEA, 2008a).

426En raison de leur plus grande efficacité, une majorité de pays européens ont aujourd’hui adopté les dispositifs de prix garantis (cf. figure 26).

Figure 26 – Dispositifs de soutien aux énergies renouvelables en Europe

Figure 26 – Dispositifs de soutien aux énergies renouvelables en Europe

Sur la figure sont représentés en rouge les pays ayant adopté les quotas échangeables (Quota / TGC)) et en bleu les pays (très majoritaires) qui ont privilégié les prix garantis (Feed in tariff). En Italie, le dispositif est hybride entre prix garantis et quotas. En Finlande et à Malte, la politique de soutien aux renouvelables s’appuie sur les incitations fiscales. Source : Klein et al., 2006

427L’efficacité des dispositifs de prix garantis est due aux bonnes perspectives de rentabilité des investissements qu’il offre aux investisseurs ainsi qu’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. À l’inverse, les dispositifs d’enchères ou de certificats verts se caractérisent par un niveau de risque plus élevé pour les investisseurs en raison de la pression concurrentielle et de la variabilité des prix (prix de l’électricité et prix des certificats). Ce risque est évalué par les banques qui prêtent à des taux plus élevés que pour les dispositifs de prix garantis, avec pour conséquence un coût plus élevé en capital et donc des coûts complets plus importants (à projet identique) avec les enchères et certificats verts (Butler et al., 2008 ; European Commission, 2005).

428Autre avantage essentiel des prix garantis, 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. Sans cette possibilité, il faudrait racheter tous les kWh éoliens à un prix couvrant les coûts de l’off shore au risque d’allouer aux producteurs on shore une rente différentielle très importante. 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 de ces derniers.

  • 16 Une proportion très significative et croissante des projets retenus n’a finalement pas été mise en (...)

429Avec les systèmes d’enchères, il est possible d’organiser des appels d’offres différents pour chaque filière technologique, mais les coûts administratifs sont alors 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’une forte pression à la baisse sur les prix finalement contre-productive16 (Mitchell et al., 2004).

430Avec les dispositifs de quotas échangeables, la différentiation devient tout simplement impossible puisqu’il n’existe qu’un seul prix de certificat ; seules les technologies les plus matures profitent du dispositif (Menanteau et al., 2003). Ce dispositif, pour lequel les retours d’expérience sont encore limités, 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 (ibid.).

431En 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 (Butler et al., 2008 ; Agnolucci, 2006).

432Au 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 (Butler et al., 2008 ; European Commission, 2005). Il est à recommander pour les filières émergentes même si d’autres instruments peuvent intervenir de façon complémentaire (subventions à l’investissement, enchères concurrentielles). En amont, avec des technologies insuffisamment matures pour pénétrer le marché, les programmes de R&D et démonstration restent indispensables. En aval, pour les technologies proches de la compétitivité économique, des subventions à l’investissement peuvent être encore nécessaires, mais de façon temporaire car elles entraînent des perturbations sur les marchés nuisibles à terme (cf. exemple des capteurs plans ci-après).

b. Instruments des politiques d’aide au développement de l’eau chaude sanitaire solaire

433Il 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.

434Les 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 (Menanteau, 2008). Pour les ménages à bas revenus notamment, la disponibilité de crédits à taux préférentiel, qui peuvent éventuellement prendre la forme de l’écoprêt à taux zéro popularisée par le Grenelle de l’environnement, 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.

435Le 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 ; à titre de comparaison, le maximum atteint au cours des années précédentes (2001 avait été la meilleure année) était de 14 000 m²/an (Usher et al., 2006).

436Il est important que les subventions incitent à l’achat d’équipement de qualité et favorisent les installateurs les plus compétents ; pour cela, elles doivent être conditionnées à des niveaux minimums de performance (labels de qualité).

437Les 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, en cas de suppression trop rapide ;
  • et possibles répercussions sur les prix, si les fabricants ou installateurs augmentent leurs prix en intégrant les réductions dont bénéficient les acheteurs.

438Ce dernier point constitue un problème classique lorsque les fournisseurs ont la possibilité de s’entendre sur les prix. Une parade possible consiste comme en Grande-Bretagne à créer des « conseils de la concurrence » pour prévenir ou dénoncer les ententes éventuelles. Cette situation est d’autant moins facile à contrôler que le nombre de fournisseurs est limité et les possibilités d’entrée pour de nouveaux acteurs très encadrées.

