Au sein de l’Union européenne (UE), sous la pression constante des récits anxiogènes des partisans de la décroissance, se manifeste une tendance à s’inquiéter plus du changement climatique que des enjeux technologiques et sociétaux.
L’UE et certains États membres, chacun selon ses priorités domestiques [1], se sont hâtés de légiférer pour réduire le plus rapidement possible les émissions de GES (gaz à effet de serre), sans se donner le temps d’analyser les impacts qu’une politique zéro carbone peut avoir notamment sur l’industrie (très sensible à la disponibilité d’une énergie abondante et bon marché), sur le pouvoir d’achat des ménages et sur une éventuelle pénurie des matériaux rares nécessaires à la fabrication des équipements requis.
Il n’y a pas d’urgence climatique telle qu’elle ne permette pas à l’Union de prendre le temps d’une analyse globale des conséquences d’une politique énergétique sur la prospérité de ses États membres et sur le bien-être de leurs populations, avant de fixer le mix électrique, c’est-à-dire les différents moyens de production d’électricité nécessaires pour répondre à la demande.
Dans son rapport sur l’intelligence artificielle, Cédric Villani nous informe fort à propos que la consommation énergétique du numérique augmente de 8,5% par an et que sa part dans la demande mondiale d’électricité (en croissance de 2%/an) pourrait atteindre jusqu’à 50% d’ici à 2030.
L’Europe a besoin d’une économie solide ce qui requiert de disposer d’un approvisionnement électrique le meilleur marché possible et bien entendu fiable, même si cela implique quelques émissions de GES supplémentaires. Ce devrait être également le souci de la Commission européenne.
Le tout renouvelable
Le tout renouvelable d’ici à 2050, cheval de bataille de l’Union européenne, doit être principalement assurée, selon les partisans de la politique zéro carbone, par les centrales hydrauliques, par les éoliennes et les panneaux photovoltaïques et, à une échelle moindre, par la géothermie, mais sans production thermique d’électricité. Quant à l’électronucléaire, il est relégué à la fonction d’énergie d’appoint. Dans ce contexte, la contribution du renouvelable intermittent requis non seulement pour remplacer les énergies thermiques mais également pour répondre à la demande croissante d’électricité liée, entre autres, à la pénétration explosive du numérique, à la consommation des voitures électriques et au remplacement éventuel des centrales à gaz, est énorme.
Cette approche fragilise considérablement le système électrique européen, notamment en ce qui concerne :
– les conséquences de l’intermittence, notamment la difficulté de contribuer à la stabilité des réseaux électriques [2], le coût du renforcement de ces derniers et celui du stockage d’énergie indispensable à la compensation des carences de production des éoliennes et des panneaux photovoltaïques [3] ;
– une disponibilité suffisante en métaux et terres rares indispensables à la fabrication de ces derniers ;
– l’incapacité du tout renouvelable d’assurer une fourniture électrique continue et suffisante pour répondre à la demande précitée.
– l’acceptabilité citoyenne qui n’est aujourd’hui pas au rendez-vous et risque fort de ne pas s’améliorer avec la fuite en avant prônée par les promoteurs des EnR.
Ces réflexions méritent quelques développements.
Les pannes (plus fréquentes que les constructeurs ne les reconnaissent) et la durée de vie limitée des éoliennes réduisent leur productivité. Cette durée est bien inférieure aux 20, voire aux 25 ans annoncés par les fabricants. Au-delà d’une petite dizaine d’années, il s’avère moins coûteux de remplacer les éoliennes plutôt que de les rénover, en raison de la fragilité de certains de leurs composants telle que l’érosion des pales due aux intempéries (pluie, grêle, foudre) pouvant aller jusqu’à la rupture, entraînant d’importantes réduction de performances.
D’autres pièces sont susceptibles d’être prématurément endommagées, comme par exemple les ailettes des rotors des turbines et les roulements à billes qui sont particulièrement sollicités. Siemens en a fait l’amère expérience. L’ampleur des défaillances d’éoliennes de sa filiale Siemens Gamesa, a entraîné un coût de remise en état estimé à un milliard d’euros [4]. Cette obsolescence rapide est due, entre autres, à la diminution de qualité du matériel pour des raisons de compétitivité sur le marché international.
