Le développement des énergies renouvelables dans les Bouches

« LE DEVELOPPEMENT DES ENERGIES RENOUVELABLES
DANS LES BOUCHES-DU-RHONE »
LE RAPPORTEUR : M. ANTOINE-MICHEL SIOUFFI
LE PRESIDENT : M. LUCIEN CAPELLA
LES VICE-PRESIDENTS : M. GILBERT JAUFFRET
M. ROGER MONGEREAU
LE 7 JUILLET 2011
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Energie : du grec 
: faculté que possède un système de corps à fournir un travail mécanique ou son
équivalent.
PREAMBULE
En décembre 2003, le Conseil général des Bouches-du-Rhône a adopté une politique publique
« énergie ». Ce document traduit la volonté de la collectivité de mieux intégrer le concept de
développement durable et de contribuer à la protection de l'environnement, notamment en
luttant contre le changement climatique inhérent à l'émission de gaz à effet de serre dans
l'atmosphère.
L'utilisation rationnelle de l'énergie et la maîtrise de la demande en électricité s'inscrivent
dans les grands objectifs de cette politique publique départementale.
Un rapport intitulé : « La politique énergétique du département » rédigé par M. Y. ISOARD a
été présenté en 2005. Bien des choses ont évolué depuis, il est apparu urgent au Conseil
Général des Bouches-du-Rhône d‟actualiser ce rapport en l‟axant sur les énergies
renouvelables et leur implantation dans le département.
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INTRODUCTION
Jusqu'au milieu du 19ème siècle, la force motrice était essentiellement la force animale, la
force de l‟eau ou du vent, et le bois la source majeure de combustible. L‟apparition de la
machine à vapeur fut le point de départ vers la société industrielle et la recherche de sources
d‟énergie pour assurer le développement économique. Le charbon du début du 20ème siècle
fut supplanté par le pétrole qui est devenu le sang de l‟économie car l‟aval constitué par la
pétrochimie est énorme. On utilise la tonne équivalent pétrole (Tep) pour chiffrer les
dépenses d‟énergie. Le développement et l‟industrialisation d‟un pays sont tributaires de son
accès aux sources d‟énergie.
Pour faire fonctionner l‟économie d‟un pays industrialisé, il faut disposer de ressources
énergétiques et (ou) en sécuriser la disponibilité. C‟est un enjeu majeur de plus en plus
essentiel depuis la 2ème guerre mondiale (cf. la conférence de Téhéran 1943).
Les zones de consommation ne recouvrent pas les zones de production, par suite la
possession et l‟exploitation des ressources énergétiques sont le ferment des affrontements et
dictent actuellement la géopolitique. Il reste préférable d‟acheter sur le marché une énergie
bon marché que de développer une énergie nationale chère. D‟où l‟importance stratégique du
terminal de Fos.
Le déclin de sources comme le pétrole amènera inéluctablement des changements profonds
dans les rapports internationaux du fait de la perte d‟influence des pays producteurs. La
diversification de la nature des sources d‟énergie et de leur géographie est devenue
indispensable.
Notre production d‟énergie est fondée presque exclusivement sur la création de chaleur et la
transformation de celle-ci.
On peut distinguer trois usages majeurs des sources d‟énergie. (Fig1) :
-L‟énergie utilisée pour faire fonctionner les sites de production et de services (industries…).
-Les usages domestiques (chauffage, ménager, etc.).
-Les transports.
La prise de conscience de la disponibilité éphémère du pétrole et l‟expansion des gaz à effet
de serre ont conduit à considérer deux facteurs essentiels dans la gestion des ressources :
-L‟efficacité énergétique.
-Le changement climatique.
Que l‟on peut raccourcir avec « consommer mieux et moins ».
Rappelons que le marché de l‟énergie est totalement ouvert à la concurrence depuis le 1er
juillet 2007.
Selon l‟INSEE, la consommation d‟énergie en France décroit faiblement. Ceci est vrai
également en PACA pour 2008 et 2009 (Source ADEME), le transport, l‟habitat et l‟industrie
se partageant équitablement. La région PACA consomme plus qu‟elle ne produit.
Par contre la consommation d‟électricité a augmenté de 5;5 % en 2010 en partie à cause du
froid.
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La consommation d'électricité a franchi pour la première fois le cap des 500 térawatts heures
(TWh) en 2010
Quelles sont les énergies que l‟on utilise ? (Fig2)
I Les combustibles fossiles
Pétrole
Gaz
Charbon
II L’énergie Nucléaire
III Les ressources renouvelables
Le vent
Le soleil
L’eau
Les végétaux
La géothermie
L’Hydrogène
En fait l‟hydrogène n‟est pas vraiment une source d‟énergie renouvelable mais le nombre de
travaux et d‟applications y faisant référence est important.
On ne peut pas considérer le potentiel énergétique du département sans le placer dans le
cadre international et national, examiner pour chaque type d‟énergie renouvelable les textes
réglementaires puis les possibilités locales.
On examinera le bilan énergétique de la France et la répartition des sources d‟énergie.
Après un rapide tour d‟horizon des ressources fossiles et du nucléaire, nous examinerons les
énergies renouvelables et plus particulièrement leur implantation dans le département. Enfin
nous verrons quelle peut être la politique du département.
I- LES COMBUSTIBLES FOSSILES
Les graphiques suivants (Fig.3-6) montrent que les approvisionnements et les consommations
mondiales ne cessent de croître et sont toujours axés sur le pétrole. Peu de pays ont une
balance excédentaire (Fig6). On notera la part importante tenue par le charbon. Bien que
l‟épuisement des ressources de ce type soit inéluctable, la pénurie n‟est pas immédiate.
Le nombre d‟années d‟exploitation à partir des ressources prouvées est encore assez grand.
(47 ans pour le pétrole, 60 ans pour le gaz et 160 ans pour le charbon.).
En ce qui concerne la France, sa situation est tout à fait particulière du fait de la part
majeure de l‟électricité d‟origine nucléaire (Fig. 7) et la part croissante des énergies
alternatives (Fig8).
Dans notre région, l‟industrie, l‟habitat et les transports se partagent à peu prés
équitablement une consommation majoritairement axée sur les produits pétroliers (Fig9).
I-1 Le Pétrole
Les réserves prouvées sont 135 millions de barils (1 baril = 159 litres).
Il est difficile à remplacer dans les transports (aériens, terrestres, maritimes …).
L‟essence et le gazole seront difficilement remplaçables dans un proche avenir. Le parc
auto/camion est équipé de moteurs classiques ce qui rend captive la demande à moyen terme.
Le réseau de distribution est structuré.
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La France est un pays de transit pour les camions, c‟est aussi le parc auto le plus important
d‟Europe.