439La réglementation est un autre moyen pour élargir le marché des systèmes d’ECS solaire comme le montre l’exemple de Barcelone. Il faut toutefois veiller à imposer là aussi 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'entrainent pas une augmentation du coût de la construction et une difficulté d'accès à la propriété des ménages les moins fortunés.

3.3.4. Éléments de synthèse sur les instruments d’incitation pour l’électricité renouvelable et l’eau chaude solaire

440Sur la base des analyses conduites ci-dessus, quelles recommandations peut-on faire pour la Nouvelle-Calédonie ?

441En ce qui concerne 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.

442Le dispositif devrait concerner en priorité les technologies matures telles que l’éolien, l’hydraulique et le photovoltaïque. Ce qui signifie qu’il est encore prématuré de l’envisager pour des technologies telles que l’énergie des océans, la géothermie ou le solaire thermodynamique qui doivent s’appuyer sur des programmes plus classiques de R&D dans un premier temps puis de démonstration. Pour l’éolien off shore et la production d’électricité ex biomasse si cette dernière s’avérait être une option à considérer, des projets de démonstration peuvent être nécessaires dans une première phase avant de passer à la phase de diffusion plus large qu’autorisent les prix garantis.

443Sur quelle base définir les niveaux de prix garantis ?

444L’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 ; coût de production auquel il convient d’ajouter les externalités environnementales évitées par la production renouvelable. C’est la logique suivie par la CRE dans son avis sur les tarifs d’achat de l’électricité éolienne en France (Commission de régulation de l’énergie, 2006) ;
  • 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.

445La 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. Il doit bien entendu être tenu compte dans l’élaboration d’un tarif d’achat des aides complémentaires dont bénéficie la filière. En particulier dans le cas de la N.-C., le tarif d’achat 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.

446Un élément important des dispositifs de prix garantis, outre la différentiation 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 N.-C. et simultanément, la réduction des aides publiques sur ce secteur.

447Pour la production d’eau chaude sanitaire solaire, l’expérience internationale suggère également les pistes à suivre pour soutenir le développement de la filière. Les subventions sous formes d’aides directes ont presque partout été nécessaires au décollage de la filière mais elles ne sont réellement efficaces que lorsque l’offre est suffisamment diversifiée (est-ce le cas en N.-C. ?) et il faut être attentif aux éventuels effets contre productifs qu’elles peuvent engendrer (appropriation des aides par les vendeurs, pas d’incitation au progrès technique et à la baisse des coûts). 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.

448Le cas de l’eau chaude sanitaire solaire illustre surtout l’intérêt de mesures complémentaires telles que des subventions associées à des labels de qualité ou des aides directes complétées par un accès facilité au crédit.

449Outre ces modes d’action classiques, l'approche réglementaire (obligation de recourir à l’option eau chaude solaire) pourrait être étudiée pour la N.-C.. 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 N.-C., l’instauration d’une contrainte réglementaire de ce type 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 (soutien à l’innovation, aide au développement industriel, recherche d'économies d'échelle), améliorer la qualité (standards/labels), former les installateurs, modifier les règles d'urbanisme pour tenir compte de l'option solaire, etc., et plus largement motiver et impliquer l'ensemble des acteurs de la filière.

3.3.5. Cas des biocarburants

450L’intérêt des biocarburants réside essentiellement dans le domaine des transports car c’est là que l’essence, le gazole et le kérosène sont le plus difficilement substituables.

451Avant de s’interroger sur les instruments à mettre en œuvre, la première question d’une politique des biocarburants est de savoir si elle vise à favoriser leur seule utilisation, ou bien s’il s’y ajoute la volonté de 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 N.-C. ou de favoriser le maintien de populations rurales en développant une activé agricole.

452Dans le cas de la N.-C., 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 qui ne bénéficie pas des mêmes avantages comparatifs (main-d’œuvre bon marché, vastes territoires exploitables à proximité des usines de traitement).

453En 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 quelques temps encore supérieur au prix du carburant pur, mais cet écart de prix, comme une taxe carbone, serait une incitation à réduire la consommation.