En outre, la production d’électricité éolienne n’est pas aussi verte que certains le prétendent. Elle requiert de volumineuses fondations, dont la fabrication émet de grandes quantités de GES. D’autre part, certains composants ne peuvent pas être recyclés, dont les pales qui sont souvent enfouies ou incinérées en fin de vie.
L’obsession de la Commission européenne (c’est-à-dire des États membres, car ce sont eux qui finalement prennent les décisions via le Parlement et le Conseil européens) de vouloir imposer, d’ici à 2050, l’éolien et le photovoltaïque comme principales sources d’énergie électriques (sa position à l’égard du nucléaire est ambigüe) est inquiétante. Malgré les échecs de la transition énergétique, la Commission européenne et les États membres ne considèrent toujours pas la nécessité de réévaluer leur doxa. C’est d’autant plus étonnant que dans l’histoire de l’électricité, il n’y a pas eu de basculement d’un type d’énergie à un autre, mais l’émergence de nouvelles formes de celles-ci qui ne se substituent pas à celles qui existent, mais s’y juxtaposent. On constate, en effet, que le charbon n’a pas éliminé le bois comme combustible, ni l’hydroélectricité le charbon, le gaz n’a pas non plus supprimé l’utilisation de l’hydraulique et du charbon comme source d’énergie, pas plus que le nucléaire n’a évincé aucune des énergies précitées.
En 2023, Entso-E [5], a publié une mise à jour de son étude de 2021 à la lumière notamment de cinq incidents majeurs (y compris des black-outs), dont ceux en Angleterre [6] et dans la péninsule ibérique de 2021 [7], pays à forte pénétration du renouvelable intermittent, concluant au déclin progressif de la résilience du système électrique européen en raison de la réduction de son inertie. En effet, la fermeture de centrales thermiques et nucléaires dans certains États membres entraîne l’arrêt de groupes turboalternateurs pesant plusieurs centaines de tonnes. L’inertie considérable créée par cette énorme masse en mouvement assure au réseau une stabilité dynamique par son réglage automatique et décentralisé de la fréquence, par sa résistance aux accélérations et la restitution de cette énergie lors des ralentissements qu’elle contrecarre ainsi.
Force est de constater que de plus en plus de citoyens européens et d’édiles locaux s’organisent pour empêcher la construction d’éoliennes terrestres.
En France, Vent des maires, comptant plus de 1.000 membres dont 523 maires et une cinquantaine de députés, de sénateurs et de conseillers régionaux, a été constitué en 2021 pour donner la parole aux maires afin qu’ils puissent agir en fonction de l’avis de leurs concitoyens en ce qui concerne les éoliennes.
En outre, la fabrication des éoliennes installées sur le territoire de l’Union européenne profite peu aux États membres, leurs composants essentiels sont largement importés de Chine vu les prix imbattables qu’elle propose.
Il importe de s’intéresser plus en détails aux sources actuelles de production d’électricité pour mieux mettre en évidence les déficiences de la politique du tout renouvelable d’ici à 2050.
La production d’électricité photovoltaïque
Au sein de l’Union européenne, l’énergie électrique solaire est surtout photovoltaïque (l’exploitation de centrales solaires à concentration, par exemple, n’a de sens que pour les pays à très grand ensoleillement comme l’Espagne). Sa production d’électricité a connu une forte croissance ces derniers temps quoique sa part dans le mix électrique mondial reste modeste. La capacité installée est passée d’environ 106 GW en 2017 à 159 GW [6]. Tous les États membres qui se sont lancés tête baissée dans le photovoltaïque ont dû déchanter et pas seulement les pays du nord. La production n’est toujours pas rentable sans subventions. La suppression de ces dernières en Allemagne, en Italie et en Espagne, trois pays à la pointe du renouvelable, a mis un terme à l’effet d’aubaine et a donc réduit l’attractivité de l’investissement.
