Quels modèles de production et de distribution pour l’électricité de demain ?

Article de Jean-Pierre Schaeken Willemaers, président du Pôle énergie, climat, environnement de l’Institut Thomas More, publié dans les « Grands dossiers » de Diplomatie N°41

          

Mars 2018 •


S’il semble aujourd’hui évident qu’un abandon des énergies fossiles à court terme est impossible, il convient d’examiner quel sera pour les décennies à venir le mix énergétique le plus pertinent (pour l’environnement, mais aussi économiquement et socialement), notamment en matière de production et de distribution d’électricité.

L’accès fiable à une énergie bon marché est indispensable pour améliorer les conditions de vie des populations à travers le monde. Il est essentiel pour permettre aux pays émergents de poursuivre leur processus de convergence économique. En ce qui concerne l’élaboration des politiques énergétiques, il faut se rendre à l’évidence que quels que soient leurs objectifs, l’abandon total des énergies fossiles n’est pas envisageable dans les prochaines décennies (voir infra).

C’est vrai non seulement pour les pays consommateurs, mais également pour les pays producteurs de ces énergies. En effet, la très grande majorité de ceux-ci (1) ont grand besoin des revenus provenant de la vente de leurs produits énergétiques pour assurer la paix sociale, leur population étant généreusement subventionnée par l’État. C’est cette préoccupation qui, entre autres, a motivé les membres de l’Organisation des pays exportateurs de pétrole (OPEP) et la Russie à contrôler l’offre pour stabiliser les prix du pétrole à un niveau acceptable pour leur politique intérieure. En l’occurrence, l’abondance des réserves d’énergie fossile n’a pas joué un rôle déterminant. Un tel accord a pu être conclu relativement rapidement grâce à leurs régimes forts et à la très grande concentration des pouvoirs de décision. Aux États-Unis, l’exploitation du pétrole et du gaz de roche-mère (2) a conduit à une réduction considérable de la dépendance énergétique, voire à l’autonomie comme c’est le cas pour le gaz.

La mutation des systèmes électriques varie selon le degré de développement des pays et en fonction des décisions politiques dans le cadre de la théorie du changement climatique développée par le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC). Cette organisation politique considère que les émissions de gaz à effet de serre (GES) d’origine anthropique sont la cause des perturbations du climat et, en particulier, du réchauffement de l’atmosphère. En conséquence, elle estime indispensable de réduire drastiquement et rapidement de telles émissions. La politique bas carbone, une prise de conscience plus aigüe des effets néfastes de la pollution, le développement des technologies et l’innovation remettent en question les modèles énergétiques traditionnels.

Les enjeux énergétiques autour de la politique bas carbone

La politique bas carbone conduit à une part croissante des énergies renouvelables (principalement éolienne et photovoltaïque) dans le mix électrique.

Ces énergies intermittentes (elles ne sont pas produites en l’absence de vent et en cas de vent trop fort ou de manque de luminosité) requièrent des dispositions (par exemple, la gestion de la demande) et des investissements spécifiques couteux (entre autres, d’infrastructures et de stockage) pour compenser l’intermittence de la production et donc pour assurer l’adéquation entre l’offre et la demande d’électricité.

La production renouvelable est dispersée, au lieu d’être concentrée comme l’est celle des centrales thermiques, hydrauliques à barrage ou nucléaires.

En outre, les consommateurs sont susceptibles d’être également producteurs (par exemple, en cas d’excédents de production des panneaux photovoltaïques installés sur les toits de résidences ou d’usines) et deviennent ainsi des éléments actifs du système électrique. Il en résulte des flux bidirectionnels sur les réseaux électriques.

Tout ceci rend obsolètes les modèles électriques traditionnels. Notons, chemin faisant, que la pénétration trop rapide et trop précoce de ces énergies intermittentes entraine de lourds dysfonctionnements opérationnels, économiques et financiers (3).