454Si l’objectif est seulement de subventionner le maintien de populations rurales en développant une activé agricole tout en réduisant marginalement la dépendance énergétique de la N.-C. , on peut imaginer de favoriser la production d’huiles végétales brutes, car si l’alcool anhydre et le biodiesel restent des produits industriels, les huiles végétales brutes peuvent, après filtrage poussé (1 •m à 5 •m) et neutralisation, être directement injectées dans un moteur diesel, souvent peu sensible au carburant utilisé, mais pas dans toutes les voitures diesels ni dans n'importe quelles conditions.

455Les 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.

4. Disponibilité des données

456Les 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.

457Les 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 être très intéressante notamment pour l’industrie du nickel.

  • 17 Échanges de mails avec Guillaume Dréau, Ingénieur Énergies nouvelles à la SFP.

458En 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 SRP (Société de recherche du Pacifique) a commencé à évaluer sur ses fonds propres17. Ces évaluations sont difficiles et coûteuses (milieu hostile), elles ont permis d’obtenir des séries de données encore incomplètes (problèmes techniques), mais laissant entrevoir qu’il existe un potentiel qui, sans être exceptionnel, semble non négligeable. Si la voie de la houlogénération devait être retenue pour la production d’électricité, il serait intéressant 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.

459Enfin, 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 (jusqu’à environ 1 000 mètres) et dans le temps (au moins une année et variabilité interannuelle) des températures des eaux.

5. Quelles filières expérimenter en Nouvelle-Calédonie ?

460Nous présentons ici des propositions hiérarchisées à la fois des points de vue temporels (court versus long terme) et des enjeux.

461En ce qui concerne la production d’électricité, notamment sur la Grande Terre où le réseau est déjà largement présent, l’éolien est déjà largement exploité 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.

462Quant à la production photovoltaïque, elle commence seulement à se développer en situation raccordée au réseau en N.-C. Elle dispose également d’un potentiel important qui peut, par exemple, permettre de soutenir, voire de compenser, la consommation des climatisations électriques. Les prix sont encore élevés, mais, en particulier sous l’effet d’un marché mondial très soutenu, ils devraient baisser significativement et, à l’horizon d’une dizaine d’années, permettre des gains substantiels en économies de combustibles fossiles pour la production d’électricité. La production photovoltaïque peut se faire en toiture, sans consommation d’espace supplémentaire et en rapprochant la production de la consommation, mais également en fermes centralisées. Ces développements tiendront principalement aux incitations tarifaires éventuelles (à l’investissement et au rachat). Les deux situations (en toiture et en fermes) peuvent d’ailleurs faire l’objet d’incitations différentiées.

463À 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 une importante augmentation du taux de pénétration d’une production intermittente est souhaitée (théoriquement au-delà de 30 %, en pratique sans doute avant).

464Nous préconisons d’étudier plus particulièrement le stockage hydraulique gravitaire car le relief de la N.-C. 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), comme l’île de la Réunion l’a prévu actuellement.

465En ce qui concerne la valorisation énergétique de la biomasse, deux ressources principales quoi que 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.

466À court terme, nous préconisons une évaluation du potentiel de valorisation des déchets (ordures ménagères, abattoirs…) pour la production de biogaz (méthane), en particulier dans les zones à forte densité de population où une exploitation comme carburant exploitable pour des bus ou autres véhicules lourds. À priori, la petite méthanisation semble moins pertinente dans le sens où l’élevage se pratique en ranching et qu’il n’y a pas de concentration suffisante des déchets organiques pour les méthaniser.

467À 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 énergivore contrairement à la conversion de ces biomasses en biocarburant. Mais il ne faut pas, malgré tout, sous-estimer les contraintes économiques de ces filières comme le coût de mobilisation de la ressource, surtout sur les terrains en pentes, qui est relativement plus élevé par rapport à la valeur des produits, que pour le bois d’œuvre, dont la valeur par tonne est bien plus importante. La majeure partie du bois d’oeuvre consommé en N.-C., bien moins coûteux à récolter que le bois pour l’énergie, est en effet importé. Il faut donc comparer les options production de bois d’oeuvre et de bois énergie.