Les recherches se poursuivent dans le domaine des véhicules hybrides, des voitures
électriques, des biocarburants, des véhicules à gaz ; les voitures électriques sont utilisées
dans les centre- ville comme à Aix.
Nota (qui se souvient des camions électriques Sovel et des gazogènes ?)
C‟est dans les transports aériens que le kérosène sera le plus difficile à remplacer,
apparemment il n‟existe pas de produit de substitution ou d‟adjuvant.
Les pétroliers exploitent tout ce qu‟ils peuvent et explorent des régions comme l‟Arctique qui
semble en recéler suffisamment pour que la Russie, le Canada, la Norvège et les USA se
disputent les limites territoriales. Les pétroliers recherchent et exploitent des champs
pétrolifères en eau profonde et on fore de plus en plus profond. L‟Atlantique Sud semble être
un nouveau Moyen Orient avec des gisements énormes au Brésil. L‟Angola fournit 240 000
barils par jour d‟un brut d‟excellente qualité. On exploite les schistes bitumineux par
fracturation hydraulique et thermique, les anciens puits de charbon par liquéfaction.
I-2 Le Charbon
C‟est le plus polluant mais il n‟est pas cher. Les centrales au charbon sont en projet un peu
partout (USA, Allemagne) La technologie évolue et on opère un captage et stockage du CO2.
Poweo a un projet de centrale thermique au charbon propre au Havre. Un atout du charbon
est sa carbochimie qui est bien connue. Le charbon, l‟eau et l‟oxygène alimentent un
gazéificateur à haute pression où le charbon est converti en un gaz, le syngas, constitué de
CO et d‟H2. le syngas est mélangé à de la vapeur d‟eau pour former H2 et CO2.
Le captage et le stockage du CO2 fait l‟objet de plusieurs études et des solutions existent mais
leur coût est élevé, la volonté de réalisation est moins évidente.
I-3 Le Gaz
Les ressources prouvées sont d‟environ 180 TM3 soit 180.1012 M3. Il s‟agit essentiellement de
méthane dit gaz conventionnel (1er producteur la Russie). On exploite aussi les gaz dits non
conventionnels comme le gaz de houille (celui responsable des coups de grisou) et le gaz de
schiste (1erproducteur les USA). Le gaz est abondant et moins cher que le pétrole.
On note une très forte demande de permis d‟exploration dans le Sud-est. Ces permis
concernent le gaz de schiste (gaz non conventionnel).
Total estime avoir identifié à Montélimar un site « à haut potentiel » en terme de gaz de
schiste. Le pétrolier donne une première estimation des volumes de gaz susceptibles d'être
présents sur son permis.
Suite à une décision ministérielle, tout est en suspens concernant la prospection et (ou)
l‟exploitation du gaz de schiste.
Il y a 14 centrales thermiques en France. Ce parc est vieillissant. De nouvelles centrales
comme celle à cycle combiné au gaz naturel sont mises en service (Pont/Sambre, Toul.).
Dans le département, la centrale de Gardanne est une centrale au charbon à combustion en
lit fluidisé. La centrale de Ponteau Martigues est une centrale au fuel lourd qui est mise en
service lorsque des pics de consommation se produisent.
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II- LE NUCLEAIRE
La France possède un parc important de centrales nucléaires (58). C‟est le résultat de la
volonté politique de s‟affranchir de la dépendance extérieure après le choc pétrolier de 1973.
D‟un point de vue plus global, le nucléaire alterne les succès et les revers car la catastrophe
de Tchernobyl a profondément marqué les esprits. La plupart des réacteurs en service dans le
monde sont du type EPR (voir Annexe1). Plusieurs centrales sont en projet dans le monde et
la Russie vient d‟en construire une flottante destinée au grand Nord. La DCNS a un projet
similaire !
La technologie évolue vers des réacteurs modulaires à lit de billes.
L‟avantage du nucléaire est la non émission de CO2, par contre la gestion des déchets et le
rejet d‟eau chaude sont de gros problèmes. Le coût de la construction et du démantèlement
est énorme.
Les centrales nucléaires actuellement en service en France arriveront en fin d‟exploitation
aux alentours de 2020. Il est possible :
Soit de prolonger le parc nucléaire.
Soit de remplacer les centrales par d‟autres énergies (abandon du nucléaire).
Soit de renouveler le parc nucléaire.
L‟électricité nucléaire n‟est pas chère et l‟abandon rapide du nucléaire reviendrait à
augmenter le prix de l‟énergie dans les mêmes proportions que le choc pétrolier des années
70.
Il n‟y a pas de centrale nucléaire dans la région.
En matière électrique la France est largement autosuffisante grâce au nucléaire. La France
exporte 15 milliards de KWh. La région PACA est très déficitaire en électricité et fortement
importatrice.
La Commission de régulation de l'énergie (CRE) est une autorité administrative indépendante
française, créée le 24 mars 2000 et chargée de veiller au bon fonctionnement du marché de
l'énergie et d'arbitrer les différends entre les utilisateurs et les divers exploitants. Sa
compétence de régulateur s'étend aux marchés du gaz et de l'électricité.
En ce qui concerne la consommation, le bilan 2008 de l‟Observatoire Régional de l‟énergie
PACA montre une diminution de la consommation du charbon et du gaz mais une
augmentation de celle du fioul. Globalement la consommation «énergie » diminue.
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III- LES ENERGIES RENOUVELABLES
Selon un rapport de l‟EREC (European Renewable Energy Council) on pourrait arriver en
2050 à une production d‟énergie presque totalement renouvelable avec 31 % d‟éolien, 27 %
de photovoltaïque, 12 % de géothermie 10 % de biomasse, 9 % d‟hydroélectricité.
1- La volonté politique
Les énergies renouvelables font partie des axes majeurs de la politique énergétique
française. La France s‟est fixé l‟objectif de 23 % d‟énergies renouvelables en 2020 en
espérant passer de 5000MW (1.5 % de la production d‟électricité) à 25000MW.
L'énergie produite issue des énergies renouvelables devrait ainsi croître de 50% d'ici 2012, et
de 120% d'ici 2020. Pour ce faire, toutes les sources vont ainsi être sollicitées en France : 10
Mtep supplémentaires pour la chaleur (bois, solaire thermique, pompe à chaleur,
géothermie), et un peu plus de 3 Mtep grâce aux agrocarburants et 7 Mtep pour l'électricité
(éolien, solaire, hydraulique) dont 1,2 Mtep supplémentaires pour la biomasse soit 2.300 MW
en 2020 (contre 350 MW en 2006).
La loi de programmation relative à la mise en oeuvre du Grenelle de l‟environnement (loi du
3 aout 2009) a été promulguée pour réaliser les 273 engagements pris lors du Grenelle de
l‟environnement.
