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L'énergie solaire, l'énergie éolienne et la biomasse sont trois types d'énergies renouvelables.

Les énergies renouvelables (EnR en abrégé) sont des sources d'énergie dont le renouvellement naturel est assez rapide pour qu'elles puissent être considérées comme inépuisables à l'échelle du temps humain. Elles proviennent de phénomènes naturels cycliques ou constants induits par les astres : le Soleil surtout, pour la chaleur et la lumière, mais aussi la Lune (marées) et la Terre (géothermie). Leur caractère renouvelable dépend d'une part de la vitesse à laquelle la source est consommée, et d'autre part de la vitesse à laquelle elle se régénère.

L'expression « énergie renouvelable » est la forme courte et usuelle des expressions « sources d'énergie renouvelables » ou « énergies d'origine renouvelable » qui sont plus correctes d'un point de vue physique.

La part des énergies renouvelables dans la consommation finale mondiale d’énergie en 2016 était estimée à 18,2 %, dont 7,8 % de biomasse traditionnelle (bois, déchets agricoles, etc.) et 10,4 % d'énergies renouvelables « modernes » : 4,1 % de chaleur produite par les énergies renouvelables thermiques (biomasse, géothermie, solaire), 3,7 % d'hydroélectricité, 1,7 % pour les autres renouvelables électriques (éolien, solaire, géothermie, biomasse, biogaz) et 0,9 % pour les biocarburants ; leur part dans la production d'électricité à la fin 2017 était estimée à 26,5 % : 16,4 % d'hydroélectricité, 5,6 % d'éolien, 2,2 % de biomasse, 1,9 % de photovoltaïque et 0,4 % de divers (géothermie, solaire thermodynamique, énergies marines).

Éléments de définitions

Le Soleil est la principale source des différentes formes d'énergies renouvelables : son rayonnement est le vecteur de transport de l'énergie utilisable (directement ou indirectement) lors de la photosynthèse, ou lors du cycle de l'eau (qui permet l'hydroélectricité) et l'énergie des vagues (énergie houlomotrice), la différence de température entre les eaux superficielles et les eaux profondes des océans (énergie thermique des mers) ou encore la diffusion ionique provoquée par l’arrivée d’eau douce dans l’eau de mer (énergie osmotique). Cette énergie solaire alliée à la rotation de la Terre est à l'origine des vents (énergie éolienne) et des courants marins (énergie hydrolienne).

La chaleur interne de la Terre (géothermie) est assimilée à une forme d'énergie renouvelable, et le système Terre-Lune engendre les marées des océans et des mers permettant la mise en valeur de l'énergie marémotrice.

L'énergie solaire comme la chaleur interne de la Terre proviennent de réactions nucléaires (fusion nucléaire dans le cas du Soleil, fission nucléaire dans celui de la chaleur interne de la Terre).

Les combustibles fossiles ou minéraux (matériaux fissiles) ne sont pas des sources d'énergie renouvelables, les ressources étant consommées à une vitesse bien supérieure à la vitesse à laquelle celles-ci sont naturellement créées ou disponibles.

L'expression « énergies renouvelables et de récupération » (EnR&R) est parfois utilisée lorsque l'on ajoute aux énergies renouvelables la valorisation de la chaleur produite par différentes activités productives^[1].

Histoire

Pendant la plus grande partie de son histoire, l'humanité n'a disposé que d'énergies renouvelables pour couvrir ses besoins énergétiques. Au Paléolithique, les seules énergies disponibles étaient la force musculaire humaine et l'énergie de la biomasse utilisable grâce au feu ; mais de nombreux progrès ont permis d'utiliser ces énergies avec une efficacité grandissante (inventions d'outils de plus en plus performants).

Le progrès le plus significatif a été l'invention de la traction animale, qui est survenue plus tard que la domestication des animaux. On estime que l'homme a commencé à atteler des bovins à des araires ou des véhicules à roues durant le IV^e millénaire av. J.-C. Ces techniques inventées dans l'ancien croissant fertile ou en Ukraine, ont par la suite connu un développement mondial^[2].

L'invention de la marine à voile a été un progrès important pour le développement des échanges commerciaux dans le monde.

Celle des moulins à eau et à vent a également apporté une énergie supplémentaire considérable. Fernand Braudel qualifie de « première révolution mécanique » l'introduction progressive, du XI^e siècle au XIII^e siècle, des moulins à eau et à vent : « ces « moteurs primaires » sont sans doute de modique puissance, de 2 à 5 HP^{[n 1]} pour une roue à eau, parfois 5, au plus 10 pour les ailes d'un moulin à vent. Mais, dans une économie mal fournie en énergie, ils représentent un surcroît de puissance considérable. Plus ancien, le moulin à eau a une importance bien supérieure à celle de l'éolienne. Il ne dépend pas des irrégularités du vent, mais de l'eau, en gros moins capricieuse. Il est plus largement diffusé, en raison de son ancienneté, de la multiplicité des fleuves et rivières, ... »^[3].

À la fin du XVIII^e siècle, à la veille de la révolution industrielle, la quasi-totalité des besoins d'énergie de l'humanité était encore assurée par des énergies renouvelables. Dans un essai d'évaluation de la répartition des consommations par source d'énergie, Fernand Braudel estime à plus de 50 % la part de la traction animale, environ 25 % celle du bois, 10 à 15 % celle des moulins à eau, 5 % celle de la force humaine et un peu plus de 1 % celle du vent pour la marine marchande ; il renonce à chiffrer la part des moulins à vent, faute de données, tout en précisant : « les éoliennes, moins nombreuses que les roues hydrauliques, ne peuvent représenter que le quart ou le tiers de la puissance des eaux disciplinées »^[3]. On peut donc, évaluer la part totale de l'énergie éolienne (voile + moulins à vent) entre 3 et 5 %. Il mentionne pour mémoire la batellerie fluviale, la marine de guerre, le charbon de bois et le charbon de terre.

L'apparition de la machine à vapeur, puis du moteur Diesel, ont entraîné le déclin des moulins à eau et de l'énergie éolienne au XIX^e siècle ; les moulins à eau et à vent ont disparu, remplacés par les minoteries industrielles. L'énergie hydraulique a connu un nouvel âge d'or avec l'hydroélectricité, apparue en Suisse, Italie, France et États-Unis à la fin du XIX^e siècle. Au XIX^e siècle également, François de Larderel met au point en Italie les techniques d'utilisation de la géothermie.

Dans les années 1910, les premiers chauffe-eau solaires individuels apparaissent en Californie. En 1911, la première centrale géothermique est construite à Larderello.

Au milieu du XX^e siècle, l'énergie éolienne n'était plus utilisée que pour la navigation de plaisance et pour le pompage (agriculture, polders).

Puis, les éoliennes sont réapparues, bénéficiant de techniques plus performantes issues de l'aviation ; leur développement a pris de l'ampleur à partir des années 1990. Le solaire thermique et le solaire photovoltaïque décollent au début des années 2000.

• Utilisation de différents types d'énergie


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  Navire égyptien, vers 1400 av. J.-C.

  
  

  
  


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  Production de feu par friction du bois à l'aide d'un archet.
  

  
  

  
  


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  Travail du sol avec bœufs de trait en Zambie.
  

  
  

  
  


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  Moulin à eau.
  

  
  

  
  

Aperçu général

Afin de rattraper le retard pris par rapport aux objectifs de Rio de Janeiro et Kyoto, l'ONU a proposé en 2011 comme objectif de produire 30 % de l'énergie utilisée en 2030 grâce à des énergies renouvelables, contre 13 % en 2010^[4].

Selon l'Agence internationale de l'énergie (AIE), la part des énergies renouvelables dans la production mondiale d'énergie primaire était en 2016 de 14,0 % (biomasse et déchets : 9,8 % ; hydroélectricité : 2,5 % ; solaire, éolien, géothermie, etc. : 1,7 %) contre 12,4 % en 1973 (biomasse-déchets : 10,5 %, hydraulique : 1,8 %, autres : 0,1 %)^[5] ; cependant, les conventions utilisées par l'AIE minorent la part des énergies renouvelables électriques dans la production d'énergie primaire (voir bilan énergétique).

Quant à l'Energy Information Administration (EIA), ses conventions sont plus conformes à la part réelle des énergies renouvelables électriques dans la consommation finale d'énergie, mais elle ignore presque complètement l'apport des énergies renouvelables thermiques (biomasse, solaire thermique, pompes à chaleur, etc.) qu'elle réduit aux biocarburants ; elle évalue la part des énergies renouvelables dans la production mondiale d'énergie primaire à 10,7 % en 2010, dont 6,3 % pour l'hydroélectricité^[6]. Les graphiques ci-dessous illustrent les estimations de l'EIA pour la production d'électricité :

• Évolution de la production d'électricité dans le Monde (1980-2011)


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  Tout type d'énergie
  

  
  

  
  


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  Energies renouvelables
  

  
  

  
  

En ce qui concerne la production d'électricité, Observ'ER évalue la part des énergies renouvelables à 20,8 % en 2012^[7] :

Dans ses prévisions énergétiques 2016, l'Agence internationale de l'énergie relève de 13 % ses prévisions de capacité renouvelable installée en 2021. Les énergies vertes assureront 28  % de la production électrique mondiale contre 23 % en 2015. La Chine représentera près de 40 % de cette croissance. La baisse des coûts des modules photovoltaïques a atteint 70 % entre 2010 et 2015, et l'AIE s'attend à une nouvelle diminution de 25 % d'ici à 2021. Dans l'éolien les coûts, qui ont baissé de 30 % en cinq ans, pourraient selon l'agence encore reculer de 15 % sur la période^[8].

Selon les prévisions 2013 de l'AIE^[9], la production d’électricité d’origine EnR devait atteindre 24 % de la production électrique en 2020 contre 20 % en 2011, dépasser en 2018 la part du gaz naturel^[10] et produire deux fois plus d’électricité que le nucléaire. Dans la production totale d'énergie, les renouvelables devaient passer de 13 % en 2011 à 14 % en 2020. Mais dans le monde, le charbon restera dominant. L'AIE présentait un scénario « New Policies » évaluant l'effet que pourraient avoir des politiques plus déterminées de lutte contre le réchauffement climatique : la part des renouvelables atteindrait 15 % en 2020 et 18 % en 2035 dans l'énergie primaire, 26 % en 2020 et 31 % en 2035 dans la production d'électricité.

En 2013, Maria van der Hoeven, directrice exécutive de l'AIE, déplorait la décision de certains pays européens de réduire leurs soutiens aux énergies renouvelables dans le contexte de crise économique et climatique^[11], qui au contraire devrait leur être favorable^[12]. Le 5 juillet 2013, l’AIE a recommandé^[13] quatre mesures urgentes et « sans regret », « qui ne devraient pas menacer la croissance économique » :

1. investir dans l’efficacité énergétique dans le bâtiment, l’industrie et les transports, ce qui pourrait représenter jusqu’à 49 % des gisements de réduction,


2. mettre fin à la construction et à l’utilisation des centrales à charbon les moins efficaces,


3. réduire les émissions de méthane dans la production d’hydrocarbures,


4. éliminer les subventions aux énergies fossiles.

Les différents types d’énergies renouvelables

Énergie solaire

Irradiance solaire sur la Terre.

Le Soleil émet un rayonnement électromagnétique dans lequel se trouvent notamment les gamma, X, la lumière visible, l’infrarouge, les micro-ondes et les ondes radios en fonction de la fréquence d’émission. Tous ces types de rayonnements électromagnétiques véhiculent de l’énergie^[14]. Le niveau d’éclairement énergétique mesuré à la surface de la Terre dépend de la longueur d’onde du rayonnement solaire.

Deux grandes familles d'utilisation de l'énergie solaire à cycle court se distinguent :

• l'énergie solaire thermique, utilisation de la chaleur transmise par rayonnement ;


• l'énergie photovoltaïque, utilisation du rayonnement lui-même pour produire de l'électricité.

Énergie solaire thermique

Four solaire Global Sun Oven

Chauffe-eau solaire

Dans les conditions terrestres, le rayonnement thermique se situe entre 0,1 et 100 micromètres. Il se caractérise par l’émission d’un rayonnement au détriment de l’énergie calorifique du corps émetteur. Ainsi, un corps émettant un rayonnement thermique diminue son énergie calorifique alors qu'un corps recevant un rayonnement thermique augmente son énergie calorifique. Le soleil émet principalement dans le rayonnement visible, entre 0,4 et 0,8 micromètre^[14]. Ainsi, en entrant en contact avec un corps, le rayonnement solaire augmente la température de ce corps. On parle d’énergie solaire thermique. Cette source d’énergie est connue depuis très longtemps et est utilisée par exemple, pour chauffer ou sécher des objets en les exposant au soleil.

L'énergie thermique peut être utilisée directement ou indirectement :

• directement pour chauffer des locaux ou de l'eau sanitaire (serres, architecture bioclimatique, panneaux solaires chauffants et chauffe-eau solaire) ou des aliments (fours solaires),


• indirectement pour la production de vapeur d'un fluide caloporteur pour entraîner des turbines et ainsi, obtenir une énergie électrique (énergie solaire thermodynamique (ou « héliothermodynamique »)).

L'énergie solaire thermique peut également être utilisée pour la cuisine. Apparue dans les années 1970, la cuisine solaire consiste à préparer des plats à l'aide d'un cuiseur ou d'un four solaire. Les petits fours solaires permettent des températures de cuisson de l'ordre des 150 °C, les paraboles solaires permettent de faire les mêmes plats qu'une cuisinière classique à gaz ou électrique.

À grande échelle, la Fondation Desertec construit dans le Sahara des centrales solaires thermiques à concentration. D'après ses ingénieurs, « les déserts de la planète reçoivent toutes les 6 heures du soleil l’équivalent de ce que consomme l’humanité chaque année » et quelques centaines de km² d'étendue désertique pourrait satisfaire l'ensemble des besoins énergétiques de la planète^[15].

Énergie photovoltaïque

L’énergie photovoltaïque se base sur l’effet photoélectrique pour créer un courant électrique continu à partir d’un rayonnement électromagnétique. Cette source de lumière peut être naturelle (soleil) ou artificielle (une ampoule). L'énergie photovoltaïque est captée par des cellules photovoltaïques, un composant électronique qui produit de l'électricité lorsqu'il est exposé à la lumière. Plusieurs cellules peuvent être reliées pour former un module solaire photovoltaïque ou un panneau photovoltaïque. Une installation photovoltaïque connectée à un réseau d'électricité se compose généralement de plusieurs panneaux photovoltaïques, leur nombre pouvant varier d'une dizaine à plusieurs milliers.

Il existe plusieurs technologies de modules solaires photovoltaïques :

• les modules solaires monocristallins possèdent le meilleur rendement au m² et sont essentiellement utilisés lorsque les espaces sont restreints et pour optimiser la production d'une centrale photovoltaïque.


• les modules solaires polycristallins représentent une technologie proposant des rendements plus faibles que la technologie monocristalline.


• les modules solaires amorphes sont des panneaux solaires proposant un rendement largement inférieur aux modules solaires cristallins. Cette solution nécessite donc une plus grande surface pour la même puissance installée.

En France, l'énergie photovoltaïque est produite par de nombreux opérateurs (particuliers, propriétaires de bâtiments industriels ou agricoles, etc.) qui vendent l'électricité produite par leur installation aux fournisseurs d'électricité qui sont soumis à une obligation d'achat^[16], à des conditions tarifaires régies par la loi. Les tarifs d'achat sont fixés par le ministre chargé de l'énergie après consultation de la Commission de régulation de l'énergie, de façon à stimuler l’investissement par ces opérateurs tout en limitant les « effets d’aubaines » ; le surcoût découlant de ces tarifs d'achat est mis à la charge des consommateurs d'électricité via la contribution au service public de l'électricité.