468On cite parfois des productions dans des pays étrangers, ou encore dans l’étude Darley et Associate, 2007 (avec une productivité de 16 MWh électriques par hectare), comme l’Acacia mangium et l’Albiz(z)ia falcataria, qui forment la base des reboisements à croissance rapide à vocation papetière en Asie du Sud-Est. Ces espèces peuvent se passer d’apports d’azote (les Acacias mangium, tout comme les Leuçaenas déjà présents en N.-C. sont considérés comme envahissants), car elles fixent l’azote de l’air. Mais pour obtenir une production acceptable il faut malgré tout que les autres éléments minéraux indispensables à une croissance normale soient disponibles et surtout que les sols soient suffisamment profonds. On peut par exemple utiliser l’Acacia mangium en Côte d’Ivoire sur des terres agricoles lors de leurs mises en repos (jachère destinée à reconstituer la fertilité des sols notamment en matière organique). On pourrait sans doute envisager de demander aux éleveurs de mieux gérer les Leuçaenas qu’ils utilisent déjà, c'est-à-dire de couper plus souvent leurs bosquets de Leuçaenas pour produire davantage de bois pour l’énergie. On peut aussi recommander de mieux cerner les capacités de production (courbes d’accroissement en matière sèche par hectare et par an, en fonction de l’âge, des stations, etc.) des Leuçaenas et d’autres espèces
Faute de chiffres sérieux et publiés, on ne peut ne peut pas affirmer sans étude supplémentaire, comme on le fait parfois, que les terrains miniers seraient de bons sites de productions de biomasses pour l’énergie. Il serait imprudent de confondre la revégétalisation des terrains miniers avec des terrains destinés à produire des biomasses récoltables.

469Sur des terrains non miniers, une compagnie japonaise aurait réalisé jadis des essais intéressants avec des eucalyptus, un bien meilleur candidat pour les productions de biomasse pour l’énergie que les pins, car cette espèce rejette des souches. Cela évite, contrairement aux pins, d’avoir à engager des frais de replantations pendant au moins deux ou trois rotations. La production par ha et par an aurait été intéressante, mais nous ne connaissons pas les chiffres de production. Si cette production a été abandonné c’est semble-t-il pour deux raisons : les risques d’incendie et l’impossibilité de mobiliser des surfaces suffisamment importantes.

  • 18 IAC : Institut agronomique calédonien.

470Des informations sur ces expérimentations pourraient être retrouvées dans les archives de l’IAC18. Il serait d’ailleurs souhaitable que l’on réalise une plaquette, scientifiquement validée, indiquant les productions que l’on peut obtenir sur les différents types de terrains en N.-C. si on veut pouvoir porter des appréciations sérieuse sur les potentialités de production de biomasses ligneuses ou herbacées (comme les Miscanthus) pour l’énergie dans les différentes stations (tenant compte des caractéristiques des sols, de la pluviométrie, etc.) de la N.-C.

471Nous préconisons donc d’affecter du personnel de l’IAC à l’étude de cette question. Il faudrait au moins qu’une ou deux personnes soient en charge du suivi historique des expérimentations déjà réalisées et puissent réaliser de nouveaux essais en fonction des sites où des productions de biomasses ligno-cellulosiques herbacées ou ligneuses pour l’énergie pourraient raisonnablement être envisagées. Une synthèse scientifiquement validées des résultats déjà obtenus s’impose.

472Nous préconisons également d’évaluer, sous les différents angles nécessaires à l’exploitation de ce type de ressource, ce potentiel qui pourrait se révéler particulièrement intéressant en termes d’indépendance énergétique, de réduction des émissions de GES et d’emplois. La technologie des centrales à lit fluidisé circulant présentant l’avantage de pouvoir substituer une part du charbon (ou lignite) actuel par de la biomasse ligno-cellulosique, on disposerait là d’un moyen significatif de réduire la dépendance énergétique de la N.-C. dans sa production d’électricité. Notons que cette possibilité a déjà été étudiée par la SLN, mais il a été estimé que le gisement calédonien était insuffisant et/ou insuffisamment organisé ; le rapport EEC (Darley et Associate, 2007) 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 à charbon à lit fluidisé, des équipements seront installés pour pouvoir brûler 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).

473Pour les sites isolés, le photovoltaïque reste la solution la plus pertinente (fiabilité, coûts), en configuration PV avec stockage pour les petites installations (comme aujourd’hui, 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. Notamment sur la base des retours d’expérience actuels, nous préconisons d’étudier de telles solutions (en particulier celles qui permettent de profiter de la complémentarité éolienne photovoltaïque) dans les conditions météorologiques spécifiques des îles.