Le premier secteur concerné est celui du bâtiment avec l‟apparition de nouvelles normes
(HQE Haute Qualité Environnementale). Dans le domaine des transports, il s‟agit de réduire
de 20% les émissions de CO2. Les pouvoirs publics agissent sur deux leviers : le durcissement
des normes dans le bâtiment et les incitations financières.
La loi portant engagement national pour l‟environnement, dite Grenelle 2, vient d‟être
promulguée le 12 juillet 2010. Elle décline, thème par thème, les objectifs entérinés par le
premier volet législatif du Grenelle Environnement (loi Grenelle 1). C‟est un texte
d‟application, de territorialisation et de mise en œuvre de six chantiers majeurs : le bâtiment
et l’urbanisme, les transports, l’énergie, la biodiversité, les risques, la gouvernance.
Le Plan Climat Energie Territorial (PCET) est un projet territorial de développement durable
dont la finalité première est la lutte contre le changement climatique et la réduction des gaz à
effet de serre. (voir Annexe 2)
Institué par le Plan Climat national et repris par la loi Grenelle 1 et le projet de loi Grenelle
2, il constitue un cadre d‟engagement pour le territoire.
Le PCET vise deux objectifs :



l’atténuation, il s‟agit de limiter l‟impact du territoire sur le climat en réduisant les
émissions de gaz à effet de serre (GES) dans la perspective du facteur 4 (diviser par 4
ces émissions d‟ici 2050) ;
l’adaptation, il s‟agit de réduire la vulnérabilité du territoire puisqu‟il est désormais
établi que les impacts du changement climatique ne pourront plus être intégralement
évités.
Parmi les objectifs, on trouve : l‟amélioration de l‟efficacité énergétique et l‟ambition
de porter à 20% la part des énergies renouvelables dans la consommation d‟énergie.
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En ce qui concerne l‟énergie et le climat un schéma régional du climat, de l‟air et de
l‟énergie (SRCAE) doit être produit avant un an par le préfet de région après consultation
des collectivités territoriales concernées et de leurs groupements (art. 68).
Il fixe des objectifs de maîtrise de l‟énergie (à l‟horizon 2020 et 2050).

Il fixe par zones géographiques, « les objectifs qualitatifs et quantitatifs à atteindre en
matière de valorisation du potentiel énergétique terrestre, renouvelable et de
récupération et en matière de mise en œuvre de techniques performantes d'efficacité
énergétique telles que les unités de cogénération, notamment alimentées à partir de
biomasse, conformément aux objectifs issus de la législation européenne relative à
l'énergie et au climat.

Un « comité de suivi des énergies renouvelables » est créé, au sein du Conseil
supérieur de l'énergie, pour « évaluer la progression vers l‟objectif de 23 %
d'énergies renouvelables dans la consommation d'énergie finale en 2020 » (art 84).
Les gestionnaires des réseaux publics de transport et de distribution d‟électricité
voient (art. 71) leurs missions élargies aux mers territoriales, plateau continental et
zone économique maritime pour le raccordement aux réseaux publics terrestres qu'ils
exploitent.
Ils doivent élaborer un schéma régional de raccordement au réseau des énergies
renouvelables, à faire approuver par le préfet dans les 6 mois suivant l'établissement
du SRCAE. « Les capacités d‟accueil de la production prévues dans le schéma
régional de raccordement au réseau des énergies renouvelables sont réservées
pendant une période de dix ans au bénéfice des installations de production
d‟électricité à partir de sources d'énergie renouvelable ». (art. 71) ;


Les collectivités peuvent dans certaines conditions prolonger une DSP (délégation de service
public), et classer (pour 30 ans au maximum, et après avis de la commission consultative des
services publics locaux) un réseau de distribution de chaleur et de froid existant ou à créer
situé sur son territoire, lorsqu‟il est alimenté à plus de 50 % par une énergie renouvelable ou
de récupération, qu‟un comptage des quantités d‟énergie livrées par point de livraison est
assuré et que l‟équilibre financier de l‟opération pendant la période d‟amortissement des
installations est assuré au vu des besoins à satisfaire, de la pérennité de la ressource en
énergie renouvelable ou de récupération, et compte tenu des conditions tarifaires prévisibles.
Les réseaux existants font l‟objet d'un audit énergétique examinant les possibilités
d'amélioration de leur efficacité énergétique. » (Art 85). Les collectivités doivent veiller à la
bonne coordination des différents plans de développement des réseaux d‟énergie et peuvent
obliger certains bâtiments très énergivores, neufs ou en rénovation lourde à se raccorder au
réseau (dans les zones délimitées par le ou les périmètres de développement prioritaire). Un
décret en Conseil d'État doit préciser certaines conditions d'application du texte (contrôle,
évaluation, seuils de décision et


A certaines conditions, les Départements, Régions et EPCI, sur leurs territoires,
peuvent aménager, exploiter, faire aménager et faire exploiter des installations de
production d‟électricité en bénéficiant de l'obligation d'achat de l‟électricité 50, dans
un délai maximum fixé par la loi (art 88).
De même pour toute personne morale (quelle que soit la mission pour laquelle elle a
été constituée) peut exploiter une installation de production d‟électricité utilisant
l‟énergie radiative du soleil dont les générateurs sont fixés ou intégrés aux bâtiments
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

dont elle est propriétaire, en bénéficiant de l'obligation d'achat de l‟électricité, qui est
par ailleurs élargie à « l‟énergie marine, l‟énergie solaire, thermique ou l‟énergie
géothermique ou hydrothermique ».
Les installations dont la puissance installée par site de production est inférieure ou
égale à un seuil, dépendant du type d‟énergie utilisée et fixé par décret en Conseil
d'État, sont réputées autorisées d'office au titre de l‟article 7 ». Les moulins à vent ou
à eau réhabilités pour la production d‟électricité peuvent demander à vendre leur
courant au réseau public électrique (art 89).
l’ADEME développe, sur les programmes principaux de recherche, des « feuilles de
route », exercices de prospective réalisés avec l‟appui d‟experts de la recherche
publique et de l‟industrie afin de définir des « visions communes » de déploiement
technologique, compte tenu des contraintes et des enjeux.
Du coté Région un accord cadre Etat Région a été signé en vue de :
- Maitriser la demande énergétique et développer les énergies renouvelables (99.2 MEuros)
- Fonder le développement local sur des modes de consommation et de production durables
Le tableau de l‟Observatoire de l‟économie de l‟énergie et des matières premières distingue :
- Les énergies renouvelables pour la production primaire électrique, l‟éolien, le solaire
photovoltaïque et l‟hydraulique (hors pompage).
- Les énergies renouvelables pour la production primaire thermique : bois-énergie, solaire
thermique, pompes à chaleur, biocarburants, biogaz, géothermie, déchets...