Énergie éolienne

Moulins à vent.

L’activité solaire est la principale cause des phénomènes météorologiques. Ces derniers sont notamment caractérisés par des déplacements de masses d’air à l’intérieur de l’atmosphère. C’est l’énergie mécanique de ces déplacements de masse d’air qui est à la base de l’énergie éolienne. L’énergie éolienne consiste ainsi, à utiliser cette énergie mécanique.

Des voiliers ont été utilisés dès l’Antiquité, comme en témoigne la « barque solaire » de Khéops. Jusqu’au milieu du XIX^e siècle, l’essentiel des déplacements nautiques à moyenne et longue distance se sont faits grâce à la force du vent. Un dérivé terrestre, connu depuis l'Égypte antique, n’a actuellement qu'un usage sportif : le char à voile.

L’énergie éolienne a aussi été vite exploitée à l’aide de moulins à vent équipés de pales en forme de voile, comme ceux que l’on peut voir aux Pays-Bas, ou encore, ceux mentionnés dans Don Quichotte. Ces moulins utilisent l’énergie mécanique pour actionner différents équipements. Les moulins des Pays-Bas actionnent directement des pompes dont le but est d’assécher ou de maintenir secs les polders du pays. Les meuniers utilisent des moulins pour faire tourner une meule à grains.

Aujourd’hui, ce sont les éoliennes qui prennent la place des moulins à vent. Les éoliennes transforment l’énergie mécanique en énergie électrique, soit pour l’injecter dans un réseau de distribution, soit pour être utilisée sur place (site isolé de réseau de distribution). Pour résoudre le problème d'espace, elles sont de plus en plus souvent placées en mer.

L'éolien se développe également à l'échelle individuelle. Le petit éolien est généralement utilisé pour produire de l'électricité, qui sera consommée directement sur place. De nombreux problèmes sont apparus pour des éoliennes installées en zones bâties sans étude préalable sérieuse sur les vitesses de vent et les turbulences^[17]. L'Association française des professionnels du petit éolien (AFPPE)^[18] déconseille les installations sur les sites improductifs trop turbulents, en pignon ou en toiture.

Des concepts d'éolienne aéroportée sont à l'étude pour aller chercher les vents d'altitude, plus puissants, plus réguliers : Magenn^[19], Kite Gen, et Skywindpower^[20] conçus pour s'élever de 300 à 5 000 m avec l'espoir de produire beaucoup plus d'électricité qu'avec une éolienne terrestre, car la puissance des jet stream est 20 à 30 fois supérieure à celle des vents en basse altitude.

Énergie hydraulique

Un moulin à eau.

À l’instar de l’énergie éolienne, les énergies hydrauliques (à l'exception de l'énergie marémotrice) ont leur origine principale dans les phénomènes météorologiques et donc à l'énergie solaire. Le soleil provoque l'évaporation de l’eau, principalement dans les océans et en libère une partie sur les continents à des altitudes variables. On parle du cycle de l'eau pour décrire ces mouvements. L’eau (en fait, la vapeur d'eau) acquiert, en altitude, une énergie potentielle de pesanteur ; lorsque l'eau tombe, une partie de cette énergie peut être captée et transformée dans des barrages hydroélectriques, lors du retour de l’eau vers les océans. Avant l’avènement de l’électricité, les moulins à eau permettaient de capter cette énergie mécanique pour entrainer des machines ou des outils (machines à tisser, moulins à moudre le blé, etc.).

Depuis l’invention de l’électricité l'énergie mécanique peut être transformée en énergie électrique ; l'hydroélectricité est, après la biomasse, la deuxième énergie renouvelable : selon l'Agence internationale de l'énergie, elle fournit 2,5 % de l'énergie primaire produite dans le monde en 2016 (contre 1,8 % en 1973), sur un total de 14,0 % d'énergies renouvelables (12,4 % en 1973)^[5].

D'autres énergies hydrauliques existent et proviennent généralement de sources marines :

Énergie des vagues

Elle est produite par le mouvement des vagues (donc d'origine éolienne) et peut être captée par des dispositifs tels le Pelamis, sorte de ver en métal articulé, le Searev ou encore le PH4S toujours au stade de prototype et qui utilise quatre sources d'énergie permettant une autonomie complète en mer^[21].

Leur puissance correspond à celle d'une petite éolienne.

Énergie marémotrice

Elle est produite par le mouvement de l’eau créé par les marées (variations du niveau de la mer).
Ces mouvements, de faible amplitude (quelques mètres quand même) mais sur d'énormes aires, sont exploités en forçant un certain débit (alternant au rythme des marées) à passer dans une turbine (ou dispositif similaire) implantée dans une paroi permettant d'obtenir une dénivelée amont-aval et de récupérer l'énergie potentielle.

Énergie hydrolienne

Elle est issue de l'utilisation des courants sous-marins (dont ceux de marée).
À la différence de l'énergie marémotrice, c'est l'énergie cinétique de l'eau qui est récupérée par une « hélice » plongée dans le flux et qui ne nécessite pas de paroi pour fonctionner.
On trouve également ces dispositifs dans les cours d'eau ; ils évitent la construction de retenues et ont donc un impact moindre sur l'environnement que les barrages mais au prix d'une efficacité moindre que ces derniers (tout le débit n'étant pas turbiné).

Énergie thermique des mers

On peut d'abord citer la récupération directe de l'énergie thermique de l'eau au moyen d'une pompe à chaleur pour réchauffer par exemple un circuit de chauffage urbain : c'est la thalassothermie^[22].

En outre, on peut exploiter la différence de température entre les eaux superficielles et les eaux profondes des océans pour produire de l'énergie mécanique puis de l'énergie électrique.
Une source chaude, une source froide : le cycle de Carnot peut trouver à s'appliquer.

Énergie osmotique

Elle a pour origine la diffusion ionique qui a lieu lors de l’arrivée et du mélange d’eau douce dans l’eau salée de la mer^[23]. L’idée remonte aux années 1970, elle consiste à tirer parti du phénomène d'osmose qui se produit lors du mélange d'eau de mer et d'eau douce (grâce à leur salinité différente). La première centrale osmotique a été ouverte en 2009 à Hurum en Norvège par la société Statkraft à l'embouchure du Fjord d'Oslo au bord de la Mer du Nord. Il s'agit encore d'un prototype de 3 kW destiné à tester la fiabilité du processus et à en améliorer le rendement mais l'objectif est d'atteindre 25 MW en 2015^[24]. Depuis, une centrale a été construite au Japon ; une autre est en construction aux États-Unis. D'après Statkraft, le potentiel technique mondial de l'énergie osmotique serait de 1 600 TWh/an, soit 50 % de la production électrique de l’Union Européenne^[25].

Biomasse

L'énergie tirée de la biomasse provient, indirectement, de l’énergie solaire stockée sous forme organique grâce à la photosynthèse. Elle est exploitée par combustion ou métabolisation. Cette énergie est renouvelable à condition que les quantités brûlées n’excèdent pas les quantités produites ; cette condition n'est pas toujours remplie. On peut citer notamment le bois et les biocarburants.

Jusqu'au XVIII^e siècle, la biomasse était la principale ressource énergétique utilisée par l'humanité, en particulier sous forme de bois ; c'est encore aujourd'hui, et de loin, la principale énergie renouvelable : selon l'Agence internationale de l'énergie, la biomasse et les déchets fournissent 9,8 % de l'énergie primaire produite dans le monde en 2016, soit 70 % des 14 % d'énergies renouvelables ; en 1973, la part des EnR était de 12,4 %, dont 10,5 % pour la biomasse et les déchets^[5]. Mais cette ressource produit de nombreux polluants et a l'inconvénient majeur d'exiger des surfaces considérables pour sa production, du fait de la faible efficacité énergétique de la photosynthèse : 3 à 6 %^[26] contre, par exemple, 14 à 16 % pour une cellule photovoltaïque en silicium monocristallin^[27] ; en outre, sa production sous forme de biocarburants entre en conflit avec la production vivrière ; l'utilisation énergétique de la biomasse restera donc toujours limitée par ces multiples contraintes^{[réf. nécessaire]}.

Des cyanobactéries modifiées pourraient convertir de l'énergie solaire en carburant et consommer du CO₂. Cette technique et l'utilisation de ce carburant équilibreraient la production et la consommation de CO₂. Une entreprise a créé cette technique par génie génétique et l'améliore peu à peu^[28].

Néanmoins, une équipe de recherche de l'université Stanford a montré que la production d'électricité à partir de la biomasse serait plus rentable économiquement et écologiquement que son utilisation dans les transports en tant que biocarburant.
Pour cela, Elliott Campbell et ses collègues ont estimé la quantité de CO₂ émise par une voiture électrique et par une voiture alimentée au bioéthanol, en intégrant l'énergie directement consommée et l'énergie grise. D'après leur calcul, une voiture électrique émet deux fois moins de CO₂ qu'un véhicule identique fonctionnant à l'éthanol.
En outre, un hectare de culture permet de parcourir 52 000 km à l’électricité contre 31 000 à l’éthanol^[29].

Le bilan environnemental reste donc un souci majeur lié à l'utilisation de l'énergie récupérée.

Énergie géothermique

Centrale géothermique de Nesjavellir en Islande.

Un des témoignages les plus anciens date de 2 000 ans av. J.-C., avec dans les îles Éoliennes (au nord de la Sicile) l'exploitation d'eau naturellement chaude pour les thermes.

Le principe consiste à extraire l’énergie géothermique contenue dans le sol pour l’utiliser sous forme de chauffage ou pour la transformer en électricité. Dans les couches profondes, la chaleur de la Terre est produite par la radioactivité naturelle des roches du noyau et de la croûte terrestre : c’est l’énergie nucléaire produite par la désintégration de l’uranium, du thorium et du potassium^[30].

Par rapport à d’autres énergies renouvelables, la géothermie profonde ne dépend pas des conditions atmosphériques (soleil, pluie, vent).

En 2012, les trois premiers producteurs sont les États-Unis (27,9 %), les Philippines (14,6 %) et l'Indonésie (11,2 %) et quatre autres pays ont une production importante : la Nouvelle-Zélande, le Mexique, l'Italie et l'Islande^[31]. L'Indonésie possède le plus grand potentiel (27 gigawatts, soit 40 % des réserves mondiales)^[32].

Pour autant le géothermique comporte lui aussi des risques au niveau humain. Les techniques évoluent et permettent de chercher la chaleur à de plus grandes profondeurs. Il a été montré que la modification des pressions dans les sous-sols avait un impact sur l'activité sismique. La fréquence des tremblements de terre mais aussi leur puissance peut être augmentée à cause de l'exploitation de cette énergie^[33].

La géothermie très basse énergie exploite la chaleur de la couche superficielle du sol, qui provient, non pas des profondeurs de la croûte terrestre, mais du soleil et du ruissellement de l'eau de pluie ; elle est utilisée pour :

• la climatisation passive avec par exemple, le système du puits provençal, le puits canadien, etc. ;


• le chauffage et la climatisation avec la pompe à chaleur géothermique, qui se développe en particulier en Allemagne, en Suède et en France ; ces pompes à chaleur sont considérées comme exploitant une énergie partiellement renouvelable car une grande partie de l’énergie qu’elles fournissent provient de l'énergie solaire emmagasinée chaque été dans la terre par le soleil, et comme des systèmes efficaces de production de chaleur car elles assurent une production d’énergie thermique très supérieure à l’énergie électrique consommée.

En France, la programmation pluriannuelle des investissements de production de chaleur a fixé des objectifs très ambitieux pour la géothermie : une multiplication par 6 de la production de chaleur à partir de géothermie entre 2006 et 2020^[34].

Avantages escomptés

La civilisation moderne est très dépendante de l'énergie et spécialement des énergies non renouvelables, qui s'épuiseront tôt ou tard. Passer d'une ressource actuellement non renouvelable à une ressource renouvelable suscite des espoirs, certains justifiés, d'autres moins.

Avantages en termes géopolitiques et de sécurité

Selon une étude^[35] de 2007 commandée par le ministère de l'Environnement allemand, comparativement aux grandes centrales énergétiques thermiques (dont nucléaire) et hydroélectrique qui centralisent la production énergétique, les énergies propres, sûres, renouvelables quand elles sont décentralisées présentent de nombreux intérêts en matière de sécurité énergétique, intérieure, militaire et civile, en matière de risque terroriste, de même que pour la sécurité climatique, le développement, les investissements et les marchés financiers. Cette étude date déjà puisque aujourd'hui la taille des centrales éoliennes et solaires s'approche de plus en plus de celle des grandes centrales thermiques, et qu'elles exigent la construction de lignes à haute tension pour le transport de leur production vers les centres de consommation et l'exportation de leurs excédents.

Les énergies renouvelables sont une source de sécurité dans les domaines économiques, sociaux et environnementaux^[36].

Dans le cas où les énergies renouvelables sont substituées aux énergies fossiles, elles favorisent l'indépendance énergétique. Il est donc possible qu'elles participent à la réduction des conflits liés aux intérêts énergétiques.

Autres avantages

On attribue souvent aux énergies renouvelables des caractéristiques favorables (qu'elles peuvent mériter ou non), telles que :

• la sûreté (faible risque d'accident, faibles conséquences d'un éventuel accident, etc.).


• la propreté (peu, voire pas du tout de déchets, peu dangereux et facile à gérer : recyclables, par exemple)


• la décentralisation (développement local des territoires, réserve d'emplois locaux non délocalisables, etc. ; fin 2012, pour l'Europe des Vingt-Sept, le marché total des énergies renouvelables représentait près de 1,2 million d'emplois (dans le photovoltaïque, la biomasse solide et l'éolien surtout, pour un chiffre d'affaires cumulé (toutes EnR confondues) évalué à plus de 137 milliards d'euros^[37].) ;


• le respect de l'environnement, lors de la fabrication, pendant le fonctionnement, et en fin de vie (démantèlement).

Pour ces caractéristiques, c'est chaque filière, voire chaque cas séparément, qu'il convient d'examiner pour vérifier si on peut ou non lui attribuer le bienfait supposé, et si oui, dans quelle mesure. Par exemple :

• l'énergie éolienne peut certainement être considérée comme une production locale au Danemark (bien qu'elle soit très dépendante des échanges d'électricité avec la Norvège et la Suède pour compenser son irrégularité par le recours aux barrages hydroélectriques de ces deux pays), mais pas dans un pays qui importe la technique, les capitaux, et les hommes pour faire fonctionner les machines ;


• de même, l'énergie solaire perd ses atouts en termes de décentralisation, d'emploi et d'indépendance énergétique depuis la vague de faillites parmi les producteurs européens causée par l'arrivée massive des concurrents chinois à très bas coûts ;


• les biocarburants ont un impact environnemental et social contesté (concurrence avec la production alimentaire, dépenses énergétiques très importantes pour le transport et la transformation des matières premières) ;


• les installations hydroélectriques, outre les destructions provoquées par l'engloutissement d'une vallée, peuvent se rompre (entre 1959 et 1987, trente accidents ont fait 18 000 victimes dans le monde, dont plus de 2 000 morts en Europe^[38],[39]), ou provoquer des séismes. Les émissions de gaz à effet de serre (notamment de méthane) peuvent être importantes^[40], notamment si les arbres ne sont pas abattus avant la mise en eau ; et, en raison de la richesse en mercure des sols (Amazonie...)^[41], le développement bactérien dans l'eau peut entrainer la formation de méthylmercure avec des pollutions toxiques en aval^[42] (notamment en Amérique du Sud).