474Les perspectives de valorisation de la biomasse sous forme de biocarburants nous semblent plus incertaines, même si l’expérience en cours de valorisation du coprah doit être poursuivie. Dans les îles, la production d’huile de coprah a de fait été techniquement démontrée ainsi que sa combustion dans des groupes électrogènes diesels. Malheureusement les nouveaux moteurs diesels ne peuvent plus brûler directement de telles huiles et il est nécessaire d’introduire une étape de transestérification pour obtenir un carburant compatible avec les moteurs modernes et leurs normes de rejets. Cette étape est techniquement réalisable à l’échelle d’une petite île. Il est également possible que certains fabricants relancent la production de moteurs adaptés aux huiles végétales brutes.

475À moyen terme, les centrales solaires thermodynamiques à concentration semblent constituer une voie de production d’électricité particulièrement attrayante. Cette technologie, déjà relativement mature (centrales fonctionnant depuis plusieurs décennies et nombreuses constructions en cours), 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 en termes d’insolation directe disponible sur le territoire (superficies nécessaires de l’ordre de 1 ha par MW pour une productivité comprises 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, notamment la possibilité de produire de l’électricité la nuit. L’insertion dans le réseau pourrait être grandement facilitée. Enfin, la taille des unités actuellement en construction dans le monde est bien compatible avec les exigences du réseau de la Grande Terre. Celle-ci pourrait accueillir sur son réseau 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 N.-C. lorsque le retour d’expérience sera suffisant.

476Globalement, une meilleure exploitation des ressources locales renouvelables passe par leur meilleure connaissance, c’est pourquoi, nous recommandons d’établir, dès maintenant, un atlas des ressources énergétiques, complémentaire ou mis à jour par rapport à l’existant.

477À 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, si cette production se révélait possible. Cette chaleur permettrait d’améliorer le bilan énergétique de production de bioéthanol sachant que les étapes de distillation et de déshydratation consomment 65 % de l’énergie globale nécessaire. Il en résulterait une baisse de coût significative de l’éthanol produit. Celui-ci pourrait ensuite très simplement 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 prendre la précaution de s’assurer qu’elles ne rentrent pas en compétition avec les cultures alimentaires.

478À 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 reste encore loin de la maturité et de nombreuses difficultés subsistent. Compte tenu de la situation maritime privilégiée des îles, nous recommandons une veille technologique sur l’exploitation des algues en vue de produire des carburants.

479À 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’éventuel accueil d’expériences de production ETM comme la Polynésie l’envisage depuis quelques années et semble vouloir franchir le pas actuellement (projet d’usine pilote de 5 MW à Tahiti). Notons également que DCNS, constructeur naval important, 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 mètres de diamètre et 15 mètres au-dessus de la surface.

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Notes

1 Consultation (par e-mail) Pablo Chavance, halieute du programme ZoNéCo (http://www.zoneco.nc/) et de Jérôme Lefevre (rencontre IRD le 9 mars 2009) : réalisation de la carte de bathymétrie jointe.

2 Données Solar Wind Energy Resources Assessment (SWERA) du United Nations Environment Programme (Unep) : http://na.unep.net/swera_ims/map/.

3 http://www.solarsystems.com.au/

4 Nm3 = normaux mètre cube, soit le volume occupé par le gaz dans les « conditions normales de température et de pression ».

5 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 considérée et la nature des fonds.

6 Les dollars 2005 sont convertis avec un taux de change de 1,24 $/€ puis un déflateur du PIB européen de 1,05 entre 2005 et 2008.

7 L’AIE n’indique pas de coûts de référence pour la production off shore.

8 Il peut être utile à ce stade de rappeler les ordres de grandeur des coûts des moyens de production thermiques classiques. Pour des centrales à charbon pulvérisé de taille standard (au-delà de 500 MW), les coûts d’investissement se situent entre 1 000 et 1 500 €/kW et pour les cycles combinés gaz entre 400 et 800 €/kW. En 2005, les coûts de production étaient de 25-50 €/MWh pour le charbon et 40-60 €/MWh pour le gaz (IEA/AEN, 2005). À titre de comparaison, les coûts moyens de production en N.-C. qui correspondent à des tailles nettement inférieures sont pour la base (prévisions pour Prony) de 84 €/MWh et en pointe (TAC Ducos) de 243 €/MWh (Enerdata, 2007).

9 Pour l’instant seul le constructeur français Vergnet est positionné sur ce marché des éoliennes pour les régions cycloniques avec des machines de 250-300 kW et bientôt 1 MW.