2- L’éolien
2.1 Principe
Les moulins à vent qui ont été inventés par les Perses faisaient partie du paysage provençal
puis ils se sont arrêtés les uns après les autres, seules subsistaient quelques éoliennes de
pompage de l‟eau. Apparaissent maintenant les éoliennes génératrices d‟électricité. Le
principe est simple, il est celui des moulins, des avions à hélice ou des girandoles d‟enfant :
l‟air vient frapper une pale d‟hélice convenablement dessinée, elle se met à tourner et cette
rotation se transforme en énergie mécanique qui fait tourner un générateur d‟électricité. La
puissance fournie varie comme le cube de la vitesse du vent (Fig10).
On peut distinguer :
Les éoliennes à axe horizontal (monopales, bipales, tripales) et les éoliennes à axe vertical.
On peut aussi distinguer les éoliennes domestiques des éoliennes de plus grande taille.
Une éolienne classique terrestre pèse environ 250 tonnes et son hélice mesure de 80 à 100 m
de diamètre, tournant à 8-20 tours/min pour produire 2-3MW.
Les éoliennes géantes ont un mât de 120m pour 6m de diamètre et supportent une nacelle de
plus de 200 tonnes équipée de trois pales de 60m de long formant une hélice de 120 tonnes,
elles sont implantées en offshore et sont plus puissantes (5MW). Le vent est en effet plus fort
en altitude.
2.2 Etat actuel
La puissance installée au niveau mondial est en croissance exponentielle. (Fig.11)
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L‟Allemagne est leader en Europe avec plus de 25GW installés. Le Danemark a
volontairement privilégié ce mode de production et a imposé son modèle d‟éolienne tripale
Vestas.
Ce pays s‟est résolument tourné vers l‟implantation offshore. La multiplication des
grandes installations pose le problème délicat de la recherche de sites terrestres favorables et
de grande taille, l'éolien offshore est beaucoup plus adapté à une croissance durable du
marché. Les ressources en mer sont plus importantes que sur terre, mais surtout le vent y est
plus fort et plus régulier et les grandes installations n'ont que peu d'impact visuel et pas de
souci sonore sur les populations. Toutefois, comme les projets offshore sont plus coûteux que
les projets terrestres, notamment à cause des fondations, du raccordement au réseau et de
l'adaptation des machines à l'environnement marin, leur rentabilité ne peut être assurée
qu‟en concevant de grandes machines de plusieurs mégawatts.
2.3 La France
Il y a 500 parcs éoliens en France (voir carte Fig12). En août 2010 plus de 3000 éoliennes
étaient installées en France produisant une puissance de 5074 MW. (Fig13). On y remarque
la faible implantation dans notre région. (Fig. 14).
Le plus grand parc éolien en France est à Fruges dans le Pas-de-Calais. Il est composé de 70
éoliennes, représentant une puissance cumulée de 140 MW. Le Groupe Ostwind
International a été le développeur et maître d'ouvrage du projet, ouvert en février 2008.
Le Grenelle voudrait arriver en 2015 à 35 000 MW. Dans le Grenelle 2, le schéma régional
éolien constitue un volet annexé, définissant les zones favorables au développement de
l'énergie éolienne, en cohérence avec les objectifs européens sur l'énergie et le climat.
La part de l‟éolien dans la production d‟électricité reste faible (1,5 % en 2009) mais sa
progression est rapide et importante. Elle a été multipliée par 20 en 6 ans et a augmenté de
40 % entre 2008 et 2009.
Toutefois, l‟installation d‟éoliennes s‟est considérablement ralentie en 2010. A l‟heure
actuelle, les seuls parcs éoliens français sont terrestres et il n‟existe pas encore en France de
parc éolien maritime. Le gisement de l‟éolien "offshore" est encore plus considérable que
celui de l‟éolien terrestre et dans ce domaine, tout reste à faire. L'État français a durci en
2009 et en 2010 les conditions d'implantation des fermes éoliennes. Il a également ajourné
récemment le programme offshore au large de Noirmoutier.
Les côtes françaises sont bien exposées aux vents. Le gouvernement a confirmé qu'un appel
d'offres serait lancé en septembre pour construire 600 éoliennes en mer au large des côtes
françaises. Il a été officialisé le 26 janvier 2011, la création de 5 zones d‟implantation
d‟éoliennes offshore au large de la Normandie et la Bretagne avec pour but de
fournir3000MW. La France, qui ne dispose à l'heure actuelle d'aucune éolienne en mer offshore- veut rattraper son retard en installant des "fermes à pâles" dans les Pays de la
Loire, à Saint-Malo, au nord de la Bretagne, dans le Languedoc-Roussillon et en Normandie.
L‟investissement (10 milliards d‟euros sur 10 ans) pour construire un parc de 600 éoliennes
est ambitieux. Il vise à produire 15% de l‟électricité grâce à l‟énergie éolienne en 2020, 5%
venant de l‟éolien marin et 10% du terrestre. Quant au coût réel de l‟éolien offshore, il est
estimé actuellement à environ 1,6 million d‟euros le MW en mer (raccordement au réseau
compris.). Cependant, comme la ressource éolienne est bien meilleure en mer qu‟à terre et
compte tenu du fait que les éoliennes offshore auront une durée de vie plus longue que celles
situées à terre, grâce à la turbulence très faible, le coût moyen de l‟électricité éolienne
offshore peut être estimé à environ 0,04 € par kWh (taux d‟actualisation de 5 %, durée de vie
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de 25 ans, coûts d‟exploitation et d‟entretien de 0,01€). Ce coût du kWh éolien serait donc
équivalent à celui de kWh nucléaire estimé par EDF.
La compagnie du vent et GDF Suez projettent d‟implanter 141 machines (700MW) à 14 km
au large de Dieppe. C‟est un risque car Siemens d‟une part et Areva de l‟autre ont des
difficultés à faire fonctionner leurs éoliennes en ce milieu hostile.
L‟ancrage est difficile et on s‟oriente vers des bouées ancrées.
Le rapport remis par Gisèle GAUTIER (sénateur de Loire-Atlantique), s'inscrit dans la
continuité du Grenelle de la mer en insistant sur le potentiel des énergies marines sous toutes
leurs formes : hydrolienne, marémotrice, éolienne posée ou flottante, énergie thermique des
mers, biomasse marine. Le rapport fait un point sur la concurrence internationale et l'état des
filières technologiques. Il propose une stratégie de développement des métiers liés aux
énergies marines. Sans ces métiers et sans la mise en place de formations adéquates, note le
rapport, l'émergence d'une filière industrielle ne pourra pas prospérer.
Aujourd'hui, les énergies marines constituent en effet, un important gisement d'emplois en
exploitation et en maintenance. Le secteur maritime est directement concerné à travers la
construction navale, les ports et les services à la mer. Pour le seul éolien offshore, 150 000
emplois pourraient être créés dans l‟Union européenne d'ici 2025.