Par ailleurs, dans tous les cas, les énergies renouvelables réduisent la production de CO₂ à hauteur de l'énergie non renouvelable qu'elles remplacent. Cependant, elles peuvent rester responsables d'autres émissions de gaz à effet de serre pour leur mise en place (fabrication et installation des équipements) ou dans le cadre de leur fonctionnement, chaque technique devant être là encore examinée séparément.

Contraintes et limites

La Fondation pour la recherche sur la biodiversité (FRB) appelle à ne plus traiter à part les deux nécessités que sont la lutte contre le réchauffement climatique et la préservation de la biodiversité. Une étude dirigée par Alexandros Gasparatos, professeur à l'université de Tokyo, publiée en avril 2017 et traduite par la FRB, analyse, à travers 500 références scientifiques, les rapports compliqués qu'entretiennent énergies renouvelables et biodiversité : oiseaux tués par les éoliennes, déforestation pour alimenter les centrales à bois, centrales hydroélectriques perturbant la migration de certaines espèces de poissons, inondant de vastes zones en amont, fragmentant les habitats et affectant les écosystèmes. Ces impacts doivent être évalués avant de décider des investissements : faut-il par exemple implanter les éoliennes sur les couloirs de migrations des oiseaux ou dans des zones accueillant une forte biodiversité^[43] ?

Nuisances et pollutions

Le terme d'énergie renouvelable est souvent assimilé à celui d'énergie propre ou « propre et sûre ». La définition est différente : une énergie propre ne produit pas ou peu de polluant, ou bien, elle produit des polluants qui disparaissent rapidement sans conséquences pour l'environnement. Une énergie renouvelable n'est pas nécessairement propre^[44], et inversement : par exemple, la collecte et la combustion de la biomasse peut produire des nuisances (déforestation, réduction de biodiversité, etc.) et des polluants (NOx, suies, dioxines, etc., c'est notamment le cas de la biomasse solide comme le bois)^[45],[46]. Il n'y a donc que des sources d'énergie plus ou moins nuisibles suivant les circonstances^[47].

Selon l'OMS, près de 1,7 million de décès prématurés par an sont attribués à la pollution de l'air intérieur, causée essentiellement par la cuisine en Asie du Sud et de l'Est, l'Inde en particulier, où 700 millions de personnes dépendent des combustibles solides (bois, charbon de bois, charbon, déchets végétaux et animaux) et des foyers traditionnels pour cuisiner^[48].

Depuis 2007, la filière bois se développe aussi très vite en Grande-Bretagne où les centrales à charbon sont remplacées par des centrales à bois ; ces centrales sont très gourmandes en bois si bien que la Grande-Bretagne est obligée d'en importer, depuis les forêts humides du sud des États-Unis, en Louisiane ou dans le Mississippi, où, les normes étant moins protectrices, les forestiers n'hésitent pas à faire des coupes à blanc sans se préoccuper de la repousse, ni de l'impact sur la biodiversité que ces forêts abritent^[43].

Les terres rares utilisées pour la fabrication de certaines éoliennes (néodyme et dysprosium pour les alternateurs de certaines éoliennes en mer) et les métaux rares utilisés pour celle de certaines cellules photovoltaïques (gallium, indium, etc. pour les cellules à couche mince)^[49] sont sources de pollutions très importantes au niveau de leur extraction^[50].

Disponibilité des sources d'énergie

Si, selon la formule latine « sol lucet omnibus », « le soleil éclaire tout », la plupart des énergies disponibles dépendent du climat et des conditions géographiques et ne sont disponibles ni partout, ni tout le temps, ni toujours à des coûts économiquement acceptables.

En particulier l’énergie solaire n’est disponible que de jour (soit 50 % du temps en moyenne sur une année à l'équateur, proportion qui diminue inversement à la latitude : le soleil disparaît même durant certains mois quand on se rapproche des pôles ; de plus, l'intensité du rayonnement solaire est fortement réduite à chaque passage nuageux. Le vent ne souffle que lorsqu'il existe des différences de pression atmosphérique ; il peut disparaître complètement pendant des jours, voire des semaines lors des périodes anticycloniques.

Une étude laisse penser qu'il serait possible de répondre en 20 à 40 ans à tous les besoins énergétiques par des sources renouvelables et plus propres, avec les technologies d'aujourd'hui, en occupant 0,4 % de la surface du globe, à un coût à peu près comparable à celui des énergies fossiles et nucléaires, mais avec un effort de transformation des réseaux de production, stockage et transport de l'énergie très important, ce qui demande une forte volonté sociétale et politique^[51]. Pour les États-Unis, ce serait un effort de mobilisation « comparable au projet Apollo de voyage sur la lune ou à la construction de tout le réseau routier inter-État^[51] ».

Disponibilité des ressources minières

Les technologies développées pour la production d’électricité à partir d’énergies renouvelables nécessitent une quantité accrue et plus diversifiée de matières minérales, à quantité d’énergie produite constante, par rapport aux technologies traditionnelles (hydraulique, fossile et nucléaire)^[52].

Les technologies renouvelables dépendent de plusieurs métaux fonctionnellement importants, tels que l’argent, l’indium, le tellure, le néodyme, le gallium, et plusieurs terres rares. La littérature scientifique ne s’accorde pas sur la gravité des contraintes d’approvisionnement potentielles de ces matériaux critiques^[53].

Impact sur le réchauffement climatique

Si les énergies renouvelables peuvent avoir un niveau faible à nul d'émissions de gaz à effet de serre (éolien, solaire...) lors de leur fonctionnement, ou un bilan carbone relativement neutre (combustion au bois compensée par le stockage, à terme, du carbone par les forêts), il faut aussi prendre en compte le cycle de vie des systèmes :

• Les installations hydroélectriques nécessitent une très grande quantité de béton, matériau à l'impact environnemental important. Les émissions de gaz à effet de serre peuvent également être importantes^[40], notamment si les arbres ne sont pas abattus avant la mise en eau.


• Tous les systèmes nécessitent l'extraction, la fabrication et l'acheminement des matières premières.

Lorsqu'on ne tient pas compte du potentiel de réduction des émissions de gaz à effet de serre des modes actuels de production et d'utilisation de l'énergie, les énergies propres et renouvelables sont parfois présentées comme une solution au problème du réchauffement climatique. En réalité, il faut considérer deux aspects complémentaires des politiques de la maîtrise de l'énergie : les économies d'énergie d'une part et les énergies renouvelables d'autre part ; ceci de façon à diminuer la consommation d'énergies fossiles.

Selon Jean-Marc Jancovici^[54], le développement des énergies renouvelables ne suffira pas à éviter une importante diminution des consommations d'énergie : « malgré les renouvelables, des changements de nos modes de vie lui semblent nécessaires »^[55].

Des sources académiques sur le sujet ont montré qu'un scénario énergétique entièrement renouvelable permettant de garantir la qualité de vie des pays développés à l'ensemble de la population mondiale était techniquement faisable avec les meilleures techniques disponibles actuellement en matière d'efficacité énergétique^[56]. Toutefois ces études ne se sont intéressées qu'aux aspects environnementaux, industriels et techniques et n'abordent pas les questions de financement, d'acceptabilité sociale et de risques géopolitiques liées à un tel changement.

Intégration éco-paysagère

Éoliennes dans la campagne allemande.

Un développement significatif des énergies renouvelables aura des effets sur les paysages et le milieu, avec des différences sensibles d'impact écologique ou paysager selon l'installation concernée et selon que le milieu est déjà artificialisé ou que l'aménagement projeté vise un espace encore sauvage. Les impacts paysagers et visuel sont pour partie subjectifs.

La construction des grandes installations (type centrale solaire) a toujours un impact sur le paysage. On cite souvent les grandes éoliennes, et plus rarement les toitures solaires. C'est pourquoi des efforts sont faits pour tenter de mieux intégrer ces installations dans le paysage (peindre les éoliennes en vert dans leur partie basse et en bleu pâle dans leur partie supérieure par exemple). Une production décentralisée peut aussi théoriquement diminuer le besoin de pylônes et lignes à haute tension, mais l'expérience des pays déjà largement engagés dans les énergies renouvelables montre qu'au contraire elles accroissent les besoins en lignes à haute tension : ainsi, l'Allemagne a besoin, selon l'agence allemande pour l'énergie (Dena), de 3 600 km de lignes supplémentaires à 380 kV d'ici à 2025 pour acheminer l'électricité des éoliennes, situées très majoritairement dans le nord du pays, vers les villes du sud^[57]. L'essor des éoliennes offshores nécessite d'installer des lignes à haute tension pour les raccorder au réseau ; de plus, les énergies renouvelables ayant un caractère intermittent, il faut développer fortement les interconnexions de telle sorte que, s'il y a une interruption subite de vent, il soit possible de fournir l'énergie grâce à d'autres moyens de production ; ainsi, la Norvège met à profit les capacités de régulation de ses barrages pour développer massivement ses interconnexions : quatre existent déjà avec le Danemark, mais d'autres sont en discussion avec l'Allemagne, les Pays-Bas, le Royaume-Uni^[58]. Les réseaux moyenne tension peuvent être enterrés.

Risques pour la faune

Échelle à poissons du Barrage John-Day sur le fleuve Columbia, aux États-Unis.

La construction d'un barrage hydroélectrique a des conséquences lourdes : inondation de vallées entières, modification profonde de l'écosystème local. De plus, les barrages hydroélectriques font obstacle à la migration des poissons, ce qui représente un problème pour les fleuves du nord-ouest de l'Amérique du Nord, où les populations de saumons ont été réduites de manière importante. Ce problème a cependant été largement atténué par la construction de passes à poissons et la réduction des populations est due surtout à d'autres facteurs : surpêche, pollution, mortalité accrue en mer, etc.

On a également accusé les éoliennes de représenter un danger pour les oiseaux (bien qu'une éolienne tue 0 à 3 oiseaux par an alors qu'un kilomètre de ligne à haute tension en tue plusieurs dizaines par an, il y en a 100 000 km en France). En fait, il semblerait que le plus gros risque soit pour les chauves-souris^[59].

Selon la Fondation pour la recherche sur la biodiversité (FRB), les estimations varient entre 234 000 et 573 000 oiseaux tués annuellement par des éoliennes aux États-Unis. Les chauves-souris seraient plus impactées encore, moins par des collisions que des suites de traumatismes internes, appelés barotraumatismes, associés à des réductions soudaines de pression de l'air à proximité des pales^[43].

Les éoliennes à axe vertical, type Savonius hélicoïdales, réduisent le risque de tuer des oiseaux tout en nécessitant un espace plus réduit. Elles tendent être davantage utilisées comme micro-éoliennes, dans les milieux urbains.

Gestion de l'intermittence, stockage, distribution

Un des problèmes posés par l'énergie est son transport dans le temps et l'espace, avec le moins de pertes en ligne possible et en équilibrant au mieux le système offre/demande en électricité ou autre forme d'énergie. De nouveaux défis se posent avec par exemple les futurs besoins pour la recharge des véhicules électriques (intermittence et localisations variables)^[60].

L'énergie solaire et ses dérivés (vent, chute d'eau, marémotrices, hydroliennes liées aux courants, etc.), sont presque toujours intermittents. Ces énergies sont parfois produites loin de leur zone de consommation (en offshore par exemple pour l'éolien) ; pour alimenter un réseau, il faut donc harmonieusement combiner le bouquet énergétique, avoir une gestion active de la demande pour tamponner les fluctuations de la production, reporter la consommation de pointe vers les heures creuses, et compenser les « creux de production » en associant des sources complémentaires ou des moyens de stockage suffisants, de l'amont à l'aval de la filière, c'est-à-dire du producteur au consommateur, en utilisant éventuellement le réseau de distribution (réseau de gaz par exemple) comme « tampon » ou en créant des réseaux plus large d'échange (différents de l'ancien réseau de distribution). Des moyens différents sont nécessaires selon la taille du système : petits stockages délocalisés (1 à 100 kW), stockages semi-massifs ou régionaux (1 mégawatt à 1 gigawatt) et systèmes massifs et centralisés (plusieurs gigawatts)^[60].

Le gouvernement allemand a créé en mai 2013 une subvention pour les systèmes photovoltaïques avec batterie (30 % du prix du stockage, dans la limite de 600 € par kWc installé, pour des installations jusqu'à 30 kWc) ; un an après, 4 000 batteries ont été subventionnées pour un montant de 10 millions d'euros ; de plus, la banque publique fédérale Kreditanstalt für Wiederaufbau a accordé des prêts à taux bonifié (1,25 %) pour un montant de 66 M€^[61]. Lorsque la subvention est accordée à son taux maximal, soit 600 €/kWc, le coût de la batterie est donc de 2 000 €/kWc ; comme le prix des systèmes photovoltaïques est selon l'ADEME^[62] de 2,2 à 3,5 €/W^{[n 2]} en 2012, on peut conclure que le surcoût des batteries peut atteindre 60 à 90 %.

Des exemples d'utilisation directe d'énergie renouvelable sont les fours solaires et chauffe-eau solaires, le chauffage par géothermie, et les moulins à vent utilisés pour moudre le grain. Des exemples d'utilisations indirectes, c'est-à-dire passant par d'autres formes d'énergie, sont la production d'électricité par des éoliennes ou des cellules photovoltaïques ou la production de biocarburants tels que l'éthanol issu de la biomasse ou même des déchets combustibles, qui peuvent d'ailleurs aussi être combinés entre eux.

L'utilisation locale d'énergies renouvelables produites in situ diminue les appels aux systèmes de distribution de l'électricité, mais au-delà d'un seuil (25 à 30 % de la production environ en zone insulaire faute d'interconnexion^[60]) augmente la difficulté pour gérer l'intermittence ou les surplus de production. Selon le Syndicat des énergies renouvelables, l'obligation imposée aux installations EnR dans les zones non interconnectées (si elles dépassent 30 % de la demande d'électricité) de mettre en œuvre des technologies de stockage leur permettant de lisser leur production et de fournir des réserves de puissance, implique une augmentation de leur coût de production de l’ordre de 100 %^[63].

Actuellement, dans les pays industrialisés, les consommateurs et producteurs d'énergie sont presque tous reliés à un réseau électrique, qui peut assurer des échanges d'un bout à l'autre d'un pays ou entre pays, mais avec des pertes plus importantes sur les longues distances, qu'on peut réduire avec les nouvelles CCHT (lignes à courant continu à haute tension). Cependant un réseau fortement interconnecté à échelle continentale de type smart grid permettrait de réduire les aléas de production et de consommation, grâce à la multiplication des sources de production disponibles et au recouvrement de plages horaires d'utilisation différentes^[60] ; le problème de l'intermittence du vent deviendrait ainsi moins critique (voir Débat sur l'énergie éolienne)^[60] et l'efficacité énergétique de l'ensemble serait largement améliorée, mais au prix d'investissements considérables et de longues procédures pour surmonter les oppositions locales à toute construction de lignes haute tension.