10 Entretiens réalisés par les experts de l’expertise collégiale au cours d’une mission en N.-C. entre le 5 et le 12 mars 2009.

11 La centrale PV récemment installée dans l’Ariège occupe une surface au sol de 35 ha pour une puissance crête de 10 MW.

12 Note : le taux de change utilisé pour passer de $ 2005 aux € 2008 est 0.86.

13 Il faut, bien entendu, tenir compte aussi des impacts en amont (fabrication) et en aval (recyclage) ; sur le strict plan énergétique et des émissions de GES, ces technologies ont un impact sur cycle de vie très inférieur à celui des solutions traditionnelles utilisant des énergies fossiles.

14 Notons toutefois que l’utilisation d’outils de prévision météorologique bien adaptés et qu’une action éventuelle sur les profils de consommation permettrait de mieux optimiser les moyens de production thermique complémentaires et de réduire les rejets de CO2 associés. Notons toutefois que l’utilisation d’outils de prévision météorologique bien adaptés et qu’une action éventuelle sur les profils de consommation permettrait de mieux optimiser les moyens de production thermique complémentaires et de réduire les rejets de CO2 associés.

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

16 Une proportion très significative et croissante des projets retenus n’a finalement pas été mise en œuvre en raison de prix d’enchères trop serrés conduisant à des rentabilités insuffisantes voire négatives.

17 Échanges de mails avec Guillaume Dréau, Ingénieur Énergies nouvelles à la SFP.

