Interview d’Alain Chardon, Directeur Cleantechs & Decarbonate, Capgemini Consulting

2013-07-02T09:43:46+00:00

Si l’on s’en tient aux politiques actuelles, la consommation d’énergie et les émissions de CO2 auront presque doublé en 2050. Que faire pour contenir le réchauffement de la planète ?

Pour commencer, notons que d’un côté il n’y a pas assez de pétrole et de gaz pour suivre la croissance mondiale aussi rapidement et aussi peu cher que l’économie le souhaiterait, et que de l’autre côté il y en a trop au regard de la contrainte « climat ». Pour ne pas rentrer dans des zones dangereuses, à savoir une augmentation de la température d’au-delà de 2 à 3 degrés d’ici 2100, la science nous dit qu’il faudrait diviser les émissions de gaz à effet de serre  par deux au niveau mondial, et au moins par quatre dans les pays occidentaux d’ici 2050, soit un quota d’émissions d’environ 2 tonnes d’équivalent CO2 par habitant et par an. Actuellement avec 2 tonnes de CO2 vous pouvez au choix vous chauffer un demi-hiver au gaz dans une grande maison individuelle, ou bien rouler en voiture un an en réalisant 10.000 kilomètres,  ou bien profiter  d’un aller-retour entre Paris et la Guadeloupe en avion pour une personne. Ce « facteur 4 » représente un vrai challenge.  On retrouve la même idée de forte contrainte dans  la majorité des rapports 2050 : même en pariant sur les leviers technologiques avec de forts taux de pénétration (économies d’énergie, énergies décarbonées et renouvelables, énergies fossiles avec séquestration de CO2, hydrogène, véhicules électriques, sobriété dans la course à la taille du bâti, des véhicules ou de la demande en général, etc), les rédacteurs des rapports sont généralement obligés de boucler le modèle en réduisant la croissance économique à des taux compris entre 1% et 3% pour atteindre l’objectif Facteur 4. Il faut donc la technologie et toute la technologie, réfléchir à une mutation énergétique profonde, mais aussi à de nouveaux modèles économiques permettant le progrès  tout en respectant  le « facteur 4 ».

En cette période de transition énergétique, la montée en puissance du gaz devrait  permettre de tendre vers une économie décarbonée, ce modèle est-il pertinent ?

Les scénarios viables par rapport au  « facteur 4 », imposent de gros efforts en matière  d’économies d’énergie. Sommes-nous capables d’abaisser  les consommations mondiales en dessous de l’offre disponible,  en particulier d’énergies fossiles avec ou sans séquestration ?  Je ne le sais pas et je n’ai pas la solution. Ce que l’on sait, c’est que sous contrainte carbone forte, la consommation de fossiles doit être réservée en priorité aux transports, là où le pétrole est le moins substituable.  Dans un scénario favorable au pétrole et au gaz sans séquestration, le « quota fossile » impose de se passer de charbon et d’affecter en priorité le gaz aux productions flexibles d’électricité, dont on aura besoin pour compléter les intermittences des énergies renouvelables ou les raideurs de la production nucléaire. Les fossiles doivent sortir massivement des bâtiments, qu’il s’agisse de fioul ou même de gaz. Faudra-t-il fermer les réseaux de distribution de gaz fossile, ou encore les laisser fonctionner avec des volumes bien moindres, mais de biogaz, et à quel prix ?

Les énergies renouvelables sont-elles plus coûteuses que les énergies fossiles et le nucléaire ?

Le prix de l’électricité éolienne terrestre est la plus compétitive, de l’ordre de 60 à 80 euros  le MWh, e au prix moyen des marchés de l’électricité ou à du nucléaire neuf qui ne bénéficie pas des effets d’échelle observés dans les années 80. L’éolien offshore coûte de  140 et 180 euros le MWh en Mer du Nord, et au-delà de 200 euros le MWh dans la Manche et l’Atlantique pour le premier appel d’offre offshore français. Les grandes installations photovoltaïques bien ensoleillées permettent  d’avoir des coûts inférieurs à 200 euros par MWh. Enfin, le coût de l’électricité fournie par la biomasse est très variable, de moins de 50 euros par MWh dans certains cas industriels favorables à environ 150 euros par MWh et plus dans des cas moins favorables. Il convient de rajouter quelques euros par MWh de coût de gestion de l’intermittence. A l’inverse la présence de renouvelables dans le mix fait baisser de quelques euros les prix marginaux de l’électricité sur les marchés de gros. En première approche, on peut considérer qu’il est insupportable de payer plus cher l’électricité du fait des renouvelables. Si on prend en considération les imports et les exports (énergies primaires fossiles, fabrication,  installation, maintenance) l’écart est appelé à se réduire, voire à s’inverser. C’est le sens du compromis allemand des quinze dernières années: la société a accepté d’acheter son électricité plus cher car cela leur a permis de renforcer une balance commerciale positive pour les industries électromécaniques et électroniques dans l’éolien, le photovoltaïque, le biogaz, la biomasse.