En outre, la Chine a inondé les marchés de cellules photovoltaïques à des prix imbattables, ce qui a provoqué la faillite de nombre de fabricants européens et la disparition de milliers d’emplois.
Il est évident que la localisation des parcs photovoltaïques est essentielle pour sa productivité. Ainsi, l’énergie solaire passe de 1 MWh/m²/an en région parisienne à 1,7 dans le sud de la France et 3 dans le désert du Sahara.
C’est, entre autres, une des raisons pour laquelle le marché de l’UE est moins axé sur le développement de grands parcs photovoltaïques (à l’exception de pays comme l’Espagne) et davantage tourné vers des installations sur les toits de bâtiments.
Il n’est, en effet, pas cohérent de construire de telles installations dans des pays à haute densité de population, ne jouissant pas de conditions climatiques favorables (un ensoleillement pas suffisamment élevé) et ne disposant pas des grandes surfaces requises par les parcs de panneaux sans empiéter sur les terres agricoles et forestières (ce qui est le cas pour la plupart des États membres).
Il est logique que ce soit le marché de l’électricité photovoltaïque directement autoconsommée qui croisse le plus vite étant donné qu’il évite certains des inconvénients susmentionnés. L’Espagne n’y a pas échappé, jusqu’à présent, alors que son climat est très propice à l’efficacité de ce type de production électrique et qu’elle dispose de vastes étendues arides.
La production d’électricité éolienne
La situation de l’éolien n’est pas meilleure. L’industrie éolienne traverse une crise grave. Tous les constructeurs européens souffrent. Une succession d’annonces concordantes indique que les leaders de la filière éolienne licencient (entre autres, Vestas, Siemens et Gamesa).
Alors que le nucléaire continue de créer des emplois dans les pays qui l’ont intégré dans leur mix électrique, les filières éolienne et photovoltaïque, dont les composants sont très largement importés de Chine, n’en génèrent que sous perfusion : entre autres, exonération d’impôts, aides européennes, tarifs subventionnés, émission de certificats carbone, pesant sur Les factures des contribuables. Adieu l’autonomie !
Les études du professeur Gordon Hughes sur les performances des parcs éoliens au Danemark et au Royaume-Uni ont conclu, à partir d’une analyse statistique, que le facteur de charge des éoliennes terrestres chute progressivement de 24% après un an à 15% au bout de 10 ans et à 11% en 15 ans. Le vieillissement des éoliennes fait baisser notablement leur production. C’est la raison pour laquelle les exploitants préfèrent les remplacer après une dizaine année de fonctionnement. Une telle courte durée de vie contraste avec celle des réacteurs nucléaires qui peuvent être utilisés 60, voire 80 ans.
On constate que les systèmes 100% éolien ou 100% photovoltaïque plus stockage requièrent des investissements totaux qui sont d’un ordre de grandeur largement au-dessus de ce que demande un système centralisé classique, et ce en faisant abstraction de l’occupation d’espace considérablement plus importante pour le solaire que pour le nucléaire, l’atteinte à la biodiversité, etc. Les investissements étant nettement plus élevés, le coût de l’option énergie renouvelable plus stockage donne en première approximation une électricité au minimum six fois plus chère. Le fait que ni le coût du stockage ni celui du renforcement du réseau ne soit à la charge du producteur explique l’apparent paradoxe selon lequel le coût de production sortie éolienne ou panneaux photovoltaïques ne cesse de baisser alors que les prix pour les consommateurs finaux, dans les pays qui adoptent ce mode de production, ne cessent de croître. En effet, le consommateur final ne paie pas uniquement le coût de la production, mais celui de l’ensemble du système [8].
L’hydrogène
Après s’être concentrée sur l’éolien et le photovoltaïque, l’Union européenne, et en particulier les États membres à l’ouest de celle-ci (France, Allemagne, Belgique…), se focalise de plus en plus sur l’hydrogène pour décarboner le secteur électrique et celui de la mobilité.
Les partisans du tout renouvelable d’ici à 2050 y voient le moyen de pourvoir, lorsque la technologie de la production d’hydrogène sera au point, au stockage de l’énergie nécessaire à la compensation de l’intermittence de la production d’électricité d’origine éolienne et photovoltaïque, ainsi que le carburant idéal de substitution aux combustibles fossiles pour la mobilité « bas carbone ».