La politique bas carbone affecte également le transport par route. Ainsi, pour réduire la pollution, d’une part, et les émissions de GES, de l’autre, le remplacement progressif des voitures équipées de moteur à combustion par des voitures électriques (VE) est adopté par un nombre croissant de pays (4). Ce type de voiture peut également contribuer au stockage d’électricité. En effet, nombre d’entre elles ne sont utilisées que pour des déplacements urbains et sont parquées la plus grande partie de la journée et, bien entendu, la nuit. Leurs batteries chargées à des moments opportuns pour le réseau, lorsque la demande d’électricité est faible durant la journée, ou pendant la nuit, pourraient être déchargées dans le réseau lorsque la demande est élevée. Dans ce contexte, les réseaux intelligents (smart grids) sont appelés à jouer un rôle essentiel de surveillance, de communication et de contrôle pour intégrer les charges et décharges (injection d’électricité dans le réseau). Un tel stockage distribué pourrait ainsi faire partie d’une stratégie locale d’intégration de l’éolien et du photovoltaïque.

La politique bas carbone n’est pas une priorité pour les grands émergents comme la Chine ou l’Inde, qui sont plus soucieux d’assurer leur croissance pour atteindre le plus rapidement possible un niveau de prospérité suffisant. Elle ne fait d’ailleurs pas l’unanimité parmi les pays développés.

Une politique qui ne fait pas l’unanimité dans l’Union européenne

L’Union européenne est fort divisée sur ce sujet. Si la Commission, en tant que telle, est convaincue du bien-fondé d’une politique bas carbone et soutient ses conséquences énergétiques, les pays du groupe de Visegrad (Pologne, Hongrie, République tchèque et Slovaquie) y sont opposés essentiellement pour des raisons économiques.

D’une manière générale, les États membres de l’Ouest européen supportent, avec des nuances non négligeables et selon des schémas parfois peu rationnels, le reformatage du système électrique résultant de la politique bas carbone. En outre, la restructuration des systèmes électriques de ces pays est rendue plus complexe encore par le dossier nucléaire, à haute connotation émotionnelle.

La France (comme la Suède) a un parc électrique très largement bas carbone : nucléaire et hydraulique. Sortir du nucléaire, non émetteur de GES, est une décision purement politique et largement irrationnelle, surfant sur les réactions émotionnelles suscitées par la catastrophe de Fukushima (5). D’ailleurs, le gouvernement français actuel, malgré les promesses d’Emmanuel Macron durant sa campagne électorale, a dû faire marche arrière et reporter la réduction de 75 % à 50 % de la part d’électricité nucléaire dans le mix électrique au-delà de 2025 (6).

Le facteur émotionnel fut particulièrement exemplaire en Allemagne. Alors qu’avant Fukushima, la chancelière Merkel avait annoncé la renaissance du nucléaire, après l’accident, elle a décidé de fermer immédiatement la moitié de la capacité nucléaire et l’autre moitié en 2022. Cette décision s’est avérée politiquement et économiquement erronée. Elle a, en effet, fait exploser les prix de l’électricité, réduit le pouvoir d’achat des ménages et la compétitivité des entreprises au point d’amener le gouvernement à exempter l’industrie exportatrice du surcoût du renouvelable. Elle a également mis en grande difficulté les producteurs d’électricité (7). Et, comble d’incohérence, les unités nucléaires (non émettrices de GES) mises hors service ont été remplacées par des unités de production au charbon et au lignite polluantes et grandes émettrices de GES.

Il en va de même en Belgique, où plus de la moitié de l’énergie électrique est d’origine nucléaire bon marché. La décision du gouvernement belge d’arrêter tous les réacteurs nucléaires entre 2022 et 2025 est non seulement incohérente mais pratiquement irréalisable. Elle n’est justifiée ni par la politique de l’UE, ni par des raisons techniques, de sûreté ou économiques. La mise à niveau des unités les plus récentes (plus de la moitié du parc nucléaire) ne pose pas problème et est meilleur marché que la construction de nouvelles unités thermiques au gaz, indispensables en cas de sortie totale du nucléaire pour assurer la sécurité d’approvisionnement.

Quelles sont les politiques bas carbone ailleurs dans le monde ?