L'agence internationale de l'énergie (AIE) a estimé qu'environ un quart de l'investissement à faire dans les réseaux (de transport d'énergie de 2010 à 2035 sera lié à la croissance de la production d'électricité d'origine renouvelable^[60] (ex : en Europe, 20 000 km de nouvelles lignes THT nécessaires selon l'Ademe^[60], dont pour intégrer à horizon 2020 le paquet énergie, avec en France au moins 25 000 MW éoliens et 5 400 MW photovoltaïque « crête » prévus (« Avec un objectif de 19 GW terrestres, RTE devra investir 1 milliard d'euros sur dix ans en infrastructures de transport »^[60]). Des réseaux intelligents apparaissent, qui pourraient intégrer des notions de solidarité et de secours mutuel, avec par exemple les smart grids, une domotisation qui favoriserait les économies et 35 millions de compteurs communicants prévus pour les foyers français), et les modèles de prévision de la production en fonction des conditions météorologiques commencent à être améliorés (quelques % d'erreur à 24 ou 48 h) grâce notamment au projet « Anemos » puis « Safe Wind » de Mines Paris Tech)^[60]. En France des projets de recherche sont en cours avec Nice Grid en PACA, « GreenLys » à Lyon et Grenoble, ou « Venteea » dans l'Est de la France, portés par ERDF qui copilote aussi un projet européen Grid4EU sur les réseaux intelligents (7 partenaires, 6 démonstrateurs, 50 M€). Selon ERDF^[60], « l'Agence internationale de l'énergie (AIE) estime que, dans l'Union européenne, il faudra investir 300 milliards d'euros sur les réseaux de distribution entre 2010 et 2020. Au cours de la même période, les besoins d'investissement sur les réseaux de transport s'élèveront à 100 milliards d'euros » (pour intégrer 230 GW éolien et 150 GW solaire dans le réseau électrique de l'UE^{[n 3]}.

Un surplus d'électricité peut être converti en hydrogène stocké dans le réseau de gaz. Les stations de transfert d'énergie par pompage (Step), en montagne ou sur les îles (24 GW en 2010 et 35 GW prévus en 2020), peuvent remonter de l'eau puis la turbiner quand l'électricité manque, comme c'est le cas dans la centrale de 30 MW, avec une chute de 150 m, installée depuis l'an 2000, sur l'île d'Okinawa ; un projet de 50 MW est en cours à la Guadeloupe (50 m de hauteur de chute, avec des pompes et turbines à vitesse variable créées par Alstom) pour lisser les fluctuations de puissance. Plus la chute est haute, moins il est nécessaire de stocker d'eau (à production égale). « Les Step classiques utilisent 25 % de l'énergie produite pour remonter l'eau. Le rendement de leurs turbines avoisine 98 %. Au total, la technique traditionnelle offre donc un rendement de 75 %, mais Alstom atteint 80 % » (Bernard Mahiou, 2011^[60]). Des réservoirs artificiels de ce type pourraient être conçus même en offshore, par exemple alimentés quand les éoliennes offshore produisent des surplus d'électricité.

Un stockage chimique de masse (par conversion du CO₂, par exemple facilement captable dans les cimenteries ou centrales à combustibles fossiles, en méthane synthétique, avec des catalyseurs par exemple) est également possible, avec l'intérêt de mieux réguler le carbone anthropique^[60]. On parle de « méthanation » quand du gaz est ainsi produit à partir d'électricité et non de fermentation. Areva effectue à ce sujet des recherches avec un GIE qui regroupe Eurodia, Air liquide et Engie, mais avec l'idée d'utiliser de l'électricité nucléaire (EPR par exemple)^[60].

Contraintes économiques et organisationnelles

La mise en œuvre concrète se confronte à des contraintes d'environnement et de marché (La logique des fonds de placement n'est pas toujours une logique d'investissement), de gouvernance et au cadre du droit, qui toutes évoluent.

Les agents économiques concernés sont en outre souvent dispersés. Il faut les rassembler et imaginer des conditions d'organisation adaptées : contrats de filière, contrats territoriaux, planification de smart grids adaptés aux ENR, « contrats d'implantation » des unités de production énergétique^[64]. La définition des filières et leur organisation se construisent peu à peu et avec l'évolution technique et juridique.

Contraintes environnementales

L’hydroélectricité est sensible aux effets du changement climatique^[65]. Dans le contexte du changement climatique, l’AIE recommande aussi (rapport 2013^[12],[13]) de mieux préparer le réseau électrique aux événements climatiques : Ainsi, les perturbations liées aux conditions météorologiques, du réseau d'électricité aux États-Unis ont été décuplées de 1992 à 2012. Les événements météorologiques représentent 20 % environ de toutes les perturbations au début des années 1990, mais en représentaient 65 % en 2008^[66] ; elle recommande aussi d’améliorer l’efficience des systèmes de climatisation, y compris dans les pays en développement^[67].

Aspects économiques

Coûts

Dans le monde les coûts de production d'électricité (coûts moyens actualisés) à partir d'énergie renouvelable ont peu varié de 2009 à 2015, contrairement à d'autres (solaire photovoltaïque surtout) :

• Ceux de l'éolien à terre ont baissé de 14 % (83 $/MWh contre 96 $/MWh), mais après deux années de baisse ils remontent légèrement ;


• Ceux de l'éolien en mer ont fortement augmenté jusqu'à plus de 220 $/MWh en 2012 avant de redescendre à 174 $/MWh en 2015 ;


• Le solaire thermodynamique avec stockage est resté stable à environ 275 $/MWh ;


• le solaire photovoltaïque (silicium cristallin) a chuté de 61 % entre 315 $/MWh au 3^e trimestre 2009 et 122 $/MWh fin 2015, et certains projets de centrales dans des zones très ensoleillées ont atteint des prix très bas : 58,5 $/MWh à Dubai, 64 $/MWh au Rajasthan et 68 $/MWh dans l'Andhra Pradesh^{[r 1]}.

En France comme ailleurs la maturité de certaines filières ENR les rend de plus en plus compétitives. Les coûts varient toutefois selon de nombreux facteurs (progrès technologiques, perception du risque par les investisseurs, lieu d'implantation, coûts de matériaux stratégiques...)^[68]. L'ADEME a publié début 2017 une évaluation des coûts par filières de chaleur et électricité renouvelables^[68].

Subventions aux énergies renouvelables

Certaines énergies renouvelables sont rentables et se sont développées spontanément : énergie hydroélectrique, certaines énergies issues de la biomasse (bois, résidus agricoles, déchets urbains) ; d'autres, dont le coût de production dépasse leur valeur économique ou dont le retour sur investissement est long, n'ont pu démarrer que grâce à des aides ou subventions les rendant rentables pour les investisseurs.

L'énergie solaire est devenue compétitive dans certains pays bénéficiant d'un fort ensoleillement : ainsi, la société saoudienne Acwa Power a remporté un appel d’offres à Dubaï en proposant un prix de 48 euros le mégawattheure (MWh) pour un parc solaire photovoltaïque, voisin des prix de gros en Europe. Dans plusieurs pays comme le Chili, l’Afrique du Sud ou l’Inde, elle devient moins chère que celle produite par les sources traditionnelles : charbon, gaz ou nucléaire. Elle peut atteindre 20 % de la production d'électrique ; au-delà se posera la question du stockage pour compenser son intermittence^[69].

Comparer le vrai prix de l'électricité renouvelable et celui d'autres sources implique de prendre en compte les coûts des externalités négatives (dommages causés à autrui ou à l'environnement sans compensation, dont ceux des effets des émissions de gaz à effet de serre ou GES) : En effet, ces coûts ne sont pas intégrés dans la formation des prix de marché ; des tentatives ont été faites pour corriger ce biais du marché, en particulier par le marché du carbone où s'échangent des droits d'émission de GES, mais les résultats du marché du carbone européen n'ont guère été convaincants jusqu'ici^[70]. La taxe carbone s'est montrée plus efficace dans les pays où elle a été mise en place (Suède^{[71],[72],[73]}, Danemark, Finlande).

Dans le monde, selon une étude publiée par Bloomberg New Energy Finance, un changement semble s'amorcer : depuis 2011, les investissements annuels dans le solaire, l'éolien et l'hydroélectricité surpassent ceux réalisés en faveur des énergies fossiles ; le secteur des EnR devrait bénéficier des deux-tiers des investissements prévus dans de nouvelles usines de production d'énergie de 2015 à 2030 (3 800 Mrd € sur 5 800 Mrd €), qui pour moitié devraient concerner l'Asie, et pour 19 % (711 Mrd €) l'Europe ; le coût des EnR continuera à décroître, ce qui les rapprochera de la compétitivité et devrait encourager les installations non-subventionnées dans les régions les plus favorables ; le solaire devrait atteindre la compétitivité dès 2020 dans certains pays en développement, et la parité réseau dans les pays développés à tarifs d'électricité élevés^[74],[75]. L'Europe pourrait investir 711 Mrd € dans les renouvelables de 2015 à 2030 pour ajouter 557 GW à leur puissance installée ; la part des fossiles devrait passer de 48 % en 2014 à 27 % en 2030, avec un fort recul du charbon (de 195 à 125 GW) mais une stagnation de la part du gaz (275 à 280 GW)^[74].

Les systèmes de subventions en cours varient selon le pays et le contexte local, pouvant parfois se superposer, en particulier lorsque plusieurs niveaux de pouvoir politique interviennent :

• aux États-Unis, l'American Reinvestment and Recovery Act (plan de relance de 2009) a accordé un crédit d'impôt sur la production : renewable energy Production Tax Credit (PTC) de 2,3 c$/kWh pendant dix ans^[76] ; l'Energy Policy Act de 2005 instituait au niveau fédéral des crédits d'impôt pour les énergies renouvelables, reconduits en 2008 : le renewable energy Investment Tax Credit (ITC), crédit d'impôt de 30 % des investissements dans les systèmes solaires résidentiels et commerciaux, les piles à combustible et le petit éolien (< 100 kW), et de 10 % pour la géothermie, les micro-turbines et les centrales de cogénération de moins de 50 MW, jusqu'au 31/12/2016 ; de plus, une trentaine d'États ont aussi leur programme de soutien sous forme de tarifs d'achat, de subventions ou de quotas^[77]. La Californie a accordé dès les années 1980 des déductions fiscales qui ont permis la construction de parcs éoliens tels qu'Altamont Pass (576 MW, 1981-1986) ;


• le système de Certificat vert est utilisé en Australie : le programme RET (Renewable Energy Target, Objectif d'énergie renouvelable)^[78], institué par des lois de 2000 et 2001, a pour but d'amener la part des énergies renouvelables dans la production d'électricité australienne à 20 % en 2020, grâce à un système de certificats (Large-scale Generation Certificates et Small-scale Technology Certificates) émis pour chaque MWh d'électricité renouvelable produit par les producteurs d'EnR, qui les vendent aux fournisseurs d'électricité, qui les remettent en fin d'année au Clean Energy Regulator^[79] pour attester de leur conformité aux objectifs annuels du programme RET. Ces certificats verts sont également utilisés au Royaume-Uni (ROCs - Renewable Obligation Certificate System), en Suède, en Belgique, en Pologne, ainsi que dans 31 États des États-Unis qui ont institué des quotas d'énergie renouvelable dans l'électricité commercialisée(cf. plus bas : systèmes de quotas) ;


• en Europe, le système de soutien le plus utilisé, à la suite de la mise en place de la Directive 2001/77/EC, est celui des tarifs d'achat réglementés (en anglais : feed-in tariff, c'est-à-dire tarif d'injection [au réseau]) : les fournisseurs d'électricité ont l'obligation légale d'acheter toute la production des installations de production d'électricité à partir d'énergie renouvelable, pendant 10 à 20 ans, à des tarifs fixés par l'administration ; le surcoût de ces tarifs par rapport aux prix du marché de gros est remboursé aux fournisseurs au moyen d'une surtaxe sur les factures d'électricité des consommateurs :
  
  
  
  • en Allemagne, le tarif d'achat réglementé était en 2012 de 8,8 c€/kWh pour les éoliennes terrestres et 15,6 c€/kWh pour l'offshore ; il est répercuté sur les consommateurs d'électricité par le biais de l'équivalent de la CSPE, appelé EEG-Umlage qui atteignait 5,277 c€/kWh en 2013 (+0,25 c€/kWh de taxe pour l'offshore) sur un prix moyen de l'électricité pour un ménage-type allemand de 28,5 c€/kWh^[80],
  
  
  • en France, ce tarif d'achat a été fixé pour l'éolien par l'arrêté du 17 novembre 2008 à 8,2 c€/kWh (indexé ensuite selon une formule qui l'amenait en 2012 à 8,74 c€/kWh) pour l'éolien^[81] ; le surcoût par rapport au prix du marché (moyenne en 2015 : 42,6 €/MWh), calculé à 3 156 M€ en 2013 par la Commission de régulation de l'énergie qui l'évalue à 3 722,5 M€ M€ pour 2013 et 4 041,4 M€ M€ pour 2015, est répercuté sur les consommateurs d'électricité par le biais de la contribution au service public de l'électricité (CSPE), fixée à 13,5 €/MWh en 2013, 16,5 €/MWh en 2014 et 19,5 €/MWh en 2015 alors que la CRE estime qu'elle devrait être fixée à 25,93 €/MWh pour couvrir les charges et les arriérés ; la compensation du surcoût des EnR représente 63,7 % de la CSPE, et le photovoltaïque représente 62 % de ces 63,7 %^[82],
  
  
  
  

• un autre dispositif fréquemment utilisé (conjointement à celui des tarifs d'achat) est celui des appels d'offres : en France, il a pour finalité de soutenir les filières en retard de développement et est utilisé surtout pour les grandes installations (parcs éoliens en mer, grandes centrales solaires, centrales à biomasse...) ; la Cour des Comptes relève que certains appels d'offres n'ont pas atteint leurs objectifs (cahier des charges insuffisamment respecté par les projets, tarifs proposés trop élevés, nombre insuffisant de projets candidats, etc.) : celui de 2004 lancé pour installer 500 MW d’éolien terrestre n’a retenu que 287 MW, soit 56 % de l'objectif ; celui de 2010 n'a retenu que 66 MW pour un objectif de 95 MW. Pire : de nombreux appels d’offres n’ont pas permis de limiter les prix proposés par les porteurs de projet, soit par manque de concurrence, soit du fait de difficultés techniques ayant incité les candidats à prendre des marges de risque importantes, en particulier celui qui a été lancé en 2011 pour des parcs éoliens en mer : le prix de référence fixé dans l'appel d'offres n'a pas été respecté pour trois des quatre sites concernés^[83] ;


• les systèmes de quotas, utilisés aux États-Unis et en Chine : la puissance publique impose aux entreprises électriques une contribution minimale d’énergies renouvelables en termes de capacité installée ou d’électricité produite sous la forme de quotas, qui évoluent dans le temps avec les objectifs de politique énergétique ; ce dispositif est très souvent complété par d’autres mécanismes de soutien tel que les crédits d’impôts, ainsi, dans les États américains où ce système est mis en place, sa contribution à la valorisation des kWh n’est que de l’ordre de 25%^[84]. Ces États américains, au nombre de 31, ont institué des « normes de portefeuille d'énergie renouvelable » (Renewable portfolio standard, RPS) qui obligent les fournisseurs d'électricité à atteindre une certaine part d'énergie renouvelable dans l'électricité commercialisée^[85] (Ex. 15 % en 2025 en Arizona, 30 % en 2020 au Colorado, 33 % en 2020 en Californie^[86]) ; les producteurs de ces énergies reçoivent des certificats (REC) pour chaque kWh produit, qu'ils vendent à leurs clients fournisseurs en même temps que leur électricité ; les fournisseurs peuvent alors présenter ces certificats à l'administration pour démontrer leur conformité au RPS ; sinon ils doivent payer des pénalités^[85]. Un rapport constate que ce système de RPS est plus efficace lorsqu'il est combiné avec les crédits d'impôt fédéraux (PTC)^[87] ;


• le contrat pour différence (ou prime ex-post) est un nouveau système (en vigueur sur option en Allemagne, en Italie et au Royaume-Uni), préconisé par la Commission européenne : un niveau de référence (target price) est défini par le régulateur ; le producteur vend l’électricité produite au prix de marché de gros, directement ou via un « intégrateur », notamment pour les acteurs sans accès direct au marché (petits producteurs) ; le producteur perçoit un complément de rémunération (« prime ») dans le cas où la différence entre le niveau de référence et le prix de marché est positive ; sinon le producteur doit verser le surplus perçu ; une variante (le contrat pour différence asymétrique) ne prévoit pas ce reversement. Selon le SER, ce système impose au producteur des coûts supplémentaires de commercialisation pouvant aller jusqu'à 10 % du coût d'achat^[84] ;


• une variante, la prime ex-ante, appliquée en Espagne jusqu'en 2008 et au Royaume-Uni depuis 2014 en option, prévoit une prime définie initialement par le régulateur et fixée pour une durée limitée ; cela simplifie le système et diminue donc son coût, mais suppose des hypothèses sur les prix de marché futurs et donc un risque pour le producteur^[84].