Les principales carences associées à son usage concernent sa production écologique très onéreuse (électrolyse de l’eau) et son stockage (très basse température ou pression très élevée). En outre, ce gaz présente un risque plus important d’explosion que l’essence, lorsqu’il est comprimé.
Dans ce contexte, des procédés de fabrication bas carbone et moins onéreux que l’électrolyse de l’eau, font l’objet de recherches. Le procédé par pyrolyse en est un exemple. Elle est basée sur la pyrolyse du gaz naturel à haute température avec coproduction d’hydrogène et de carbone solide (ou noir de carbone hautement valorisable) [9].
Qu’en est-il de l’hydrogène naturel encore appelé hydrogène géologique ?
Snowfox, acteur dans l’exploration de ce dernier, a sélectionné le groupe Verdier pour fournir des services avancés d’imagerie souterraine, des analyses de données géophysiques et de sciences de la Terre afin d’accélérer la découverte éventuelle d’hydrogène naturel.
Quoiqu’il en soit, la production électrique européenne n’est pas suffisante pour produire la quantité d’hydrogène nécessaire pour supplanter le gaz naturel, ni d’ailleurs pour une production massive d’hydrogène dans le secteur électrique et celui de la mobilité dans le cadre d’un système électrique européen totalement renouvelable (largement intermittent), sans une politique ambitieuse de génération d’électricité à partir de combustible nucléaire. De toute façon, l’utilisation de l’hydrogène dans les secteurs du stockage de l’énergie ou de la mobilité est encore au stade du développement et, en ce qui concerne l’infrastructure, des doutes subsistent quant à la disponibilité de réseaux de transport d’hydrogène pur en temps voulu.
Les énergies fossiles
Dans les faits, c’est toujours la production d’électricité thermique (de plus en plus à partir de gaz) qui assure actuellement, grâce à son fonctionnement pilotable, la compensation des lacunes et des défaillances du renouvelable intermittent. Une étude de la société suisse PROGNOSE AG pour le compte des centrales au charbon, montre la nécessité de maintenir la double structure (ENR et production conventionnelle en backup) vraisemblablement au-delà de 2050.
Des investissements massifs continuent d’être réalisés dans tous les secteurs de l’industrie du gaz : recherches de gisements nouveaux, GNL, gazoducs, etc.
Il ne faut pas perdre de vue que près de 85% de l’énergie primaire consommée dans le monde vient des énergies fossiles. L’Europe peut essayer de changer à marche forcée le mix électrique, mais elle ne pourra pas entraîner toute la planète dans sa transition énergétique visant à la décroissance. En effet, ce qui est en jeu est la prospérité et le bien-être des populations, en particulier celle des pays en voie de développement.
Malgré leur grande flexibilité, leur longue durée de vie et la disponibilité de leur carburant à un coût acceptable, le recours aux centrales à gaz est vilipendé en Europe par les inconditionnels de la politique bas carbone.
Conclusion
L’importance de la part du renouvelable intermittent dans le mix électrique telle que voulue par l’UE, implique une adaptation coûteuse de l’architecture des réseaux de transmission et un important stockage d’énergie pour pallier la discontinuité de production des éoliennes et des panneaux photovoltaïques.
La fabrication de ceux-ci requiert des métaux rares et dépendent donc des pays qui les produisent, dont principalement la Chine. Cette dernière en fournit une grande partie des composants, ce qui est préjudiciable à l’autonomie ainsi d’ailleurs qu’à l’économie européenne.
En outre, d’énormes territoires sont nécessaires pour que le renouvelable intermittent puisse satisfaire les considérables besoins énergétiques dus à la pénétration explosive du numérique et à la consommation des voitures électriques. Ce sont les terres agricoles et les forêts qui en sont les victimes !