La Suisse présente un modèle intéressant dans la mesure où elle est une plaque tournante électrique au cœur de l’Europe et une contributrice d’énergie de pointe. Elle a un rôle pivot dans la configuration électrique européenne : le transport nord-sud et est-ouest transite par la Suisse. Quoique son parc électrique soit presque entièrement bas carbone, elle envisage l’adoption d’objectifs qu’elle qualifie de plus ambitieux que par le passé en matière de politique énergétique et environnementale. Qu’elle soit soucieuse de s’aligner sur la stratégie et les objectifs de l’UE, même si celle-ci est parfois contestable, on peut le comprendre vu sa position au carrefour des échanges électriques européens. Mais qu’elle décide de sortir du nucléaire (non émetteur de GES) au nom du principe de précaution (utilisé trop souvent de manière abusive comme justification) est un exemple de plus du conformisme politique.

Le cas de la Norvège est encore plus surprenant. Sa production électrique est quasi entièrement hydraulique. C’est une source d’électricité mûre, bon marché, renouvelable et répondant aux besoins des consommateurs depuis de nombreuses décennies. Pourquoi dès lors vouloir changer un modèle performant produisant une énergie abondante permettant l’exportation d’électricité bas carbone, notamment au Danemark ? Pourquoi vouloir introduire le renouvelable intermittent, qui entraine des investissements supplémentaires sans augmenter la qualité et la sécurité de l’approvisionnement électrique ?

À la suite du tsunami, le Japon a décidé la fermeture de 54 réacteurs de son parc nucléaire. Avant cet accident, l’électricité était produite, en plus du nucléaire, à parts quasi égales, par le gaz (30 %), le nucléaire (27 %) et le charbon (25 %) (8).

Après l’arrêt du nucléaire, la part du gaz est montée à 42 % et celle du charbon à 30 %. Le Japon a même dû augmenter la part de l’électricité produite à partir de fuel de 7 % à 14 %. Cette situation a eu de profondes conséquences : une forte croissance des importations de charbon et d’hydrocarbures, multipliant par quatre le déficit commercial du pays entre 2011 et 2014 ; une augmentation autour de 20 % de la facture d’électricité des ménages et surtout des entreprises ; et un accroissement des émissions des GES.

Un « plan stratégique pour l’énergie » a fixé de nouveaux objectifs, avec une prévision de production nucléaire de 20 % du mix électrique et de 24 % pour les énergies renouvelables. Au total, 12 des 54 réacteurs initiaux – dont ceux de Fukushima –  ont été définitivement mis à l’arrêt, tandis qu’un plan de redémarrage des 42 autres réacteurs a été engagé, conjointement à un renforcement des règles de sûreté. À l’été 2017, cinq réacteurs avaient été remis en service.

Des enjeux différents pour les pays émergents

Les préoccupations climatiques de l’UE et de certains pays développés – dont ne font pas partie les États-Unis – ne sont pas la priorité des pays émergents, tant s’en faut. La Chine et l’Inde en sont une bonne illustration.

Ces deux pays doivent en effet faire face à des besoins énergétiques immenses pour assurer leur développement, avec comme corollaire une consommation énergétique croissante résultant de l’augmentation des revenus de leurs populations. Ils ne peuvent donc renoncer à aucune source d’énergie, en particulier d’énergie électrique. En outre, ils sont confrontés à une pollution catastrophique dans les centres urbains, mais pas seulement.

C’est la raison pour laquelle la Chine tout comme l’Inde investissent massivement dans la production d’électricité nucléaire (peu émettrice de GES) mais également thermique (charbon) à la fois polluante et grande émettrice de GES (9).

Toutefois, en Chine, l’exploitation rentable des gaz de roche-mère, grâce aux progrès technologiques de forage et permettant une meilleure évaluation des volumes des réserves, est de nature à permettre le remplacement du charbon par du gaz de roche-mère, moins polluant et incidemment moindre émetteur de GES.