En réaction au poids croissant des subventions aux énergies renouvelables, les états envisagent des réformes pour améliorer l'efficacité des systèmes de soutien en accroissant leur sélectivité et en cherchant à insérer progressivement les EnR dans les mécanismes de marché ; c'est ce que préconisent la Commission européenne^[88], la Cour des comptes^[89] et la CRE, soulevant la contestation du SER^[90]. C'est également dans ce sens que se dirige la réforme en cours de lancement en Allemagne^[91], et les projets esquissés par le gouvernement français dans le cadre de la transition écologique ; le SER et le CLER contestent ces projets, en particulier l'idée lancée par la Commission européenne de lancer des appels d'offres technologiquement neutres (mise en concurrence de l’ensemble des technologies), qui selon eux empêcherait le développement de filières industrielles nouvelles ; pour eux, les appels d'offre devraient être réservés aux gros projets, de même que la mise en œuvre à terme d’un mécanisme de « prix de marché plus prime ex-post » (Feed-in-Premium ex-post, ou contrat pour différence) ; ils souhaitent que les petites installations continuent à bénéficier de l'obligation d'achat à tarif réglementé^[92],[93].

La réforme du système français d'aides sera intégrée dans la loi sur la transition énergétique qui devrait être voté d'ici la fin 2014. Le projet de loi présenté le 30 juillet 2014^[94] comporte plusieurs dispositions à cet effet dans son titre V « Favoriser les énergies renouvelables pour diversifier nos énergies et valoriser les ressources de nos territoires »^[95] :

• maintien de l'obligation d'achat (article 23-I) ;


• remplacement du tarif d'achat réglementé par un complément de rémunération (article 23-II), dont les modalités de calcul, à préciser par décret, tiendront compte des investissements et des charges, mais aussi de l'autoconsommation ; la rémunération des capitaux immobilisés résultant de ce complément ne devra pas dépasser un niveau raisonnable, et les conditions du complément seront révisées périodiquement ;


• les contrats résultant des appels d'offres pourront comporter soit un tarif d'achat, soit un complément de rémunération (article 24) ;


• la CSPE est maintenue aussi bien pour les contrats à tarif d'achat que pour ceux à complément de rémunération (article 24) ;


• la possibilité d'investissement participatif des habitants ou des collectivités locales aux projets de production d'énergie renouvelable (sur le modèle allemand) est prévue par l'article 27.

La CRE a publié en avril 2014 un rapport sur les coûts et la rentabilité des énergies renouvelables^[96] ; ce rapport recommande pour l'éolien :

• le recours aux appels d'offres plutôt qu'au tarif d'achat unique ;


• une révision de la structure des tarifs d'obligation d'achat afin d’éviter la rentabilité excessive des installations bénéficiant des meilleures conditions de vent, un appel d’offres permettant également d’atteindre cet objectif ;


• un allongement de la durée des contrats, afin de la faire correspondre à la durée d’exploitation réelle des parcs éoliens, et un abaissement des tarifs en conséquence ;


• une révision régulière du tarif, inchangé depuis 2006, afin de refléter l’évolution des coûts.

Pour le photovoltaïque, il recommande la généralisation des appels d’offres à l’ensemble des filières matures, et le maintien des tarifs d’achat dynamiques (révisés chaque trimestre en fonction de la puissance cumulée des demandes de raccordement enregistrées au cours du trimestre précédent).

Pour la filière biomasse, il constate la grande diversité des installations et un fort taux d'abandon (60 %) des projets lauréats des appels d'offres, notamment en raison de la perte d’un débouché chaleur ; il maintient cependant sa préférence pour les appels d'offres, en préconisant la prise en compte de la dimension régionale des projets ; un tarif d’achat régionalisé, comportant des clauses contraignantes en matière notamment de contrôle des plans d’approvisionnement de l’installation, pourrait également constituer une solution appropriée, mais la construction des grilles tarifaires serait très complexe.

Un dossier plus synthétique présente les principaux résultats du rapport ; on y trouve en particulier des statistiques sur les taux de rentabilité des parcs éoliens en fonction de leur facteur de charge : les TRI vont de 4 % pour une durée annuelle d'utilisation de 1500 à 1850 heures, à 12 % au-dessus de 2900 h (facteur de charge de 33 %) ; pour le photovoltaïque, on constate que les coûts de production des installations existantes sont pour la plupart entre 300 et 550 €/MWh, alors que les installations en projet auront des coûts de 100 à 200 €/MWh, les moins coûteuses étant les plus puissantes (12 MWc) et celles disposant du meilleur ensoleillement (1800 h/an) ; les TRI pour les actionnaires étaient en moyenne de 18 % pour les installations existantes et de 9,8 % pour les projets, ce qui montre un net assainissement du système, avec encore des marges de progression^[97].

Le ministère de l'Énergie a annoncé le 16 janvier 2015 sa décision : le système actuel des tarifs d’achat sera remplacé par un dispositif de vente sur le marché, assorti d’une prime variable, calculée par différence entre le prix moyen de l’électricité sur le marché et un prix cible maximal. Un dispositif calqué sur le modèle allemand ou le « contract for difference » britannique. Cette évolution s’appliquera seulement aux grandes installations (hors filières émergentes comme l’éolien en mer) ; elle répond aux nouvelles lignes directrices sur les aides d’État adoptées en avril 2014 par la Commission européenne et sera incluse dans la loi sur la transition énergétique. À compter du 1^er janvier 2017, les producteurs devront aussi renoncer au système du guichet ouvert pour les installations d’une certaine taille, qui seront alors attribuées exclusivement par appel d’offres^[98].

À compter du 1^er janvier 2016, le système des tarifs d’achat réglementés dont bénéficient les énergies renouvelables va disparaître, pour faire place à un dispositif de vente sur le marché assorti d’une prime ; ce nouveau dispositif, imposé par Bruxelles, s’appliquera aux installations de puissance installée supérieure à 500 kilowatts, hors filières émergentes comme l’éolien en mer ; l’éolien terrestre bénéficiera d’un délai supplémentaire, probablement de deux ans ; le solaire photovoltaïque, qui dépend des appels d’offres pour les grandes centrales, sera concerné dès 2016, ainsi que la biomasse, la géothermie et le biogaz. Pour vendre leur électricité sur le marché, de nombreux producteurs d’énergie verte vont devoir se tourner vers un intermédiaire : l’agrégateur, car les producteurs doivent fournir des prévisions à l’avance, et subissent des pénalités en cas d'erreur ; or, dans les renouvelables, il est difficile d’établir des estimations fiables, surtout pour les petits producteurs ; les agrégateurs, qui achètent de l’électricité à plusieurs producteurs, voient leurs risques d’erreur minimisés grâce à la diversification de leur portefeuille. Parmi les agrégateurs, outre EDF et Engie, les acteurs allemands vont mettre à profit leur expérience^[99].

En Allemagne, la vente directe des énergies renouvelables assortie d'une prime de marché, possible depuis 2012 et obligatoire depuis 2014 pour les nouvelles installations de plus de 500 kilowatts, a du succès : selon les gestionnaires de réseaux, deux tiers de la production d'électricité d'origine renouvelable devrait être vendue sur le marché en 2016 et environ trois quarts en 2019, selon la fédération professionnelle BDEW. Les agrégateurs allemands, dont l'électricien norvégien Statkraft, leader en Allemagne avec 8 700 MW, oe encore Next Kraftwerke, qui agrège un portefeuille de 1 500 MW composé de 3 000 installations, essentiellement des petites centrales à biomasse, éoliennes et solaires, comptent se positionner sur le marché français^[100].

Financement par le marché

La maturité du marché des énergies renouvelables est attestée par l'essor des obligations vertes (green bonds en anglais) : alors que les émissions cumulées de ces titres atteignaient 17,4 milliards de dollars fin 2013, plus de 26 Mds $ ont été émis sur les 9 premiers mois de 2014 ; les émissions de 2014 devraient totaliser 40 Mds $ et celle de 2015 près de 100 Mds $. En novembre 2013, EDF a émis 1,4 Mds € dont 550 M€ ont été investis dans neuf parcs éoliens et une installation de biométhanisation situés aux États-Unis, au Canada et en France ; GDF Suez a levé 2,5 Mds € en mai 2014^[101].

En octobre 2014, le plus grand gestionnaire d'actifs européen : Amundi et l'électricien EDF ont annoncé un partenariat pour proposer des produits d’épargne investis dans les énergies renouvelables par la création d’une société de gestion commune, qui espère lever 1,5 milliard d’euros auprès d’investisseurs institutionnels et de particuliers dans ses deux premières années d’exercice^[102].

L’initiative RE 100, lancée en septembre 2014 lors de la Climate Week de New York, regroupe début décembre 2015 45 grandes entreprises qui se sont engagées à consommer 100 % d’électricité verte en 2020, ou parfois un peu plus tard. Parmi elles, des industriels (Johnson & Johnson, Nestlé, Nike, Philips, Unilever), des banques (Goldman Sachs, Commerzbank, UBS), des distributeurs (Ikea, Marks & Spencer, H&M) et une entreprise française : La Poste. Apple a reçu les félicitations de Greenpeace dans son dernier rapport sur les politiques environnementales des géants du Web, car il atteint un taux de 100 % dans ses centres de données. Google investit également dans des projets d’énergie éolienne ou solaire et se définit d’ores et déjà comme le plus gros acheteur « corporate » d’énergie verte dans le monde. Son campus de Mountain View est alimenté à 100 % par des éoliennes. En 2014, 37 % de l’électricité que le groupe a consommée était d’origine renouvelable, et il s’est publiquement engagé à tripler ses achats d’électricité verte d’ici à 2025. EDF Renouvelables a conclu un contrat avec Google qui s’est engagé à acheter, pendant quinze ans, l’électricité qui sera produite par le parc éolien Great Western, situé dans le nord-ouest de l’Oklahoma (200 MW) ; EDF Renouvelables a aussi conclu des accords similaires avec Microsoft et Procter & Gamble^[103].

Achat direct par des entreprises

Les contrats de vente de long terme (power purchase agreement - PPA) entre des producteurs d'électricité renouvelable et de grandes entreprises sont courants aux États-Unis, qui concentrent 60 % de la capacité contractualisée dans le monde fin 2016 (16 GW) ; en Europe, de tels contrats ont été négociés en Grande-Bretagne, aux Pays-Bas, en Suède et en Espagne ; en France, la SNCF et Aéroports de Paris ont lancé des consultations pour des fournitures à prix fixe sur 10 à 20 ans^[104].

En 2018, 7,2 GW de nouveaux contrats de long terme ont été signés par des entreprises entre janvier et juillet, contre 5,4 GW pour l'ensemble de l'année 2017 ; les États-Unis restent en tête, avec Facebook (1,1 GW) suivi par AT&T ; en Europe, 1,6 GW ont été signés contre 1,1 GW en 2017, dont les trois quarts par les producteurs d'aluminium Norsk Hydro et Alcoa ; en France, Engie a lancé un appel à candidatures pour vendre de la production renouvelable « dans un cadre hors subventions » à ses clients, via un contrat d'achat de long terme^[105].

Externalités

Les énergies renouvelables, comme toutes les autres, induisent des externalités, c'est-à-dire des coûts qui sont supportés par des personnes ou entités autres que leurs producteurs.

Une étude rédigée en 2013 par deux chercheurs du CIRED pour le débat sur la transition énergétique, les décrit et en tente un premier chiffrage^[106] : l'insertion des ENR intermittentes soulève trois enjeux principaux :

• l’adaptation du parc à la courbe de charge résiduelle (Adequacy) : des moyens de pointe supplémentaires deviennent nécessaires selon le degré de corrélation entre la demande et le productible EnR en période de pointe ; par exemple, les besoins de moyens de pointe dus à l'éolien pourront dépendre de la possibilité de subir une vague de froid associée à un épisode très peu venteux ;


• 
  ajustement en temps réel offre-demande (Balancing) : l’accroissement de la variabilité de la demande résiduelle (résultant de la soustraction de la production EnR de la demande brute) et de son incertitude (prévision imparfaite) implique des besoins supérieurs de flexibilité et de réserves ;


• renforcement des réseaux : au-delà du simple coût de raccordement, les besoins de renforcement des réseaux croissent avec la puissance installée, pour permettre le foisonnement et le maintien de la qualité de la fourniture.

Un quatrième enjeu pourrait prendre de l'importance lorsque les EnR atteindront des taux de pénétration élevés : les déversements^{[n 4]} (pertes de production qui deviendront inévitables pendant les périodes où la production EnR dépassera la demande totale, y compris les possibilités d'exportations) ; il arrive déjà que de telles pertes se produisent au Danemark et en Allemagne.

Sur ces trois catégories de coûts d'insertion, il existe d’abord des marges d’ajustement dans les systèmes existants, qui peuvent suffire à absorber sans grands besoins d'investissements supplémentaires une certaine quantité d'EnR intermittentes ; mais au-delà d'un seuil (de quelques % à 10 ou 15 % de la demande), variable selon le degré de flexibilité du système existant, les externalités croissent rapidement. Par exemple, le Danemark a une capacité d'interconnexion de 5 000 MW avec la Suède et la Norvège, richement dotés en barrages hydroélectriques, ce qui lui permet de réguler facilement son parc éolien (4 000 MW) ; la péninsule ibérique peut réguler sans peine ses 26 GW d'éolien grâce à ses 22 GW d'hydraulique et à un suréquipement en cycles combinés à gaz ; par contre l'Allemagne commence à être confrontée à des problèmes croissants : ses 60 GW de capacités intermittentes (30 GW éolien + 30 GW solaire, fin 2012) pour une demande médiane de 55 GW impliquent déjà des besoins d’évacuation importants, évalués en 2012 par les opérateurs de réseau à 20 Mds € pour le réseau haute tension d'ici 2020 et 27,5 Mds € pour le réseau de distribution d'ici 2030.

L'étude du CIRED fournit une première évaluation, sur la base des études sur les systèmes existants, encore assez imprécise selon ses auteurs, des coûts d'insertion des énergies intermittentes pour un taux de pénétration de 10 à 15 % :

• pour l'éolien : de l'ordre de 10 €/MWh (adequacy 5 €/MWh + balancing 2 €/MWh + réseau 4 €/MWh) ;


• pour le solaire : de l'ordre de 25 €/MWh (adequacy 12 €/MWh + balancing 2 €/MWh + réseau 10 €/MWh).