D’autre part, la compensation de l’intermittence de la fourniture d’électricité est censée être réalisée, en plus des centrales de pompage, dont la capacité est limitée par la géologie, par des batteries qui sont loin d’offrir la flexibilité des centrales pilotables à gaz. D’ailleurs, ces dernières resteront d’ici à 2050 et au-delà l’outil le plus efficace pour assurer la stabilité du réseau électrique, surtout si la part du renouvelable intermittent continuait de croître dans le mix électrique. Une pénurie de ce combustible n’est pas à craindre, de nouveaux gisements de gaz, principalement celui de roche mère, continuant à être découverts dans le monde grâce notamment aux progrès technologiques.
Enfin, Un nouveau rapport de la Commission économique des Nations Unies pour l’Europe estime également que le coût réel de l’électricité solaire et éolienne est largement sous-évalué par les indicateurs couramment utilisés.
Le document critique l’usage du coût actualisé de l’électricité LCOE), qui mesure uniquement le coût de production d’une installation prise isolément, sans intégrer les coûts indispensables au fonctionnement du système électrique, tels que l’équilibrage la flexibilité, le renforcement des réseaux ou les services destabilité. Selon le rapport, une électricité présentée comme peu coûteuse à produire peut, une fois l’ensemble des coûts pris en compte, revenir jusqu’à deux fois et demie plus chère pour les consommateurs et l’industrie
Face à cet état des choses, l’UE et les Etats membres concernés auront-t-ils le courage de reconnaître l’impasse où les a conduits la transition énergétique qu’ils préconisent ?
Disposeront-ils de moyens financiers suffisants pour relancer l’électronucléaire et développer les SMR avec comme objectif d’en faire la composante la plus importante du mix électrique européen ?
D’autre part, ne devront-ils pas se concentrer davantage sur l’efficacité, c’est-à-dire obtenir le même service avec moins d’énergie, donc agir davantage sur la diminution de la demande d’électricité plutôt que d’augmenter la capacité de production intermittente ?
Jean-Pierre Schaeken Willemaers
[1] Les états membres ont le choix de leur bouquet énergétique : traité de Lisbonne, article 192.4
[2] Pour le bon fonctionnement du système électrique, il faut veiller à maintenir, dans la durée, la stabilité de la fréquence du courant alternatif dans une fourchette de 49,99 Hz à 50,01 Hz ainsi que celle de la tension.
Une telle exigence ne peut être satisfaite par les énergies renouvelables éoliennes et photovoltaïques en raison du caractère aléatoire de leur production dépendant du vent et du soleil.
[3] Le renouvelable intermittent requiert, à partir d’un certain degré de pénétration, une adaptation de l’architecture des réseaux électriques et un stockage d’énergie indispensables pour assurer la sécurité de l’approvisionnement électrique.
L’hydraulique est une solution performante, mais limitée vu les contraintes de dénivellement et les batteries n’ont pas encore atteint un niveau de performance suffisant (l’atteindront-elles un jour ?) pour contribuer à l’équilibre des réseaux de grande puissance en cas de forte pénétration du renouvelable intermittent. Quant au stockage d’hydrogène vert, il est encore excessivement cher à cause du coût de production de ce gaz.
Le prix moyen de l’appel d’offres « éolien terrestre » de la CRE (Commission de Régulation de l’Énergie française) en février 2024 s’est élevé à 87,23 €/MWh pour une puissance de 1000 MW !
[4] Tempête boursière pour l’énergéticien Siemens Energy, emporté par une débâcle de l’éolien, AFP, 23 juin 2023.
[5] European Network of Transmission System Operator for Electricity.
[6] Le 9 août 2019, peu avant 17 heures, en pleine heure de pointe, le réseau disjoncte provoquant une gigantesque panne de courant dans une grande partie du sud de l’Angleterre, au pays de Galles et dans quelques zones du nord-est.
[7] Une panne de courant a touché la péninsule ibérique, Pablo Bronte, Montel news, 26 juillet 2023.
[8] Éoliennes, la fin ?, Transitions et Énergies n° 26, septembre à novembre 2025.
[9] Production d’hydrogène décarboné, la troisième voie, Laurent Fulcheri, directeur de recherche, université Paris Science et Lettres (PSL).