18 IAC : Institut agronomique calédonien.

Table des illustrations

Titre Figure 1 – Bathymétrie au voisinage des îles de Nouvelle-Calédonie (ZoNéCo, 2005)
Légende Les coordonnées sont exprimées en degrés et la profondeur en mètres.
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Titre Figure 2 – Cartographie de l’amplitude maximale des courants marins (onde M2) en m/s
Légende Carte établie par J. Lefèvre, ingénieur de recherche IRD programme ZoNéCo.
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Titre Figure 3 – Estimation des gisements et potentiels de production d’électricité à partir des ressources renouvelables à l’horizon 2015
Légende Source : Rapport Enerdata Services, mars 2007.
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Titre Figure 4 – Émissions de CO2 pour différents combustibles et types de centrales
Légende La figure reporte les émissions de différents combustibles ainsi que les technologies de combustion (coal : charbon, oil : fioul lourd, gas : gaz naturel, NGCC : gaz naturel à cycle combiné ; IGCC : gazéification du carbone avec cycle combiné).
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Titre Figure 5 – Schéma de principe de fabrication de biocarburants
Légende Source : document IFP.
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Titre Figure 6 – Répartition en pourcentage de l’énergie selon les étapes de la production de l’éthanol de blé ou de betterave
Légende Source : Étude ADEME/DIREM 2002.
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Titre Tableau 1 – Rendement des plantes pour la fabrication d’agrocarburants dans les pays de zone tempérée
Légende Source : coordination interministérielle pour la valorisation de la biomasse, Paris.
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URL http://books.openedition.org/irdeditions/docannexe/image/1069/img-8.jpg
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Titre Figure 7 – Les filières du futur pour la fabrication de biocarburant de seconde génération
Légende Source : document IFP.
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Titre Figure 8 – Schéma de principe d’une pyrolyse rapide
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Titre Figure 9 – Bilan effet de serre – Utilisation de produits purs
Légende Source : ADEME/DIREM – IFP 2002.
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Titre Tableau 2 – Calcul des surfaces et volumes nécessaires pour la production de biomasse à partir d’une tonne par jour de CO2
Légende Quantités de biomasses produites par tonne de CO2 capté par les végétaux supérieurs et micro-organismes. Évaluation des surfaces et volumes nécessaires à la production de biomasse dans différents PhotoBioRéacteurs (PBR) (Jack Legrand 2007, communication privée).
URL http://books.openedition.org/irdeditions/docannexe/image/1069/img-13.jpg
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Titre Figure 10 – Taux de croissance mondial moyen 1997/2007 des moyens de production d’électricité
Légende Source : ObservER, 2008.
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Titre Figure 11 – Schéma du procédé IGCC
Légende Source : Document du World Coal Institute, « Le charbon comme ressource », juin 2006, http://www.worldcoal.org/​bin/​pdf/​original_pdf_file/​coal_resource_overview_coal_french(03_06_2009.pdfh
URL http://books.openedition.org/irdeditions/docannexe/image/1069/img-16.jpg
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Titre Figure 12 – Éoliennes Vergnet rabattables, détail du treuil automatique (GeV MP 275)
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Titre Figure 13 – Exemples de diagramme de distribution de Tp et Hs de la ressource houlomotrice sur un site particulier (Gorringe en Espagne)
Légende Source : M. Burger, F. Gardner, 2005.
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Titre Figure 14 – Vues de dessus et de profil du système flottant Wave Dragon et photographie du prototype à échelle réduite (58 x 33 m), courtesy of Wave Dragon (http://www.wavedragon.net)
Légende Source : H.C. Soerensen, 2004.
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Titre Figure 15 – Dispositif à colone oscillante LIMPERT, courtesy of Wavegen
Légende Source : G. Mackie, 2004.
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Titre Figure 16 – Houlogénérateur Pelamis P750 (750 kW), détail et éclaté de l’articulation active. Courtesy of Ocean Power Delivery Ltd (Pelamis Wave Power Ltd).
Légende Source : R. Henderson, 2005.
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Titre Figure 17 – Cartes de rayonnement solaire annuel direct
Légende Source : Solar Wind Energy Resources Assessment.
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Titre Figure 18 – Courbe de variation du rayonnement solaire quotidien direct au sud de la Grande Terre
Légende Source : Solar Wind Energy Resources Assessment.
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Titre Figure 19 – Ferme héliothermodynamique composée d’unités miroir parabolique associé à un moteur Stirling (Solar Systems Corp.)
Légende Source : Solar Systems Corp, http://www.solarsystems.com.au/​
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Titre Figure 20 – Schéma d’usine flottante de récupération de l’énergie thermique des mers (ETM) (avec l’autorisation de Michel Gauthier)
Légende Source : M. Gauthier, 2004.
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Titre Figure 21 – Réseau de caractéristiques de puissance d’une hydrolienne en fonction de la vitesse de rotation et de la vitesse du courant. Courbe de puissance typique d’une hydrolienne incluant un écrêtage de la puissance (Autorisation d’HydroHelix et Saipem)
Légende Source : J.-F. Daviau, H. Majastre et al., 2004.
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Titre Figure 22 – Principe d’une station de transfert d’énergie par pompage (Step), dessin de J. Ruer et photographie du réservoir haut de la Step (1,8 GW-400 GWh) de Grand’Maison (Isère)
Légende Source : B. Multon, J. Ruer, 2003.
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Titre Figure 23 – Coûts de production de l’électricité PV en 2050 en fonction de l’ensoleillement
Légende Source : AIE, 2008.
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Titre Tableau 3 – Coûts présents et futurs des principales technologies de production d’électricité
Légende Source : CE, 2008.
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Titre Tableau 4 – Rendements et coûts d’investissement des technologies
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Titre Tableau 5 – Min, max et moyenne des prix de l’énergie en Europe (situation 1999)
Légende Source : Koorneef et al., 2007.
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Titre Figure 24 – Coûts de production des biocarburants
Légende Source : Childs et al., 2007.
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Titre Tableau 6 – Les coûts externes de la production d’électricité
Légende Source : Étude ExternE cité par RE-Xpansion.
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Titre Figure 25 – Comparaison des émissions de CO2 pour le chauffage de l’eau en N.-C.
Légende Le mix électrique utilisé pour cette étude est bien entendu celui de la N.-C. Source : Becare 2008.
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Titre Figure 26 – Productions locales et importations en 2007
Légende Source : in Nouvelle-Calédonie 2025, Schéma d’aménagement et de développement de la Nouvelle-Calédonie.
URL http://books.openedition.org/irdeditions/docannexe/image/1069/img-42.jpg
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Titre Tableau 7– Les tarifs d’achat garantis pour la production distribuée en France
Légende Source : http://www.industrie.gouv.fr
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Titre Figure 26 – Dispositifs de soutien aux énergies renouvelables en Europe
Légende Sur la figure sont représentés en rouge les pays ayant adopté les quotas échangeables (Quota / TGC)) et en bleu les pays (très majoritaires) qui ont privilégié les prix garantis (Feed in tariff). En Italie, le dispositif est hybride entre prix garantis et quotas. En Finlande et à Malte, la politique de soutien aux renouvelables s’appuie sur les incitations fiscales. Source : Klein et al., 2006
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© IRD Éditions, 2010

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