Pour des taux de pénétration plus élevés, il n'existe encore que très peu d’études approfondies, mais les coûts réseaux seront probablement en forte augmentation, car des renforcements structurants en très haute tension importants deviendront indispensables ; les perspectives de percées technologiques sur les nouvelles technologies de stockage (batteries, hydrogène), encore loin de la compétitivité pour des usages réseau, pourraient bien sûr à long terme changer ce diagnostic, étant entendu que le coût futur du stockage serait à inclure dans les coûts d’insertion.

Prospective économique

Une étude publiée en janvier 2014 par l'Institut Fraunhofer affirme que le programme du tournant énergétique (Energiewende - version allemande de la transition énergétique) sera rentabilisé à partir de 2030 ou 2035 par les économies d'énergies fossiles qu'il permettra, et ce en prenant en compte les investissements annexes qu'il nécessitera : moyens de stockage (power-to-gas, power-to-heat, batteries), stations de recharge pour la mobilité électrique, pompes à chaleur, réseaux, etc. même en supposant que les prix des énergies fossiles n'augmenteront pas ; les auteurs insistent sur la priorité à donner aux secteurs du transport et du chauffage, bien plus qu'à la production d'électricité^[107] ; le scénario semble cependant bâti de façon très sommaire, sans simulation fine des interactions entre les différents composantes.

Le rapport ETP 2014 de l'Agence internationale de l'énergie publié en mai 2014 étudie trois scénarios possibles d'évolution des systèmes énergétiques jusqu'en 2050 ; le scénario le plus volontariste, intitulé « 2DS » (pour « 2 degrees scenario »), visant à limiter l'augmentation moyenne de la température à 2 °C conformément aux recommandations du GIEC, aboutit à ce résultat en limitant la progression de la demande d'énergie à 25 % (au lieu de 70 % dans le scénario 6DS de poursuite des tendances actuelles menant à un réchauffement de 6 °C) et en réduisant les émissions de gaz à effet de serre de 50 % (au lieu d'une augmentation de 60 %) ; dans ce scénario 2DS, les énergies renouvelables contribuent pour 30 % à cette réduction des émissions, les gains d'efficacité énergétique contribuant pour 38 %, le captage et séquestration du carbone pour 14 %, le nucléaire et les changements de combustibles se partageant les 18 % restants ; les 44 000 milliards de dollars d'investissements supplémentaires nécessaires pour cette dé-carbonation du système énergétique sont largement compensés par les 115 000 Mds $ d'économies de combustibles qu'elle apporte ; même avec un taux d'actualisation de 10 %, le gain net serait encore de 5 000 Mds $^[108].

Selon l’Agence internationale de l'énergie (AIE), la part des énergies renouvelables dans la production d'électricité mondiale atteindra 26 % en 2020 contre 22 % en 2013. Entre 2015 et 2020, 700 gigawatts de nouvelles capacités vertes seront installées, dont 40 % en Chine, avec notamment son parc solaire de Gao Tai qui devrait s’étendre sur 319 km², soit trois fois la superficie de Paris. L’Inde compte porter sa capacité électrique solaire de 5 à 100 gigawatts d’ici à 2022. Dans de nombreux pays les énergies renouvelables, et notamment l’éolien terrestre et le solaire photovoltaïque, ont vu leurs coûts de production fortement baisser et deviennent compétitives par rapport à d’autres types d’énergies, notamment en Afrique du Sud, au Brésil, en Inde, au Moyen-Orient ou dans certains états des États-Unis. L’AIE prévoit que 230 milliards de dollars seront mobilisés chaque année d’ici 2020 pour développer les renouvelables, après 270 milliards de dollars investis en 2014. La baisse des coûts de ces énergies devrait se poursuivre. Dans les pays émergents, les risques sont aujourd’hui les barrières réglementaires, les contraintes de réseaux et les conditions microéconomiques , tandis que dans les pays développés le développement rapide des renouvelables oblige à fermer des centrales électriques thermiques, mettant la pression sur les énergéticiens^[109].

Situation actuelle

Monde

Ensemble des énergies renouvelables

Le développement des énergies renouvelables fait l'objet d'une cible de l'Objectif de développement durable n^o 7 de l'ONU.

Le nombre de pays s’étant fixé des objectifs en termes d’énergie renouvelable est passé de 176 en 2016 à 179 en 2017, selon le rapport 2018 de REN21^{[r 1]} ; il avait quadruplé en 10 ans, passant de 43 en 2005 à 164 en 2015 (décompte avec des critères plus restrictifs), selon un rapport publié par l’Agence internationale de l'énergie renouvelable. Les pays émergents comblent leur retard : 131 d'entre eux se sont donné des objectifs ; la trentaine de nations sans objectifs sont surtout en Afrique et en Asie centrale. 151 pays ont fixé des objectifs pour les énergies renouvelables électriques, mais seulement 47 dans le domaine du chauffage et du froid et 59 pour les transports^[110].

En 2016, la part des énergies renouvelables dans la consommation finale mondiale d’énergie était estimée à 18,2 % (contre 79,5 % pour les combustibles fossiles et 2,2 % pour l'énergie nucléaire), dont 7,8 % pour la biomasse traditionnelle et 10,4 % pour les énergies renouvelables « modernes » : 4,1 % de chaleur produite par les énergies renouvelables thermiques (biomasse, géothermie, solaire), 3,7 % d'hydroélectricité, 1,7 % pour les autres renouvelables électriques (éolien, solaire, géothermie, biomasse, biogaz) et 0,9 % pour les biocarburants. Les taux de croissance moyens annuels les plus élevés sur dix ans (2005-2015) ont été ceux des énergies renouvelables « modernes » : (+5,4 % l'an), alors que la biomasse traditionnelle ne croissait que de 0,2 % par an ; au total, les énergies renouvelables ont progressé de 2,3 % par an contre 1,6 % par an pour les autres énergies : fossiles et nucléaire^{[t 1]}.

Selon le bilan annuel 2015 commandé par le Programme des Nations unies pour l'environnement, les investissements mondiaux dans les énergies renouvelables ont progressé de 5 % en 2015, à 286 Mds $ (milliards de dollars) (hors grands projets hydroélectriques, estimés à 43 Mds $), dépassant leur précédent record de 278,5 Mds $ atteint en 2011 ; ce record a été obtenu malgré la chute des prix des combustibles fossiles. Les investissements dans les installations de production d'énergies renouvelables ont représenté plus du double de ceux dans les énergies fossiles (charbon et gaz), estimés à 130 Mds $. La part des énergies renouvelables dans la production d'électricité n'est cependant encore que légèrement supérieure à 10 %. Pour la première fois, les investissements des pays en développement et émergents ont dépassé ceux des pays développés : 156 Mds $ (+19 %) contre 130 Mds $ (-8 %) ; la Chine à elle seule a investi 102,9 Mds $ (+17 %), soit 36 % du total mondial, suivie par l'Europe : 48,8 Mds $ (-21 %), les États-Unis : 44,1 Mds $ (+19 %) et l'Inde : 10,2 Mds $ (+22 %)^{[111],[t 2]}. Le solaire arrive en tête avec 161 Mds $ (+12 %), suivi par l'éolien : 109,6 Mds $ (+4 %) ; les autres énergies renouvelables totalisent 15,2 Mds $ et ont toutes connu un fort recul en 2015 ; ainsi, les investissements dans les biocarburants sont tombés à 3,1 Mds $ alors qu'à leur apogée en 2007 ils atteignaient 28,3 Mds $ ; les investissements en biomasse-déchets sont tombés à 6,0 Mds $ contre 18 Mds $ en 2011^{[t 3]}.

Selon l'Agence internationale de l'énergie, la part des énergies renouvelables dans la consommation mondiale d’énergie primaire était de 14,0 % en 2016, dont 9,8 % issus de la biomasse et des déchets, 2,5 % de l'hydroélectricité et 1,7 % des autres EnR (éolien, solaire, etc.) ; leur part dans la production mondiale d'électricité était de 24,3 % (hydro : 16,3 %, autres : 8,0 %)^[5].

La différence entre ces statistiques provient des conventions adoptées pour les bilans énergétiques de l'AIE, qui minorent la part des énergies renouvelables électriques dans l'énergie primaire (cf bilans énergétiques).

La part de la biomasse dans la consommation totale d'énergie finale s'élevait à 12,8 % en 2016 : 9,2 % pour le chauffage des bâtiments, dont 7,8 % de biomasse traditionnelle (bois pour l'essentiel) et 1,4 % de biomasse moderne ; 2,2 % pour la production de chaleur dans l'industrie, 0,9 % dans les transports et 0,4 % pour la production d'électricité. La part de la biomasse dans la consommation finale d'énergie pour le chauffage des bâtiments s'élevait à 25,8 % (traditionnelle : 21,8 %, moderne : 4,0 %) ; dans les usages thermiques de l'industrie : 6,1 % ; dans les transports : 3,0 % et dans la production d'électricité : 2,1 %^{[r 2]}.

Énergie renouvelable thermique

Cinq premiers pays par capacité de production d'énergie renouvelable thermique en 2017^{[r 3]}

Rang	Solaire thermique[n 5]	Chaleur géothermique	Biogazole (production)	Bioéthanol (production)
1.	Chine	Chine	États-Unis	États-Unis
2.	États-Unis	Turquie	Brésil	Brésil
3.	Turquie	Islande	Allemagne	Chine
4.	Allemagne	Japon	Argentine	Canada
5.	Brésil	Hongrie	Indonésie	Thaïlande

L'énergie primaire renouvelable la plus utilisée est celle de la biomasse : environ 46,4 EJ (exajoules) en 2016, soit 12,8 % de la consommation finale d'énergie, dont 7,8 % de biomasse traditionnelle et 5 % de biomasse moderne. L'utilisation traditionnelle de la biomasse en 2016 est estimée à 28,4 EJ (bois, charbon de bois, excréments, résidus agricoles), contre 27,7 EJ en 2005 ; sa progression est inférieure à celle de la demande, si bien que sa part dans la consommation finale d'énergie est tombée de 9,2 % en 2005 à 7,8 % en 2016 ; les modes d'utilisation modernes de la biomasse ont produit environ 13,1 EJ de chaleur en 2016, dont 7,9 EJ dans l'industrie et 5,2 EJ dans les secteurs résidentiel et commercial (chauffage et cuisine). La puissance des systèmes de chauffage à biomasse « modernes » a atteint environ 314 GW_th en 2017. L'Europe est le principal consommateur de biomasse moderne avec 3,6 EJ en 2016, dont 91 % issus de biomasse solide, 4 % de biogaz et 4 % de déchets urbains^{[r 4]}.

La biomasse fournit environ 6,8 % de la consommation totale de chaleur de l'industrie, particulièrement à partir de biomasse solide ; cette utilisation reste stable ; l'utilisation de résidus de biomasse pour la production de chaleur est très répandue dans l'agro-industrie, l'industrie du bois et du papier et celle du ciment ; plus de 50 % de ces usages industriels sont concentrés dans trois pays : le Brésil, l'Inde et les États-Unis ; le Brésil est en tête avec 1,4 EJ, surtout à cause de son utilisation de la bagasse pour produire de la chaleur dans l'industrie du sucre et de l'alcool^{[r 5]}.

L'utilisation de bois pour le chauffage résidentiel est très développée en Europe et en Amérique du Nord ; le marché des granulés de bois est resté inchangé en 2017 à 14 Mt (millions de tonnes), dont 11,1 Mt en Europe (Italie, Allemagne et France) et 2,9 Mt en Amérique du Nord^{[r 5]} ; l'utilisation du bois dans les chaufferies des réseaux de chaleur s'est largement développée dans l'Europe du Nord ; en Lituanie, 61 % de l'énergie du chauffage urbain provenait des résidus de l'exploitation forestière ; aux États-Unis, en 2014, 2,5 millions de ménages utilisaient le bois comme combustible principal pour leur chauffage et 9 millions comme combustible secondaire ; en Chine, un programme lancé en 2008 encourage l'utilisation de granulés de résidus agricoles pour le chauffage et pour réduire l'utilisation du charbon dans le chauffage urbain ; plus de 6 Mt (millions de tonnes) de granulés, d'un contenu énergétique de 96 PJ (pétajoules), ont été produits et vendus en 2015 en Chine^[112].

La production de biogaz est en progression, mais ses usages diffèrent selon les régions: aux États-Unis et en Suède, le biométhane est produit surtout pour les transports, alors qu'au Royaume-Uni il est surtout injecté dans les réseaux de gaz : l'Europe compte plus de 500 installations de production de biométhane ; l'Asie tient un rôle de leader pour le développement de petits digesteurs produisant du biogaz pour la cuisine et le chauffage : par exemple, l'Inde a 4,9 millions de digesteurs familiaux ou villageois ; elle développe également la production à échelle industrielle avec 300 MW fin 2017^{[r 6]}.

Les biocarburants ont représenté 2,8 % de la consommation de carburants du transport mondial en 2015 ; la production mondiale d'éthanol a progressé de 2,5 % en 2017 et celle de biodiesel est restée stable après un bond de 9 % en 2016^{[r 7]} ; la production et la consommation de biocarburants sont concentrées à 80 % aux États-Unis (maïs), au Brésil (canne à sucre) et en Europe (colza, etc.) ; la production de biocarburants a progressé de 2,5 % en 2017, atteignant 143 Gl (gigalitre = milliard de litres) ; les États-Unis (maïs) et le Brésil restent de loin les principaux producteurs, suivis par l'Allemagne, l'Argentine, la Chine et l'Indonésie ; la production d'éthanol représente 65 % du total, en progression de 3,8 % à 105,5 Gl, dont 84 % aux États-Unis (60 Gl) et au Brésil (28,5 Gl) ; le biodiesel constitue 29 % du total ; sa progression a progressé de 1 % en 2017 à 36,6 Gl ; les principaux producteurs sont les États-Unis (16 %), le Brésil (11 %), l'Allemagne (9 %), l'Argentine (9 %) et l'Indonésie (7 %) ; les 6 % restants sont la production d'huile végétale carburant, qui a progressé de 10 % en 2017 à 6,5 Gl, produits en Finlande, aux Pays-Bas, à Singapour et aux États-Unis ; le bio-méthane carburant se développe rapidement aux États-Unis : 17,4 PJ (pétajoules), en Suède (4,7 PJ) et en Allemagne (1,3 PJ au total)^{[r 8]}.

L'usage direct de la chaleur géothermique (bains thermaux, chauffage de piscines, chauffage de locaux, procédés agricoles et industriels), parfois en cogénération, est estimé à 25 GW_th, en progression de 1,4 GW_th en 2017^{[r 9]}.

La puissance thermique des capteurs de chaleur solaire installés en 2017 a été de 35 GW_th (contre 36,2 GW_th, soit -3 %, en 2016 et 40,1 GW_th en 2015, soit -8,5 %), portant le total installé à 472 GW_th ; le ralentissement a été particulièrement prononcé en France (-27 %) et au Japon (-15 %) ; la production de chaleur du solaire thermique a atteint environ 388 TWh ; la Chine reste le principal marché, avec 26,1 GW_th, soit 75 % du marché mondial et 19 fois plus que le deuxième marché : la Turquie 1,35 GW_th ; la puissance installée de la Chine atteignait 325 GW_th fin 2016, soit 71,2 % du total mondial, suivie par les États-Unis (3,9 %), la Turquie (3,3 %), l'Allemagne (3,0 %) et le Brésil (2,1 %) ; la demande continue à ralentir en Europe et en Chine, mais de nouveaux marchés se développent dans des pays comme la Turquie, l'Inde et le Brésil ; la tendance au développement de systèmes collectifs se confirme, ainsi que l'utilisation du solaire thermique pour le chauffage urbain (dont 90 % en Europe, le Danemark comptant à lui seul pour 76 % avec 932 MW_th), la production de froid et les applications industrielles^{[r 10]}.