2.4 Les ZDE
La loi introduit les « Zones de Développement de l‟Eolien (Z.D.E.) ». Jusqu‟alors, les parcs
éoliens de puissance inférieure à 12 MW (mégawatt) pouvaient bénéficier du système
d‟obligation d‟achat de l‟électricité ainsi produite, selon un tarif défini au niveau national.
Depuis 2007, seule l‟électricité produite par des éoliennes installées dans des ZDE peuvent
bénéficier de ce tarif. Les ZDE sont arrêtées par le préfet sur proposition des communes.
Elles doivent prendre en compte trois critères définis par la loi : le potentiel éolien; les
possibilités de raccordement au réseau électrique; la protection des paysages, des monuments
historiques et des sites remarquables et protégés. Pour chaque ZDE sont définis, sur la base
de ces paramètres, un périmètre ainsi qu‟une fourchette de puissance minimale et maximale.
Lors de l‟instruction du dossier, le préfet veille également à la cohérence départementale des
ZDE et au regroupement des installations afin de protéger les paysages.
En clair : pas de ZDE hors des zones définies par les SRCAE.
2.5 Les questions
L‟éolien est l‟objet d‟un débat qui a deux facettes : le technique et l‟esthétique.
Le rapport parlementaire OLLIER a été très critique sur l‟éolien.
La mission a proposé cinq recommandations votées l‟unanimité :
1 - Imposer un éloignement des parcs éoliens d'au moins 500 mètres de toute habitation ou
local d'activité (contre 300 mètres aujourd'hui).
2 - Ne pas construire de parc éolien de moins de 5 mats (éoliennes) et de parc d'une
puissance inférieur à 15 ou 20 mégawatts.
3 - Réviser le tarif de rachat.
4 - Inscrire les éoliennes comme installations classées pour la protection de l‟environnement
(régime ICPE).
5 - Nouvelle réglementation des zones éoliennes par la création de schémas régionaux.
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Cette énergie dépend du vent et le vent ne se commande pas. Une turbine ne commence à
fonctionner que si la vitesse du vent atteint 15km/h et doit s‟arrêter lorsque celle-ci dépasse
90km/h. Le parc éolien actuel fonctionne environ 19800 hr/an.
Le constructeur français VERGNET propose une machine rabattable pour les sites
cycloniques. Bien qu‟équipées de frein automatique hydraulique, les éoliennes peuvent
s‟emballer (incident de la Drôme). De plus les conditions anticycloniques prévalent par
temps froid et l‟éolienne doit céder le pas aux centrales classiques. L‟éolien ne peut supporter
les à-coups de consommation. On ne peut stocker cette énergie. , le réseau électrique est
inadapté.
L‟intérêt écologique est discutable car l‟éolien doit être relayé par des centrales classiques.
Les champs d‟éoliennes sont de véritables sites industriels, il faut aménager un réseau routier
car les sites sont isolés (ZDE), les fondations nécessitent un volume de béton et d‟acier
conséquent.
Coté nuisances les riverains se plaignent du bruit caractéristique des pales de 50 m par vent
fort, le ronronnement du frottement des pales se mêle aux grincements des engrenages. Le
bruit n‟est pas permanent mais son intensité et sa portée varient en fonction .du vent ! La
réglementation impose une limite (3dB la nuit, 5 le jour).
Les hélices sont très « visibles » (hauteur 45m) et sont mal perçues dans un paysage à
l‟harmonie duquel on s‟est habitué car les éoliennes sont dispersées dans le paysage rural.
La réception de signaux TV est perturbée quelquefois et les oiseaux sont déroutés.
Une étude préalable à l‟implantation empêcherait la mortalité des oiseaux migrateurs.
2.6 Economie
Le développement de l'éolien dans l'Hexagone ne joue pas en faveur de l'industrie nationale
mais plutôt de sociétés de services (installation, exploitation, maintenance). Le pays
n'accueille en effet aucun grand fabricant dont le marché mondial reste dominé par les
Allemands et les Danois.
Le coût d‟investissement d‟une centrale éolienne est d‟environ 1 à 2 millions d‟euros par
Mégawatt de puissance installée.
Quelles sont les grandes catégories d‟opérateurs présents sur le marché?
─ Les investisseurs d‟abord comme les banques (Crédit Foncier, Crédit Agricole par le biais
de Capenergies).
─Les Groupes industriels français ou étrangers Areva (prise de participation dans le
fabricant allemand Repower, General Electric (prise de participation dans Theolia exploitant
de fermes éoliennes), Alstom (rachat du fabricant espagnol Ecotecnia), EADS qui fabrique
des pales.
─Les énergéticiens, qui peuvent être des producteurs et distributeurs d‟électricité. Suez ou
Total ont mis un pied dans les énergies renouvelables à coup d‟investissements ou de rachats
d‟entreprises. Au-delà de la recherche d‟une forte rentabilité et d‟une vitrine « écologique »,
l‟éolien se révèle être un relais de croissance pour ces intervenants. Il est en effet un
complément à leur bouquet énergétique afin de se prémunir des risques liés à la raréfaction
des énergies fossiles à moyen et long terme.
Enfin dernier acteur d‟envergure sur le marché de l‟éolien : EDF. Électricité de France tire
les mêmes avantages de l‟éolien que ses concurrents directs comme Suez.
Le tarif de rachat de l‟électricité d‟origine éolienne par EDF est de 86 euros /MWh dégressif
après la 10ème année) alors que le prix du marché oscille entre 40 et 40 euro/MWh. Il s'agit
d'un prix de rachat de l'électricité éolienne parmi les plus bas d'Europe. Ce tarif pèse sur la
facture de l‟usager, c‟est la CSPE, Contribution au Service Public de l‟Electricité. Cette
12/42
contribution recouvre à la fois le tarif social de l'électricité, la péréquation spatiale entre les
zones urbaines et rurales et donc le surcoût lié à la production d'énergie éolienne et solaire.
Cela représente environ 4,5 euros par MWhr sur la facture EDF. Qu‟en sera-t-il dans le
futur ?
C‟est un marché de « niche », cette filière n‟occupe en France que 10 000 personnes et un
seul constructeur (Vergnet) de taille conséquente.