Quels sont les autres freins au développement des énergies renouvelables ?

Toute énergie a ses contraintes. Pour les énergies renouvelables se pose la question de l’intermittence, qui se traite d’une part par ordre de coûts approximativement croissants par l’amélioration de la prévisibilité météorologique, le demand response ou  flexibilité de la demande industrielle, le demand response  tertiaire, le développement des interconnections,  la modulation de la production des centrales thermiques  gaz  et charbon, le demand response résidentiel, le stockage de l’électricité. Il est intéressant de noter  dit qu’il y a en France un vrai savoir-faire sur la flexibilité qui a été développé pour le nucléaire, et qui sera utile pour les renouvelables. Après tout, le nucléaire, c’est comme les renouvelables à l’envers : l’un comme l’autre sont incapables de suivre la demande, c’est pour cela qu’il a fallu développer le pilotage des ballons d’eau chaude électrique, les interconnections avec les pays voisins et de stockage hydraulique. La nuit l’excédent nucléaire est évacué chez les voisins. En pointe de froid le nucléaire ne suffit pas, on importe de l’électricité de chez les voisins. C’est la même chose pour  l’éolien. Pour ces deux énergies, on a besoin d’une fluidité de la demande et d’interconnexions.  La différence, c’est que pour le nucléaire c’est sensiblement pareil tous les jours, à la différence de l’éolien.

S’agit-il d’une question de choix politique ?

En France, le raisonnement actuel s’inscrit encore dans  une vision court-termiste. Le débat du prix de l’énergie est moins trivial qu’il n’en a l’air. L’argument économiste à courte vue vise à imposer qu’il faut du kWh pas cher. Mais si  le surplus économique dégagé pour les agents sert à acheter des biens de grande consommation  massivement importés, est-ce un bon calcul pour nos sociétés ? Au contraire le consommateur-citoyen, mais aussi  le MEDEF et  l’AFEP –rêvons un peu –  peuvent se dire qu’il leur appartient comme les Allemands de souhaiter une politique de l’énergie, certes plus chère, mais avec du sens tant pour les générations futures que pour le développement de l’industrie. La mono-stratégie dans une industrie nucléaire qui a ses forces et ses limites pose question. Nous avons des industriels issus par exemple de l’automobile ou de l’armement qui ont des savoir-faire électro-mécaniques valorisables dans les Cleantechs, comme Capgemini Consulting l’avait montré lors du projet Windustry France, sans parler de nos champions comme Schneider, Areva ou Legrand dont la mission est de développer un smart grid électrique plus flexible. Le débat permettra-t-il aux agents économiques français de faire le choix entre un redressement productif avec une énergie peu chère mais sans investissement, court-termiste et peu imaginatif et un redressement productif  de plus long-terme, avec une énergie plus chère relevant en réalité de l’investissement,  qui crée des perspectives et des degrés de liberté pour l’évolution de nos industries, et surtout des challenges techniques propres à nourrir l’esprit français qui aime les défis ?

Parviendra-t-on à respecter les objectifs européens des 3X20  visant  les 20 % d’énergies renouvelables dans le mix énergétique d’ici 2020, et 30 à 40% dans le mix électrique ?

C’est un défi à relever mais je ne vois pas d’obstacles infranchissables pour y arriver. Déjà à fin 2011, le parc éolien installé représente près de 100 gigawatts (GW) et le parc photovoltaïque 50 GW, sur un total de capacités électriques de plus de 800 GW. Comme nous l’avons vu, cela contribue déjà du côté des bénéfices à faire baisser les prix spot de l’électricité, par exemple en été lors de la pointe de l’après-midi. Du côté des défis se trouve les questions des investissements, du développement de la flexibilité et de tous les business models associés, du développement par nos industriels de réseaux électriques « smart » à forte valeur ajoutée sans surdimensionnements inutiles.

Mais attention, les marchés des énergies renouvelables, évalués à quelque 200 milliards de dollars, s’inscrivent dans  une  compétition mondiale. L’Europe reste encore le  leader, mais il lui faut absolument conserver cette avance technologique. La tentation des replis nationaux sur soi, des appels d’offres visant chacun à attirer la couverture de l’emploi à soi dans une compétition intra-européenne au détriment des synergies sur le continent constitue un vrai risque. L’Asie avance à grands pas, sur le photovoltaïque comme sur l’éolien, du moins en termes de capacités productives.

Pour défendre son rang, l’Europe et ses acteurs industriels doivent veiller à ce que la compétition entre pays européens laisse toute la place à la coopération et au développement  de filières européennes pour favoriser l’enrichissement croisé, l’innovation, la baisse des coûts et l’excellence opérationnelle, dans un contexte où la vraie compétition est globale

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