Les données manquent au sujet des pompes à chaleur. En 2014 (dernières données disponibles en 2018), la puissance installée des pompes à chaleur géothermiques s'élevait à 50,3 GW_th, produisant environ 91 TWh de chaleur ; sur la base des taux de croissance historique, la capacité devrait être d'environ 65 GW_th en 2017 ; mais les données manquent sur les pompes à chaleur air-air, qui ont la plus grande part du marché. Les principaux marchés sont la Chine, les États-Unis et l'Europe, où les marchés les plus importants en 2017 ont été la France, l'Italie, l'Espagne, la Suède et l'Allemagne ; le Japon et la Corée du Sud sont aussi des marchés significatifs : en 2016, les pompes à chaleur avaient une part de 10 % dans le marché japonais de la production d'eau chaude. Le marché chinois des pompes à chaleur air-air était dominé en 2016 par les applications de refroidissement : 50 millions d'unités, contre seulement 1,5 millions pour le chauffage et l'eau chaude ; ce marché connait depuis 2013 un taux de croissance annuel de 16 %. En Europe, 1 100 000 pompes à chaleur ont été installées en 2017 (+10 %), portant le parc à 10,6 millions d'unités ; en unité par ménage, la Norvège vient en tête, suivie par l'Estonie, la Finlande et la Suède ; les pompes à chaleur sont de plus en plus utilisées dans les systèmes de chauffage urbain. Aux États-Unis, les pompes à chaleur atteignaient en 2016 une part de marché de 24 % dans le chauffage et le refroidissement des locaux, avec des ventes estimées à 2,4 millions d'unités^{[r 11]}. Fin 2016, la puissance installée totale des pompes à chaleur en Europe atteignait 73,6 GW_th, produisant environ 148 TWh de chaleur, dont 94,7 TWh (soit 64 %) tirés de l'air ambiant ou du sol et le reste de l'énergie motrice (électricité en général)^[113].

Électricité renouvelable

Cinq premiers pays producteurs^{[n 6]} de chaque énergie renouvelable électrique en 2015^{[r 3]}

Rang	Hydroélectrique (production)	Géothermie (capacité)	Éolien (capacité)	Biomasse (production)	Solaire PV (capacité)	Solaire thermique (capacité)
1.	Chine	États-Unis	Chine	Chine	Chine	Espagne
2.	Brésil	Philippines	États-Unis	États-Unis	États-Unis	États-Unis
3.	Canada	Indonésie	Allemagne	Brésil	Japon	Afrique du Sud
4.	États-Unis	Turquie	Inde	Allemagne	Allemagne	Inde
5.	Russie	Nouvelle-Zélande	Espagne	Japon	Italie	Maroc

La part des énergies renouvelables (hors grands barrages hydroélectriques) croît rapidement, mais elles restent encore très minoritaires dans la production :

La part des grands barrages hydroélectriques dans les installations de l'année 2015 a été de 8,7 %, portant la part totale des renouvelables à 62,3 %^{[t 1]}. La part de l'hydroélectricité dans la production mondiale d'électricité atteignait 16 % en 2015^[114].

La puissance installée des EnR électriques atteignait 2 195 GW fin 2017, en progression de 8,8 % par rapport à 2016 ; l'hydroélectricité a progressé de 1,7 % à 1 114 GW et les autres EnR de 17 % à 1 081 GW^{[r 1]}. La Chine est largement en tête avec 647 GW, soit 29,5 % du total mondial, suivie par les États-Unis : 241 GW, l'Allemagne : 112 GW, l'Inde : 106 GW et le Japon : 79 GW ; l'Union européenne totalise 443 GW^{[r 12]}.

La part des renouvelables dans la production d'électricité à la fin 2017 était estimée à 26,5 % : 16,4 % d'hydroélectricité, 5,6 % d'éolien, 2,2 % de biomasse, 1,9 % de photovoltaïque et 0,4 % de divers (géothermie, solaire thermodynamique, énergies marines)^{[r 13]}.

Puissance installée énergies renouvelables 2011

La puissance des centrales électriques à biomasse a augmenté de 8 GW en 2017 pour atteindre 122 GW, produisant 555 TWh, y compris la production électrique des centrales de cogénération^{[r 1]}.

La puissance installée des centrales géothermiques a progressé de 0,7 GW en 2017, en particulier en Indonésie (+275 MW) et en Turquie (+243 MW), portant le parc mondial à 12,8 GW^{[r 14]}.

La production hydroélectrique mondiale est estimée à 4 185 TWh en 2017, en progression de 2 % ; 19 GW ont été mis en service en 2017, portant la puissance installée mondiale à environ 1 114 GW (+1,7 %), accroissement le plus faible observé depuis cinq ans ; ce total exclut les 150 GW de centrales de pompage-turbinage, considérées non-renouvelables^{[n 7]} ; 7,3 GW ont été mis en service en Chine, portant sa puissance installée à 312,7 GW, soit 28 % du total mondial, et sa production à 1 190 TWh ; les autres pays ayant inauguré des centrales importantes sont le Brésil (+3,4 GW), l'Inde (+1,9 GW) et l'Angola (+1,4 GW). La puissance installée hydroélectrique mondiale se répartit en 2017 entre la Chine (28 %), le Brésil (9 %), le Canada (7 %), les États-Unis (7 %), la Russie (4,3 %), l'Inde (4 %) et 40 % pour le reste du monde^{[r 15]}.

La puissance équipée des centrales à énergie marémotrice était d'environ 529 MW fin 2017, dont plus de 90 % représentés par deux centrales marémotrices : Sihwa en Corée du sud (254 MW) et La Rance en France (240 MW) ; plusieurs installations (4 MW) utilisant l'énergie des courants de marée, des courants marins et des vagues, ont été mises en service en 2017, en particulier en Écosse, portant la puissance totale de ces applications à 17 MW pour les courants de marée et 8 MW pour l'énergie des vagues^{[r 16]}.

Le marché du solaire photovoltaïque a été en 2017 le premier marché mondial en termes d'additions de capacité : plus de 98 GWc sont venus s'ajouter au parc, l'accroissant d'un tiers et le portant à 402 GWc ; la Chine a compté pour plus de la moitié de cet accroissement : +53,1 GWc, portant sa puissance installée à 131,1 GWc et sa production à 118 TWh (+79 %), suivie par les États-Unis : +10,6 GWc (-30 %), parc : 51 GWc ; l'Inde : +9,1 GWc (contre +4 GWc en 2016), parc : 18,3 GWc ; le Japon : +7 GWc (-13 %), parc : 49 GWc^{[r 17]}.

Le solaire thermodynamique a progressé de 100 MW, soit +2 %, pour atteindre environ 4,9 GW ; plusieurs projets qui devaient être mis en service en 2017 ont été retardés, mais les projets en construction atteignent 2 GW, surtout en Chine, au Moyen-Orient et en Afrique ; la capacité de stockage d'énergie thermique des centrales en fonctionnement atteint 13 GWh, sous forme de sels fondus ; l'Espagne (2,3 GW) et les États-Unis (1,7 GW) concentrent 80 % du parc, mais le marché continue à basculer vers les pays émergents et ceux dotés de niveaux élevés d'insolation : l'Afrique du Sud est restée le leader du marché en 2017, et même le seul pays à mettre en service une nouvelle centrale : Xina Solar One (100 MW), portant sa puissance installée à 300 MW ; 200 MW sont en construction : Kathu Solar Park (100 MW) et Ilanga 1 (100 MW) ; la Chine annonce 20 projets de centrales de tous types (miroirs cylindro-paraboliques, tour solaire, Fresnel) en cours de construction, pour un total de 1 GW ; des chantiers sont également en cours au Maroc (Noor II : 200 MW et Noor III : 150 MW), en Israël (Ashalim A et B : 231 MW), au Chili (Atacama 1 : 110 MW), en Australie (Aurora : 100 MW), , en Arabie Saoudite (Duba 1 : 43 MW et Waad al Shamal : 50 MW), au Koweït (Shagaya : 50 MW), en Inde ((14 MW)), en France (9 MW) et au Danemark (17 MW) ; les Émirats arabes unis projette une centrale de 700 MW au Mohammed bin Rashid Al Maktoum Solar Park^{[r 18]}.

La puissance installée éolienne a progressé de 52 GW en 2017, atteignant 539 GW (+11 %) ; comme en 2016, le marché s'est contracté de 6 % du fait d'un net ralentissement en Chine, qui reste malgré tout largement en tête avec 19,7 GW d'installations, portant son parc à 188,4 GW, suivie par les États-Unis : 7,0 GW, l'Allemagne : 6,1 GW, le Royaume-Uni : 4,3 GW et l'Inde : 4,1 GW ; l'Union européenne a installé 15,6 GW au total, soit 25 % de plus qu'en 2016, portant son parc à 168,7 GW, dont 15,8 GW offshore ;le marché s'élargit à tous les continents, avec 90 pays concernés, dont 30 ont plus de 1 GW en fonctionnement ; l'éolien offshore a connu un redémarrage avec 4,3 GW d'installations, dont 3,1 GW en Europe et 1,2 GW en Chine, portant le parc mondial à 18,8 GW, dont 15,8 GW en Europe^{[r 19]}.

Europe

Principaux pays européens consommateurs d'électricité en 2008

Le développement des énergies renouvelables est un des éléments importants de la politique énergétique de l’Union Européenne. Le livre blanc de 1997 fixait l’objectif de 12 % d’énergie renouvelable commercialisée pour l’Union en 2010. Par la suite, des directives sont venues préciser cet objectif :

• la directive électricité renouvelable (2001) fixe l’objectif indicatif de 21 % d’électricité renouvelable dans la consommation brute de l'Union en 2020 ;


• la directive biocarburant (2003) donne des objectifs indicatifs de 5,75 % de substitution par les biocarburants pour 2010 ;


• la Commission étudie la possibilité d’une directive chaleur renouvelable.

En juin 2018, la Commission, le Conseil et le Parlement sont parvenus à un accord pour fixer l'objectif de 32 % de renouvelables dans la consommation finale brute de l'UE en 2030, ainsi qu'un objectif de 14 % d'énergies renouvelables dans les transports en 2030 ; les agrocarburants de première génération seront gelés au niveau de leur production de 2020, et ceux à base d'huile de palme devront disparaître d'ici 2030, et pour commencer leurs importations seront gelées au niveau atteint en 2019 ; la part des biocarburants avancés et du biogaz doit être d'au moins 1 % en 2025 et d'au moins 3,5 % en 2030^[116],[117].

Danemark

Le Danemark a été le leader pionnier de l'électricité éolienne et reste le pays qui produit le plus d'électricité à partir du vent par habitant.

Allemagne

L'Allemagne est en 2012 le 1^er producteur mondial d'électricité solaire, le 3^e producteur mondial d'électricité à partir de la biomasse et le 4^e producteur mondial éolien.

Espagne

L'Espagne se place en 2012 au 3^e rang mondial pour la production d'électricité d'origine éolienne derrière les États-Unis et la Chine, au 4^e rang mondial pour la production d'électricité solaire et au 2^e rang mondial pour la production d'électricité solaire thermodynamique.

France

Les énergies renouvelables sont l'un des secteurs en plein développement, ici représentées par secteur en 2005 et 2013. Ce graphique montre l'importance grandissante de la biomasse, notamment encouragée par la PPE et par un projet de stratégie nationale de mobilisation de la biomasse^[118].

Selon les objectifs du Grenelle Environnement, les énergies renouvelables devraient produire 23 % de la consommation d'énergie finale française d'ici 2020^[119].

En 2013, les énergies renouvelables ont produit 8,8 % de l'énergie primaire consommée en France (bois 3,9 %, hydraulique 1,9 %, agrocarburants 1 %, éolien 0,5 %, déchets urbains renouvelables 0,4 %, divers 1 %)^[120] et 18,6 % de l'électricité produite en France (hydroélectricité : 13,8 % ; éolien : 2,9 % ; solaire : 0,8 % ; autres EnR : 1,1 %)^[121]. Dans la consommation d'énergie finale en 2012, les EnR thermiques représentent 9 % et l'électricité 23,9 %^[122] dont 18,6 % d'EnR ; la part des EnR dans la consommation finale atteint donc 13,4 %.

L'énergie éolienne devrait, selon les objectifs du Grenelle Environnement, produire 10 % de l'électricité en France en 2020. L'énergie solaire, quant à elle, permet aux foyers équipés de produire de l'électricité (panneaux photovoltaïques) ainsi que de l'eau chaude (chauffe-eau solaire).

Mais ce développement coûte cher aux consommateurs d'électricité, qui le paient via la contribution au service public de l'électricité : selon la Commission de régulation de l'énergie, les surcoûts prévisionnels 2013 dus aux EnR atteignent 3 018,8 M€, dont 2 106,8 M€ pour le photovoltaïque, soit 70 % ; en 2014, ils passeront à 3 722,5 M€, dont 2 393 M€ de photovoltaïque, soit 62 %^[123].

Le 22 octobre 2015, l'ADEME a publié une étude présentant 14 scénarios à l'horizon 2050 avec des parts d'énergies renouvelables (EnR) allant de 40 % à 100 % ; le coût de l’électricité passe de 103 €/MWh en supposant 100 % d’EnR avec un accès facilité au capital à 138 €/MWh avec 80 % d’EnR, coûts élevés et acceptabilité restreinte. Le scénario central avec 100 % d'EnR en 2050 (63 % d'éolien, 17 % de solaire, 13 % d'hydraulique, 7 % d'autres EnR : géothermie, biomasse, énergies marines) aboutit à un coût d'électricité de 119 €/MWh, à peine supérieur aux 117 €/MWh du scénario avec 40 % d'EnR et 55 % de nucléaire. Pour arriver à ce résultat, les auteurs de l'étude ont supposé que le coût du nucléaire passerait à 80 €/MWh contre 42 €/MWh en 2015 et que celui des EnR baisserait fortement : 60 €/MWh pour le solaire au sol, 107 €/MWh pour les éoliennes en mer flottantes. La consommation d'électricité est supposée baisser de 465 TWh en 2014 à 422 TWh en 2050. La gestion de l’intermittence des EnR serait résolue par plusieurs moyens : l’intelligence des systèmes (par exemple : recharge des appareils électriques au moment où le soleil brille), le stockage intrajournalier utilisant des batteries ou des moyens hydrauliques (stations de transfert d’énergie par pompage), et le stockage intersaisonnier à l’aide du power to gaz (transformation de l’électricité en gaz)^[124].

L’intérêt des énergies renouvelables réside non seulement dans la réduction des émissions de gaz à effet de serre, mais également dans l'allégement de la facture énergétique française (61 milliards d’euros en 2011^[125]), grâce à la réduction des importations de combustibles fossiles ; mais ce gain est en grande partie compensé par les importations de matériels (éoliennes, panneaux photovoltaïques).

En 2016, la part de l'électricité renouvelable a augmenté de 5 % en France ^[126]

Royaume Uni

Le Royaume-Uni est le 3^e producteur d’électricité éolienne d'Europe et le 1^er mondial pour l'éolien en mer.

Italie

L'Italie figure au 2^e rang mondial pour la production d'électricité solaire en 2012.