13/42
Éolien terrestre
Durée annuelle de fonctionnement de
référence
2 400 heures et moins
Entre 2 400 et 2 800 heures
2 800 heures
Entre 2 800 et 3 600 heures
3 600 heures et plus
Pour les 10 premières
années
Pour les 5 années
suivantes
8,2 c€/kWh
8,2 c€/kWh
8,2 c€/kWh
8,2 c€/kWh
8,2 c€/kWh
8,2 c€/kWh
Interpolation linéaire
6,8 c€/kWh
Interpolation linéaire
2,8 c€/kWh
Pour les 10 premières
années
13 c€/kWh
13 c€/kWh
13 c€/kWh
13 c€/kWh
13 c€/kWh
Pour les 10 années
suivantes
13 c€/kWh
Interpolation linéaire
9 c€/kWh
Interpolation linéaire
3 c€/kWh
Éolien maritime
Durée annuelle de fonctionnement de
référence
2 800 heures et moins
Entre 2 800 et 3 200 heures
3 200 heures
Entre 3 200 et 3 900 heures
3 900 heures et plus
En 2009 Xerfi écrivait : « ce système d‟aide à la filière éolienne permet ainsi de rentabiliser
ce mode de production » L‟analyse des comptes des fermes éoliennes implantées en France
réalisée par Xerfi confirme les conclusions des business plans des professionnels. Le ratio
RN/CA atteint ainsi 17,3 %, un niveau largement supérieur à celui enregistré dans la
production et la distribution d‟électricité.
D'après « Observer », en moyenne, en 2009, 2 permis ont été refusés lorsque 3 ont été
acceptés. Parmi les raisons les plus fréquemment invoquées, on trouve la notion d'impact
paysager. Reprenant les résultats d'une étude européenne, « Wind barriers », le « baromètre
des énergies renouvelables électriques » précise également, qu'en France, le délai d'obtention
d'un permis de construire éolien est de 29,6 mois contre 42 en moyenne en Europe mais que
le nombre d'instances ou d'autorités intervenant dans le processus est bien supérieur, 36
contre 18 en moyenne dans l'union.
Dans ce marché de niche, des entreprises locales se développent tels
Nhéolis, développée en collaboration avec le CNRS et l‟ONERA, qui ont mis au point la
forme unique de leurs pales. Selon le constructeur, ces pales commencent à produire dès 9
km/h et résistent à des vents de plus de 160 km/h tandis que les éoliennes traditionnelles
arrêtent leur production dès 90 km/h !
Ces performances sont atteintes grâce à une structure renforcée par l‟haubanage des pales
qui supporte de puissantes rafales et de fortes turbulences.
14/42
Le constructeur assure que ses éoliennes sont en effet bien plus silencieuses que toutes les
éoliennes du marché : le niveau de bruit généré par le vent environnant est supérieur à tout
bruit que pourrait générer l‟éolienne en fonctionnement.
Il y a en gros 140 fabricants et de nombreux sous-traitants ce qui couvre l‟ensemble des
composants.
2.7 Le Département
La région ne produit guère qu'1% de l'énergie éolienne développée en France, soit environ 40
à 50MW.
Les parcs éoliens dans le département sont installés à Saint-Martin de Crau (7,2 mégawatts),
Fos-sur-Mer (10MW) 34 éoliennes sont exploitées sur le domaine portuaire, partie du projet
Opale du PAM qui vise 100 MW éolien sur la zone industrialo-portuaire de Fos-sur-mer d'ici
2007-2008.soit une capacité de production équivalente à la consommation électrique de
21.000 foyers et 63.000 personnes. Il n‟y aura pas d‟extension du projet Opale.
Port-Saint-Louis (21,25MW) 25 éoliennes de 75 mètres de haut).
L‟implantation de ZDE ne sera pas facile : l‟est du département est très urbanisé, à l‟ouest on
trouve le parc de Camargue, il faut aussi tenir compte de l‟aéroport et de la base d‟Istres.
Il n‟y a pas de projet en cours car le réseau RTE est saturé.
Un atlas du potentiel éolien du département prenant en compte les éléments tels le vent, le
réseau électrique, le patrimoine, etc, a été publié par l‟ADEME.
En résumé, les avantages sont clairs : le vent est gratuit, il n‟y a pas d‟émission polluante,
les principes techniques sont simples, la filière génère des emplois.
Inversement, l‟inconvénient le plus important est la cherté du KWh et la disponibilité
aléatoire du vent et par conséquent la difficulté de gestion du réseau électrique .Ajoutons-y
l‟impact visuel.
3- Le photovoltaïque
3.1 Principe (voir Annexe3)
Une cellule photovoltaïque est un composant électronique qui, exposé à la lumière (photons),
génère de l‟électricité. C‟est l‟effet photovoltaïque qui est à l‟origine du phénomène. Le
courant obtenu est fonction de la lumière incidente. L‟électricité produite est fonction de
l‟éclairement, la cellule photovoltaïque produit un courant continu. (Fig.15) Le
photovoltaïque raccordé au réseau débite en direct sur le réseau, à travers un onduleur
transformant le courant continu en courant alternatif 220V. Il n‟y a pas besoin de batterie et
régulateur. Il n‟y a pas de cycle thermique intermédiaire, pas de turbine ni de fluide.
Les cellules photovoltaïques les plus répandues sont constituées de semi-conducteurs,
principalement à base de silicium (Si) et plus rarement d‟autres semi-conducteurs : sélénure
de cuivre et d'indium CuIn(Se)2 ou CuInGa(Se)2), tellurure de cadmium (CdTe), etc. Elles se
présentent généralement sous la forme de fines plaques d‟une dizaine de centimètres de côté,
prises en sandwich entre deux contacts métalliques, pour une épaisseur de l‟ordre du
millimètre.
En assemblant des cellules (36 en général), un module est fabriqué, qui prend place dans un
système composé typiquement :
- d‟un ou d‟une série de modules placés sur des supports orientés vers le sud à une
inclinaison correspondant à la latitude +10°,
15/42
- en application autonome d‟un stockage dans des batteries au plomb permettant d‟assurer
une autonomie énergétique complète. Pour les installations importantes, un générateur
diesel est parfois prévu pour réduire la taille du stockage (système dit hybride),
- d‟un régulateur limitant les charges et décharges excessives des batteries et optimisant la
gestion de l‟énergie d‟une application, qui correspond progressivement à tous les besoins,
familiaux ou professionnelles, de faible à moyenne puissance, rencontrés en utilisation
autonome.
3.2 La France
La filière photovoltaïque est en passe de devenir un secteur stratégique dans le paysage
énergétique français.
Le parc photovoltaïque a été multiplié par 7 entre 2007 et 2009. Il y avait 45 000 installations
fin 2009 représentant 310MW, et prés de 100 000 demandes de raccordement cette année.
C‟est le gestionnaire qui finance les raccordements. L‟installation est réalisée sur les toits ou
en champs, il faut compter 0,55MW par hectare.
En termes de taille de marché, l'accroissement de la capacité installée et l'augmentation des
raccordements de centrales ont ainsi permis à la France de passer à la 7e place au niveau
international en 2009 (12ème en 2008). La progression est encore plus forte en puissance.
