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Documentos > El precio insostenible de la energía eólica > Réseaux et subventions : les coûts cachés de l'électricité issue d'énergies intermittentes

Les Annales des Mines
La Gazette de la Société et des Techniques
N°69 - novembre 2012

Réseaux et subventions : les coûts cachés de l'électricité issue d'énergies intermittentes

Par Aurélien Gay et Marc Glita, Ingénieurs des Mines

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L'Expansion7 décembre 2012
Par La chaîne Énergie

Éolien et photovoltaïques : les coûts cachés

Une synthèse de la Gazette des Mines liste une demi-douzaine de raisons qui poussent à la hausse les électricités éolienne et photovoltaïque.

La synthèse de la Gazette des Mines (*) préparée par les ingénieurs Aurélien Gay et Marc Glita, liste six "coûts cachés" qui pèsent sur l'électricité éolienne et photovoltaïques. En voici un résumé :

1) Le coût des obligations d'achat

L'étude note que les mécanismes de rachat de l'électricité renouvelable, largement adoptés par les pays européens, permettent certes d'atteindre ou dépasser les objectifs de production mais avec la création d'importantes dépenses récurrentes sur plusieurs années.

« En Allemagne, par exemple, la loi EEG a permis d'augmenter la part des renouvelables au-delà des 12,5 % initialement prévus pour 2010 : cette année là, près de 20 % de l'électricité produite l'a été à partir d'énergies subventionnées dans le cadre de cette loi, pour un coût total de 13,2 milliards d'euros.

Cependant, la volonté politique de présenter la facture aux consommateurs-électeurs manque parfois... Ainsi, en France, l'explosion des obligations de rachat d'électricité photovoltaïque aurait théoriquement dû conduire à un doublement de la CSPE (Contribution au service public de l'électricité) entre 2010 et le 1er semestre 2011. Cette augmentation est loin d'avoir été entièrement répercutée sur les consommateurs (...)

Devant le coût des obligations d'achat et l'ampleur de leur impact sur les prix, une réduction drastique des tarifs de rachat de l'électricité photovoltaïque a été décidée en France et en Allemagne. Le ministre de l'Économie allemand Philipp Rösler, estimait ainsi en mai 2012 qu'il était anormal que « la moitié des subventions aux renouvelables aillent à une énergie qui fournit 3 % de l'électricité ».

2) L'industrie en porte-à-faux

"Les fonds considérables mobilisés pour le déploiement des énergies renouvelables sont censés favoriser le développement d'une filière industrielle locale. Mais la Chine n'a pas hésité à subventionner massivement ses industriels, ce qui a conduit à une surproduction importante de panneaux photovoltaïques - en 2011 il en a été produit deux fois plus qu'il n'en a été installé - et à un effondrement des prix. Conjugué à la forte baisse des tarifs de rachat visant à limiter les effets d'aubaine, cet effondrement des prix a pris les constructeurs européens dans un effet ciseau qui a entraîné de nombreuses faillites".

3) Une augmentation des à-coups pour le système électrique

Les problèmes nouveaux posés par l'intégration dans le réseau des sources intermittentes, et les problèmes classiques posés par la volatilité de la demande sont supposés être résolus par les « réseaux intelligents », les « smart grids ».

En réalité, les « smart grids » consistent aujourd'hui pour l'essentiel en un ensemble de compteurs connectés à internet, pouvant être relevés à distance et faire de la tarification dynamique ainsi que du délestage sélectif. La grande question n'est pas celle de la faisabilité technique, mais bien celle de l'acceptabilité par les consommateurs de ce type de pratiques.

Le délestage sélectif consiste à autoriser le fournisseur d'électricité à arrêter et démarrer à discrétion des appareils chez ses clients. Cependant, de nombreux appareils, comme les téléviseurs ou les cuisinières, ne peuvent être arrêtés sans une réelle perte de valeur d'usage pour ces clients.

La tarification dynamique consiste en l'envoi en temps réel de « signaux prix » par le fournisseur à ses clients. On peut imaginer un système heures pleines/heures creuses avec des prix différenciés suivant les tranches horaires, variant suivant les conditions météo et/ou la date, etc. Mais comment attirer les clients vers un type d'offre où ils devraient suivre les prix de leur électricité comme un trader suit l'évolution des cours de bourse ?

4) Réseau et oppositions des populations

L'intégration des sources intermittentes imposent une restructuration des réseaux électriques de haute capacité. Or « la construction de toute nouvelle ligne électrique rencontre une opposition croissante des populations concernées ».

"Les gestionnaires de réseaux procèdent donc avec la plus grande prudence et recourent fréquemment à des lignes enterrées afin de protéger le paysage. Les technologies sont simples et éprouvées, mais elles coûtent dix fois plus cher. L'enjeu ici n'est toutefois pas tant le coût (qui représente tout de même 10 % de la facture finale pour le consommateur) que les délais : RTE indique qu'il faut aujourd'hui compter huit ans entre le lancement d'un projet et la construction du premier pylône ou de la première tranchée. "

5) Les capacités d'appoint et de secours

"Lorsque les énergies intermittentes représenteront une part significative du parc de production, la gestion des fluctuations de l'offre et de la demande d'électricité demandera des capacités d'effacement, d'appoint et de secours équivalentes à plusieurs dizaines de centrales nucléaires !

Or, paradoxalement, la tendance est plutôt à la fermeture de capacités d'appoint flexibles : GDF Suez a annoncé en juin 2012 son intention de fermer trois unités totalisant 900 MW de puissance en Belgique d'ici à septembre 2013 et, en France, les centrales au charbon de Saint-Avold et du Havre devraient respectivement être fermées par E.ON et EDF en 2013 et 2015.(...) Laisser ces installations fermer, en se félicitant de la disparition progressive de la génération électrique carbonée, serait négliger la pointe hivernale. Celle-ci a lieu en général à 19 heures, alors que le soleil est couché, sans que l'on ait la moindre garantie quant aux vitesses des vents. Pour que l'activité économique puisse se poursuivre normalement, il est crucial de disposer de moyens de production flexibles en quantité suffisante.

6) Les interconnexions européennes

Pour gérer leurs importantes capacités intermittentes de production d'électricité, l'Allemagne et le Danemark sont allés au plus simple pour gérer le problème de la pointe et celui de l'intermittence : "être bien connectés à leurs voisins, qui doivent alors trouver un moyen de gérer la variabilité introduite dans le système électrique commun".

"C'est ce qui se produit aujourd'hui entre les pays nordiques et le Danemark. Celui-ci importe de ses voisins l'électricité dont il a besoin lorsque ses éoliennes ne produisent pas, et exporte son électricité excédentaire lorsque les consommateurs danois ne consomment pas toute la production éolienne locale. (...) Pour le consommateur danois, le bilan est plus mitigé : il paye d'importants subsides aux exploitants d'éoliennes, avant de payer une deuxième fois un prix de marché élevé. Dans ces conditions, l'électricité danoise est l'une des plus chères d'Europe.

(*) La Gazette des Mines est une publication des Annales des Mines avec le concours du Conseil général de l'économie, de l'industrie,de l'énergie et des technologies et de l'École nationale des Mines de Paris.

L'Expansion | 7 décembre 2012


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