L’Autriche, la Grèce et l'Allemagne sont en tête dans le domaine de la production de chaleur solaire. L’Espagne a connu un boom grâce à l’élargissement à l’ensemble de son territoire de l’Ordonnance Solaire de Barcelone (obligation d’installer un chauffe-eau solaire sur toute nouvelle construction d’habitation collective ou lors de rénovations). Les succès de ces pays sont en partie basés sur leurs avantages géographiques, bien que l'Allemagne n'ait pas de ressources exceptionnelles en soleil ou en vent (bien moins bonnes pour le vent par exemple que l'Angleterre, où les politiques ont mis plus longtemps à avoir du succès).

Des aides stimulent le développement des énergies renouvelables non encore compétitives :

• des crédits d’impôt sont proposés aux particuliers pour l’installation d’appareil utilisant les énergies renouvelables : chauffe-eau solaire, chauffage bois… En France, la plupart des conseils régionaux, et quelques conseils généraux et municipalités offrent aussi des subventions ;


• le principe de l'obligation d’achat, par les fournisseurs d'électricité, de l'électricité d'origine renouvelable à des prix de kWh réglementés, fixés à l’avance pour une durée déterminée, a été retenu dans la plupart des pays européens pour soutenir les producteurs et investisseurs et encourager l’émergence de nouvelles technologies. Le surcoût des kWh renouvelables par rapport au prix de gros du marché est remboursé aux fournisseurs d'électricité grâce à une taxe prélevée sur les factures d'électricité de tous les consommateurs : en France, la contribution au service public de l'électricité, et en Allemagne, l'EEG-Umlage. La forte augmentation de ces taxes a amené le gouvernement allemand à lancer une réforme de ce système tendant à privilégier l'autoconsommation de l'électricité par les producteurs.

Le rapport 2014 de l'EFI (Expertenkommission Forschung und Innovation, Commission d’experts sur la recherche et l’innovation), créée par le gouvernement fédéral allemand avec mission de fournir des avis sur la politique scientifique, fait un bilan très négatif de la loi allemande sur les énergies renouvelables (Erneuerbare-Energien-Gesetz - EEG) : non seulement elle coûte excessivement cher (le total des subventions aux EnR a atteint 22,9 milliards d'euros pour l'année 2013, et le surcoût répercuté sur les factures d'électricité des consommateurs atteint 5,28 c€/kWh en 2013, soit près de 20 % du prix total de l'électricité), mais de plus elle n'a pas contribué à la lutte contre le changement climatique, mais simplement relocalisé les émissions de gaz à effet de serre de l'industrie vers d'autres secteurs et vers d'autres pays, et n'a pas eu d'effet stimulant pour l'innovation, comme le montre l'analyse des dépôts de brevets. L'EFI en conclut qu'il n'existe aucune justification pour la poursuite de cette politique^[127].

Un jugement récent (été 2014) de la Cour de justice de l'Union européenne a confirmé le droit des États à réserver leurs aides nationales aux énergies renouvelables aux installations situées sur leur territoire. Les énergies renouvelables seraient pourtant beaucoup mieux utilisées si elles étaient exploitées dans les régions où les conditions météorologiques sont les plus favorables ; ce cloisonnement des aides entraine des gaspillages de grande ampleur : l'Allemagne a cinq fois plus de surface de panneaux solaires que l'Espagne ou la Grèce, et la puissance éolienne installée en Espagne est deux fois supérieure à celle du Royaume-Uni, pourtant mieux venté. Mais chaque pays tient à ce que ses aides créent des emplois sur son territoire, sans prendre en compte le coût très élevé de ces créations d'emplois^[128].

Amérique

En 2007, les énergies renouvelables représentaient 9,6 % du total de la « production » d'énergie primaire commercialisée aux États-Unis, le nucléaire 11,7 %^[129]. En 2008, les États-Unis occupent le premier rang mondial pour les investissements dans les énergies renouvelables (24 milliards de dollars)^[130].

Asie

La Chine est la première productrice d'énergies renouvelables au monde, en particulier dans le domaine solaire. En 2017, le gouvernement chinois investit 361 milliards de dollars supplémentaires pour développer ses énergies renouvelables et réduire sa dépendance du charbon^[131].

Afrique

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Bloomberg New Energy Finance prévoit un « boom » des énergies renouvelables en Afrique subsaharienne : les nouvelles capacités installées en 2014 (1,8 GW hors grande hydraulique) devraient dépasser le total de celles installées de 2000 à 2013. L'investissement atteindra 4,4 milliards d'euros, contre un milliard par an entre 2006 et 2011.

En 2016, les investissements atteindraient 5,8 Mds €. Le Kenya devrait accueillir 1,4 GW de renouvelables ; l'Éthiopie installera 570 MW de géothermie et d'éolien entre 2014 et 2016 ; l'Afrique du Sud devrait installer 3,9 GW en 2015-16, surtout en éolien et solaire, et prévoit 17,8 GW d'ici 2030^[132].

Algérie

L’Algérie a lancé, le 3 février 2011^[133], son Programme national de développement des énergies nouvelles et renouvelables et de l'efficacité énergétique^[134]. Ce programme, qui s'étale sur la période allant de 2011 à 2013, ambitionnait de produire 22 000 MW d'électricité à partir du solaire et de l'éolien dont 10 000 MW destinés à l'exportation^[135].

Le gouvernement algérien a adopté fin février 2015 son programme de développement des énergies renouvelables 2015-2030. Une première phase du programme, démarrée en 2011, avait permis la réalisation de projets pilotes et d'études sur le potentiel national. Le nouveau programme précise les objectifs d'installations d'ici à 2030 :

• 13 575 MWc de solaire photovoltaïque,


• 5 010 MW d'éolien,


• 2 000 MW de solaire thermodynamique,


• 1 000 MW de biomasse (valorisation des déchets),


• 400 MW de cogénération,


• 15 MW de géothermie.

Le total s'élève ainsi à 22 GW, dont plus de 4,5 GW doivent être réalisés d'ici à 2020^[136].

Afrique du Sud

Maroc

Le Maroc souffre d’un manque de ressources fossiles (gaz naturel et pétrole) mais dispose d'un potentiel élevé dans le domaine de l'énergie solaire.

Ce manque entraîne une dépendance énergétique aux importations (d'Espagne pour l'électricité, entre autres) : 96 % de l'énergie marocaine est importée. Les besoins en énergie du Maroc augmentent, tandis que les ressources se raréfient. La demande en énergie primaire a augmenté en moyenne de près de 5 % pendant ces dernières années.

Afin de remédier à cette dépendance, en 2009 le gouvernement marocain a lancé le projet marocain pour l'énergie solaire^[137], avec une première réalisation : la centrale solaire Noor, dont le coût d'investissement est estimé à 9 milliards de dollars. Ce projet vise une puissance installée de 2 000 mégawatts, cela évitera l'émission de 3,7 millions de tonnes de CO₂ par an et permettra de fournir l'équivalent de la consommation d’électricité de 800 000 habitants.

La centrale solaire Noor s'inscrit dans l'objectif d'indépendance nationale. Les premiers kilowattheures de Noor Ouarzazate 1, la plus grande centrale de technologie à miroirs cylindro-paraboliques au monde, seront injectés dans le réseau électrique national à partir d'août 2015. L'Agence marocaine pour l'énergie durable (MASEN) prévoit de construire ensuite les trois centrales Noor Ouarzazate 2, 3 et 4, finalisant ainsi le complexe solaire de Ouarzazate, d'une capacité cible de 500 MW. Les sites retenus pour abriter les prochains projets du plan solaire marocain Noor sont Midelt et Tata. L'objectif fixé par le plan solaire marocain est de 2 000 MW à l'horizon 2020, soit 14 % des besoins en énergie électrique du Royaume, et la part des énergies renouvelables dans la consommation électrique globale atteindra 42 %^[138].

Perceptions, appropriation par le public

Les EnR semblent de plus en plus faire consensus.

En France, en 2010, 97 % des Français se déclaraient favorables au développement des EnR^[139] avec une préférence pour le solaire (61 % contre 68 % en 2009), l’éolien (53 % contre 43 % en 2009), devant l'hydraulique (20 %) et la géothermie (20 %). L'acceptabilité générale a augmenté (74 % des personnes interrogées en 2010 plébiscitent l’installation d'éoliennes sur le territoire (-3 points par rapport à 2009)), mais des critères d'esthétique sont cités par 67 % des répondants et des craintes de nuisances sonores (59 %) comme frein à leur développement, sauf si elles sont situées à plus de 1 km du domicile. Utiliser son domicile pour produire de l'électricité à partir de sources renouvelables semble intéressant pour 44 % des personnes interrogées et très intéressant pour 28 % d'entre elles. En 2010, grâce notamment aux aides publiques, le solaire a gagné +13 % et les pompes à chaleur (+5 %). L'acceptabilité générale EnR est en hausse, 75 % des Français étant favorables à leur installation. Cependant, l'ADEME enregistre une baisse d’acceptabilité pour les projets installés « sur son toit », l'installation des équipements étant jugé trop compliquée pour le particulier (pour 44 % des répondants, +8 % par rapport à 2009) et encore initialement trop coûteuse (pour 45 % des répondants, soit +11 % par rapport à 2009) ou avec un temps de retour sur investissement trop long. Le principe du tiers-investisseur peine à se développer pour les petits projets en France, et la baisse des couts de rachats de l'électrifié photovoltaïque a probablement contribué à freiner ce secteur, en fort développement dans d'autres pays.

Organisations professionnelles et associations

L'agence internationale de l'énergie renouvelable (IRENA) a été créée après une réunion préparatoire le 26 janvier 2009 à Bonn (conférence pour la fondation de l'Agence) ; elle est entrée en fonctionnement le 4 avril 2011.

En mai 2014, elle compte 131 États membres et 37 autres candidats à l'adhésion^[140].

La « Ligue des Champions EnR »^[141] a pour but de créer une compétition entre les villes européennes selon leur production d'énergies renouvelables. Ce concours comporte deux classements, un pour le solaire, et un pour la biomasse. Il existe des ligues EnR nationales pour l'Allemagne, la Bulgarie, la France^[142], la Hongrie, l'Italie, la Pologne et la République tchèque.

En France, les deux principales associations représentatives du secteur EnR sont :

• le Syndicat des énergies renouvelables^[143] créé en 1993 pour promouvoir les intérêts des industriels et des professionnels français des énergies renouvelables et défendre les intérêts français au niveau des principaux programmes européens de soutien au secteur ; au 1^er septembre 2013, le SER regroupe 400 adhérents, représentant un chiffre d’affaires de 10 milliards d'euros et plus de 75 000 emplois dans le domaine des énergies renouvelables. Le SER représente surtout les grandes entreprises du secteur : parmi les 15 membres de son conseil d'administration, on note deux représentants d'EDF Renouvelables, un de la Compagnie nationale du Rhône, un de Total, un de General Electric Énergie renouvelable, un de Siemens, un de Dalkia, etc.
  


• le CLER - Réseau pour la transition énergétique, association agréée de protection de l'environnement créée en 1984 et habilitée à siéger dans les instances nationales par arrêté du 20 décembre 2013, a pour objectif de promouvoir les énergies renouvelables, la maîtrise de l'énergie et, plus largement, la transition énergétique. Le CLER fédère près de 200 structures professionnelles réparties sur l'ensemble du territoire. Ses adhérents sont surtout des associations (ONG, associations locales spécialistes des énergies renouvelables et de l'efficacité énergétique), des organismes publics (agences de l'énergie, organismes de formation et de recherche, collectivités territoriales, établissements publics et syndicats d'énergies, Espaces Info Énergie, agences départementales d’information sur le logement) et des professionnels de taille modeste (bureaux d'études, développeurs de projets, exploitants ou installateurs, fournisseurs d'équipements, architectes, etc.).

Évolution et tendances

Une nette tendance à la réorientation vers les énergies renouvelables est constatée depuis la fin du XX^e siècle, en réponse à un début de raréfaction du pétrole, aux impacts climatiques et sanitaires négatifs des énergies carbonées, à la dangerosité du nucléaire et à la difficulté de traiter ses déchets ou à sa moindre acceptabilité après les catastrophes de Tchernobyl et Fukushima.

Le prospectiviste Jeremy Rifkin annonce pour le début du XXI^e siècle une possible « troisième révolution industrielle » issue de la convergence du secteur de l'énergie et de celui de l'informatique. Le développement de systèmes de stockage des énergies irrégulières (via l'hydrogène ou les véhicules électriques utilisés comme accumulateurs mobiles) et celui des smart grids autorisent la mise en commun et le partage de millions de sources distribuées d'énergie (solaire, éolienne, marine, géothermique, hydroélectrique, issue de la biomasse et des déchets, etc.). Jeremy Rifkin estime que cette révolution est urgente ; elle doit être mise en œuvre avant 2050 et largement entamée en 2020 si l'humanité veut répondre aux défis du changement climatique, à la crise du pétrole, aux crises économique et écologiques^[144].

Formation professionnelle, initiale et continue

Depuis les années 1970 des formations sur le énergies renouvelables sont apparues et se sont structurées. Elles évoluent régulièrement pour prendre en compte les technologies et énergies émergentes (dont les smart grids, etc.) et les nouvelles réglementations.

En France

En 2015, 215 formations étaient répertoriées (dont 16 pour le niveau CAP au BAC pro, 13 de niveau Bac+2, 30 de niveau Bac+3, 34 de niveau Bac+5 et 24 dispensées par des industrielles, ainsi qu'une petite centaine en formation continue)^[145]. La dernière formation ouverte l'a été en 2016, dénommée Sup'EnR (cursus de 3 ans ouvert à des Bac+2) par l'université de Perpignan sur les thèmes du solaire, de l'éolien terrestre et flottant, de la biomasse, de l'hydraulique et de la géothermie), formant au génie énergétique appliqués à l'industrie et au bâtiment, avec accès au four solaire d'Odeillo et à la centrale solaire Thémis^[146].

Notes et références

Notes

Références

• 
  (en) Renewables 2018 Global Status Report, REN21, 3 juin 2018 ; microsite web : Renewables 2018 Global Status Report.

• 
  (en) [PDF] Global trends in renewable energy investment 2016, Frankfurt School of Finance & Management, United Nations Environment Programme et Bloomberg New Energy Finance, 2016.

Autres références :

Voir aussi

Bibliographie

• L'énergie solaire après Fukushima, la nouvelle donne (Medicilline) de Louis Boisgibault (ISBN 9782915220377)
  


• Robert Bell, La bulle verte : la ruée vers l'or des énergies renouvelables, Paris, Scali, 2007, 296 p. (ISBN 9782350120683)


• Sven Geitmann, Énergies renouvelables & Carburants alternatifs, Hydrogeit Verlag, août 2007(ISBN 3937863060)


• Arnaud Michon, Le Sens du vent, notes sur la nucléarisation de la France au temps des illusions renouvelables, Éditions de l'Encyclopédie des Nuisances, 2010.


• Jacques Vernier, Les énergies renouvelables, Paris, Presses universitaires de France, coll. « Que sais-je » (n^o 3240), 2005, 3^e éd. (ISBN 2130544495)


• (en) Sawin, Janet L., Sverrisson, Freyr et al., Renewables 2014 : Global status report, REN21, 2014, 214 p. (ISBN 978-3-9815934-2-6, lire en ligne)

Articles connexes

Énergies renouvelables

Développement durable et changement climatique

Valorisation économique

• Prix du carbone


• Bourse du carbone


• Bilan carbone


• Négawatt

Liens externes

• Base de données documentaires du CLER, Réseau pour la transition énergétique


• Observ'ER, l'observatoire des énergies renouvelables


• 
  (en) Renewables 2014 Global Status Report, REN21, 2014

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