(Fig16) En effet, la puissance totale demandée en 2009 s'élève à 4 670 MWc(*), contre 85
MWc en 2008, soit un facteur 50 et elle représente déjà 90% de l'objectif fixé en 2020 par la
loi de programmation pluriannuelle des investissements (PPI) soit 5,4 GW. Madame
BELLON du directoire d‟ERDF estime d‟ailleurs que « la prolifération des panneaux
photovoltaïques fait courir un risque de coupure due à la surtension produite par l‟excès de
production par rapport à la demande ». Selon Enerplan, l‟ensemble des producteurs ne
représenterait pourtant que 0.1 % de la capacité de production.
Le producteur photovoltaïque injecte de l‟électricité sur le réseau que le fournisseur
d‟électricité est obligé d‟acheter à un prix attractif, fixé par la loi. (58c au lieu de 11) Ce
mécanisme permet de dégager une rentabilité financière plus ou moins intéressante en
fonction du niveau du tarif d‟achtat. Le kilowattheure d‟électricité photovoltaïque est vendu
par le producteur à un tarif fixé par arrêté. Pour l‟instant, seul EDF et les entreprises locales
de distribution (ELD) ( ELD Les Entreprises Locales de Distribution sont des entreprises
créées par les collectivités locales pour exploiter les réseaux de distribution. ) sont soumises à
l‟obligation d‟achat, et seules ces entreprises peuvent être "remboursées" par la CSPE
(Contribution au Service Public de l‟Electricité) lors de leur achat d‟électricité
photovoltaïque.
3.3 Le rapport Charpin et le marché
La mission relative au développement et à la régulation de la filière photovoltaïque en France
« rapport CHARPIN » pointe du doigt la flambée des demandes en 2009 qui a conduit à la
création d‟une file d‟attente de demandes de contrats qui a atteint 4,8GW. Il faut 6 à 9 mois
pour être raccordé. Ainsi le nombre de demandes complètes de contrat reçues par EDF
obligation d‟achat (EDF OA) a été multiplié par plus de quatre entre 2008 et 2009 en passant
de 18 000 à 80 000. Il s‟avère que c‟est l‟électricité photovoltaïque qui aujourd‟hui demeure
la plus coûteuse des sources d‟électricité renouvelables en l‟état de la technologie. Le rapport
16/42
Charpin précise même que la production d‟électricité photovoltaïque au sol coûte plus de
200€/MWh contre 60€/MWh pour l'hydroélectricité ou 70€/MWh pour l'éolien terrestre
(cf. étude sur les coûts de référence de la production électrique de la DGEC, 2009)
Selon le rapport, l'objectif de « 17GW en 2020 » conduirait à un surcoût annuel de 3
milliards par rapport à la trajectoire de référence fondée sur la programmation pluriannuelle
des investissements Le rapport préconise au-delà de la baisse de 12% des tarifs d'achat du
photovoltaïque), de mieux préciser la stratégie et les objectifs de la politique photovoltaïque
en France, avec une cible annuelle comprise entre 300 et 500 MW de capacité. Il demande
également de dépenser moins en subventions et plus pour la recherche avec des fonds
d'investissement capables d'y consacrer jusqu'à 150 millions d'euros.
Ce niveau d‟installation plus limité que chez les autres pays leader du marché s‟explique en
partie par le choix de ne pas favoriser le développement des centrales au sol en leur
attribuant un tarif d‟achat relativement faible. Afin de mieux apprécier la rentabilité de ce
type d‟installation, le gouvernement a préféré lancer en 2009 un appel d‟offres, portant sur
un total de 300 MW répartis en 27 tranches sur 4 zones géographiques représentant autant de
niveaux d‟ensoleillement. À la date limite de remise des offres, le 25 janvier dernier, 119
dossiers avaient été reçus représentant une puissance cumulée de 867 MW.
Le niveau de puissance installée est surtout très faible comparé à l‟ampleur des demandes de
raccordement. En effet, selon le SOES, la puissance des installations en attente de
raccordement au 31 décembre 2009 a atteint 3 438 MWc pour 58 544 demandes déposées (2
789 MWc en métropole et 650 MWc dans les DOM), contre 1886 MWc au 30 juin de la même
année pour 24 470 demandes. Les longs délais d‟attente s‟expliquent à la fois par un afflux
massif de demandes de raccordement en fin d‟année, mais également par le manque de
techniciens pour raccorder les installations au réseau national. Cet afflux de demandes a
conduit le gouvernement à modifier les conditions d‟achat de l‟électricité solaire en adoptant
le 12 janvier dernier un nouvel arrêté. Comme le précédent, ce dernier favorise les
installations intégrées au bâti en distinguant cette fois trois types de tarification selon la
nature du bâtiment, son usage (habitation, santé, enseignement et autres) et le type
d‟intégration.
La “prime d‟intégration au bâti” est la plus élevée. Elle est octroyée aux systèmes installés
sur la toiture d‟un bâtiment clos (sur toutes les faces latérales) et qui remplacent des éléments
du bâtiment assurant la couverture ou la fermeture (face latérale), ainsi que la fonction
d‟étanchéité.
Vient ensuite la “prime d‟intégration simplifiée”. Elle est allouée aux systèmes installés sur
des bâtiments non fermés, si le système remplace des éléments du bâti qui assurent le clos et
le couvert, ainsi que la fonction d‟étanchéité. Les installations entrant dans le cadre de la
prime d‟intégration et qui sont situées sur un bâtiment à usage principal d‟habitation,
d‟enseignement ou de santé bénéficient d‟un tarif de 58 c€/kWh, et de 50 c€/kWh sur les
autres bâtiments. La prime d‟intégration simplifiée au bâti s‟élève à 42 c€/kWh.
Pour les autres installations, le tarif applicable en métropole continentale est fixé à 31,4
c€/kWh pour les installations égales ou inférieures à 250 kWc, et entre 31,4 et 37,7 c€/kWh
pour les installations de plus de 250 kWc, selon un indice d‟ensoleillement défini pour chaque
département. Le tarif applicable en Corse et dans les DOM s‟élève à 40 c€/kWh.
17/42
Une dégressivité de 10 % sera également appliquée chaque année à partir du 1er janvier
2012.
Seule la filière «couches minces» pourrait tirer son épingle du jeu. Elle offrirait à court terme
une perspective d'implantation industrielle et surtout l'émergence possible à moyen terme
d'un acteur français. Une technologie éprouvée (tellurure de cadmium : CdTe), maîtrisée par
le seul américain First Solar, pourrait faire l'objet d‟une implantation industrielle à
Blanquefort (Gironde) générant 400 emplois pour une production de 120 MW/an. Le
photovoltaïque, qui restera ainsi largement subventionné jusqu'en 2020, "n'a pas vocation à
prendre une part prépondérante du mix renouvelable même si les objectifs initiaux sont
dépassés".
Toutefois, en termes de rendement une rupture majeure est intervenue récemment avec la
découverte d‟autres formes structurales de Si.