Éléments de prospective

En Europe, l’évolution des systèmes électriques est portée, comme vu précédemment, à la fois par le caractère intermittent et fluctuant de la production renouvelable ; une génération d’électricité plus dispersée (éolienne et photovoltaïque) ainsi qu’un stockage par batteries (actuellement de relativement faible capacité) réparti sur tout le territoire et la coexistence de flux bidirectionnels sur les réseaux. La gestion de la demande requiert donc désormais des réseaux de plus en plus intelligents (smart grid), une coordination accrue entre les composantes et les acteurs du système électrique et une numérisation toujours plus poussée. La pénétration croissante de cette technologie fait d’ailleurs de la cybersécurité l’un des piliers importants de la sécurité énergétique.

L’analyse des informations et l’Internet des objets influeront ainsi de façon grandissante sur le fonctionnement des sociétés d’électricité par différents biais :

  • une automatisation croissante avec, par exemple, l’utilisation de détecteurs digitaux en vue d’augmenter la puissance de machines existantes (turbines) ;
  • la surveillance des performances, notamment par capture digitale d’informations en vue d’améliorations incrémentielles. Ainsi, connaitre de manière précise la performance des turbines à différents moments permet un travail d’analyse déclenchant rapidement les actions appropriées dans les domaines des services et de l’entretien, ce qui conduit à des économies significatives ;
  • la gestion à distance, qui est particulièrement importante en milieu rural ;
  • la technologie d’information « en nuage » (cloud based IT). Une plate-forme d’entreprise « en nuage » (cloud platform) permet d’accélérer la croissance et les résultats de celle-ci : par exemple, après consolidation des données dans le cloud, l’amélioration de l’exploitation de capacités sous-utilisées ou une meilleure analyse de la situation des consommateurs individuels. À leur tour, une collecte automatique plus rapide des factures impayées et des prestations non facturées par oubli ou négligence, une prévision précise de la demande et des revenus et l’automatisation des processus augmentent performance et rentabilité.

L’innovation technologique au cœur de l’avenir électrique

Quant aux types de production d’électricité, il est difficile de les prévoir à long terme vu le nombre de paramètres qui interviennent (entre autres, les progrès technologiques, les innovations, l’évolution des mentalités, les contextes politiques, la fin des subventions pour le renouvelable).

On peut, toutefois, estimer que certaines technologies n’ont pas ou peu d’avenir, telles que l’éolien sur terre (onshore) ou la biomasse de première génération.

D’autres font l’objet de recherches soutenues comme celles sur l’hydrogène et les algues (10) comme vecteurs énergétiques ou la génération d’électricité alternative utilisant la force des courants marins. Il faudra encore du temps pour que ces technologies atteignent une maturité suffisante pour une commercialisation à  grande échelle.

En tout état de cause, il faut prendre le temps de réfléchir avant de renoncer définitivement à une filière de production d’électricité. L’évolution de la technologie est susceptible de remettre à l’honneur des types de production qui avaient été abandonnés pour des raisons économiques ou écologiques.

En résumé, l’avenir des systèmes électriques, plus spécialement européens vu la politique bas carbone de nombreux États membres, dépend de leur capacité à faire confluer la technologie de l’information (Information Technology-IT) et la technologie de l’exploitation (Operational Technology-OP). C’est par les plates-formes numériques que les systèmes électriques seront plus connectés et plus intelligents.

Ce défi est-il réalisable sans s’adosser à des entreprises technologiques de l’information (par partenariat ou par acquisition) maitrisant le numérique, le « big data » et la capacité d’analyser de grandes quantités d’informations, toutes choses primordiales pour assurer la performance ou tout simplement la survie ?

Actuellement, ce sont les sociétés de transport d’électricité (en Europe, elles sont séparées de la production et de la fourniture d’électricité (11)) qui sont les moteurs des systèmes électriques. Elles sont donc les premières concernées par ce changement.

Les sociétés de production sont confrontées aux mêmes problèmes d’optimisation et d’efficacité. Une centrale électrique est un système complexe qui requiert une optimisation constante par arbitrages entre la disponibilité, la production, le rendement, la maintenabilité (12), l’usure et la flexibilité. Si ces arbitrages n’utilisent pas toutes les données disponibles obtenues grâce aux différents outils numériques, la centrale n’est pas exploitée de manière optimale, ce qui conduit à des retours sur investissements médiocres.

En outre, les sociétés de production sont appelées à travailler davantage avec les consommateurs pour identifier et adapter les solutions. Elles deviennent ainsi des conseillers en énergie.

La question est de savoir qui prendra l’initiative de ce changement de paradigme : les sociétés d’électricité ou les entreprises technologiques de l’information ?

Si les électriciens ne procèdent pas rapidement au reformatage nécessaire, les entreprises technologiques en profiteront pour prendre le contrôle des systèmes électriques comme elles l’ont déjà fait dans d’autres secteurs économiques.

Notes

(1) Les États-Unis sont, à cet égard, une exception, surtout à la suite des progrès technologiques qui ont permis l’exploitation d’immenses réserves de pétrole et de gaz de roche-mère à des couts très bas.

(2) Le gaz et le pétrole de roche mère, à la différence des hydrocarbures  conventionnels, n’ont pas migré vers la surface au cours de millions d’années à la faveur de mouvements tectoniques, d’éruptions volcaniques etc. Ils sont restés piégés dans les roches denses où ils se sont développés, d’où le nom de roche-mère.

(3) Par exemple, en Allemagne, l’électricité éolienne est générée principalement dans le Nord du pays, alors que la plupart des gros consommateurs se trouvent dans le Sud et l’Ouest. Les réseaux de transport d’électricité n’ont pas été prévus pour de tels flux, ni adaptés en conséquence (renforcement des lignes existantes ou nouvelles lignes). Le courant, ne pouvant circuler sur le réseau allemand, est donc acheminé par les réseaux des pays voisins avec des congestions hautement préjudiciables pour les systèmes électriques de ces derniers.

(4) Les biocarburants n’ont plus la cote. « Salués au départ comme “carburants verts”, les premiers carburants exploités à l’échelle industrielle ont été remis en question à la fois pour la consommation réelle d’énergie lors de leur fabrication et pour leur impact sur les cultures destinées à l’alimentation humaine » (« Les biocarburants sont-ils vraiment « verts » et durables ? », Planète Energies, 2 août 2016).

(5) Rappelons que Fukushima n’est pas un accident d’origine nucléaire mais fut causé par un tsunami, phénomène naturel, qui a noyé les pompes de refroidissement des réacteurs.

(6) Cet objectif était inscrit dans la loi de transition énergétique votée en 2015 et était également un engagement de campagne d’Emmanuel Macron.

(7) Elle a à ce point fragilisé les grosses sociétés de production d’électricité allemandes (ce qui s’est traduit par une chute substantielle de leurs cours de bourse) que trois d’entre elles ont introduit un recours devant la Cour constitutionnelle fédérale visant à une compensation pour les dommages occasionnés par la sortie précoce du nucléaire. Le jugement de la Cour leur a été favorable.

(8) Dossier « Le Japon et l’énergie », « Le Japon à la recherche de son équilibre énergétique », Planète énergies, 23 octobre 2017. Les chiffres du paragraphe suivant sont issus de la même source.

(9) La Chine a planifié une capacité nucléaire de 150 GW d’ici à 2030 (contre 58 GW en 2020/2021) et bien plus d’ici à 2050, tandis que l’Inde espère avoir une capacité en ligne de 63 GW en 2032 et vise une production nucléaire de 25 % de son mix électrique en 2050 (Nuclear power in China, World Nuclear Association, octobre 2017).

(10) Les scientifiques de Synthetic Genomics, Inc et d’ExxonMobil ont développé une souche d’algue capable de convertir du carbone en une quantité record de corps gras, riches en énergie, et qui peuvent être transformés en biodiesel.

(11) Le troisième paquet énergétique, visant à la libération des marchés du gaz et de l’électricité et, entre autres, la séparation de la production et de la fourniture d’électricité du transport de celle-ci, a été proposé par la Commission européenne en septembre 2007 et adopté par la parlement et le Conseil européens en septembre 2009.

(12) Aptitude d’un système a être maintenu (ou rétabli) dans un état lui permettant d’accomplir la fonction attendue.