C‟est du photovoltaïque que devrait venir les plus grandes ruptures technologiques
3
Confronté à cette hausse exponentielle des demandes d'installation photovoltaïque, le
gouvernement a réduit sa subvention au secteur sans plus attendre. La réduction d'impôt sera
ramenée de 50 % à 25 %. Objectif : éviter un afflux de dossiers d'ici au 1er janvier, comme ce
fut le cas l'an dernier.
Qui est réellement touché ? Les particuliers ayant versé un premier acompte à l'entreprise
seront épargnés : ils percevront bien une réduction d'impôt de 50%, à faire valoir sur la
déclaration de revenus de l'an prochain. « Nous ne voulons pas pénaliser les ménages ayant
déjà un engagement financier », justifie Bercy. Les ménages qui ont signé un contrat, sans
verser d'acompte, n'auront pas la même chance : leur réduction d'impôt se limitera à 25% des
dépenses engagées.
Pourront néanmoins bénéficier du cadre défini en août 2010 les projets répondant aux
critères suivants :
• les installations pour lesquelles la somme des puissances crêtes situées sur la même toiture
ou la même parcelle est inférieure ou égale à 3 kW et dont la demande complète de
raccordement a été faite avant la fin de l période du moratoire, soit jusqu‟au 9 mars (le 10 le
nouveau cadre réglementaire entrant en vigueur) ;
• les installations qui satisfont aux dispositions des articles 3 et 4 du décret 2010-1510 du 9
décembre 2010 suspendant l‟obligation d‟achat ; c'est-à-dire, les projets.
Par contre la limitation de la puissance installée en 2011 à 5500MW, l‟obligation de
procéder à un appel d‟offres pour tout projet de plus de 1000 m2 de panneaux ont déstabilisé
la filière qui emploie environ 25 000 personnes dans 250 entreprises.
Conditions d'achat de l'électricité en France (mars 2011)
18/42
Concernant l‟état des lieux, le SER a rappelé qu‟au 30 juin 2010 seuls 500 MW environ
étaient raccordés, ce chiffre devant probablement s‟élever à la fin de l‟année entre 800 et 900
MW. La file d‟attente s‟élève pour sa part à environ 4 000 MW sur lesquels aucune
information précise n‟est aujourd‟hui disponible quant à leur probabilité de réalisation. Le
SER, émettant des doutes sérieux sur la réalité des projets qui entrent dans cette file d‟attente,
a annoncé avoir demandé officiellement aux pouvoirs publics et à la Commission de
Régulation de l‟Energie la mise en place par ERDF et sous leur contrôle d‟un mécanisme de
transparence totale sur cette file d‟attente.
Selon le Xerfi, en 2009 « les perspectives du marché français de l‟énergie solaire sont
radieuses », elles ne le sont plus. Une étude des forces et faiblesses des entreprises a été
effectuée par cet organisme, la filière solaire photovoltaïque, toujours aussi dynamique, est
aujourd‟hui victime de son succès et de la succession de maladresses du gouvernement.
Photowatt est le seul acteur français qui intègre l‟ensemble des filières industrielles du
silicium.
C‟est probablement une des raisons qui a poussé le ministère de l‟Ecologie à publier le décret
1510-2010 du 9 décembre qui suspend pour une période de trois mois la possibilité de
conclure un contrat d'achat de l'électricité produite à partir des centrales photovoltaïques
dépassant une puissance de 3 kW en crête. (Annexe 4)
Les arguments du ministère sont (entre autres) la prévention d‟une bulle spéculative (voir les
business plans), le fait que la plupart des cellules sont fabriquées en Chine et que les objectifs
du Grenelle sont atteints en ce qui concerne cette filière. Le problème est que l‟essor de la
filière en France s‟est produit en même temps que la montée en puissance de l‟industrie de
19/42
fabrication de panneaux en Chine, le panneau chinois revient à 1,40 Wc alors que le panneau
français revient à 1,60 Wc.
Sur le marché des composants (modules et panneaux) destinés à l'énergie solaire, First Solar
(1,24 milliard de dollars de chiffre d'affaires en 2008) rivalise avec le chinois Suntech
(1,9 milliard de dollars), l'allemand Q-Cells (1,25 milliard d'euros) ou le japonais Sharp. Une
vingtaine d'entreprises, surtout chinoises, se partagent 80 % du gâteau.
.Par délibération n° 10-678 en date du 28 juin 2010, le Conseil régional Provence-AlpesCôte d'Azur considérant
• l'évolution très favorable du contexte réglementaire concernant le développement des
énergies renouvelables et en particulier le solaire photovoltaïque ayant conduit à un
développement exponentiel des installations
• la diminution des effets « déclencheur » du dispositif chèques énergies renouvelables
compte tenu de l'évolution du contexte pour l'équipement en énergies renouvelables qui a
conduit les bénéficiaires vers les filières les plus rentables comme le photovoltaïque au
détriment de la filière solaire thermique
• l'évolution du contexte économique notamment sur le photovoltaïque ayant conduit la
Région à limiter les conventionnements avec les entreprises et à complexifier le dispositif
énergies renouvelables, à l'opposé de son principe fondateur a pris la décision de mettre fin
au dispositif « chèques énergies renouvelable » et d'allouer les sommes qui avaient été
réservées aux chèques énergies renouvelables en 2010, au financement sur l'appel à projets
pour l'amélioration de la performance thermique des logements sociaux.
3.5 Les points forts du photovoltaïque
- S‟appuie sur des technologies microélectronique et couches minces, qui conservent une
bonne marge de progrès et d‟innovations.
- Peut s‟intégrer un peu partout, pour fournir sur place de petites puissances (de 1 à 5 000
watts), domaines ou aucune autre filière ne peut entrer en compétition avec le
photovoltaïque ;
- générateur simple et très fiable. Les modules sont garantis pendant 25 ans par la plupart
des constructeurs. Aucune pièce n‟est en mouvement. L‟entretien concerne essentiellement la
batterie. Contrairement à l‟éolien aucune énergie de secours n‟est prévue.
- S‟intègre facilement, sans gênes particulières (bruit, esthétique).
- Plus que le prix du kWh, c‟est le coût de la substitution à une autre solution qui est
important. Le photovoltaïque se substitue à la création d‟un réseau électrique et est moins
cher en zone rurale que ce réseau.
3.6 Les points faibles
Ce n‟est pas une solution significative pour répondre immédiatement aux enjeux nationaux
actuels (arriver à 21% d‟énergies renouvelables en 2010.
Victime de son succès le photovoltaïque est en surcapacité.
20/42
- Le stockage est le maillon faible. La solution est d‟allonger la durée de vie des batteries
pour la rendre proche de celle des modules.
- La R&D se focalise sur le module. . Le photovoltaïque est tributaire du développement
d‟équipements en courant continu à très faible consommation.
Les problèmes non techniques, l‟adaptation aux usagers, les limites de fourniture d‟énergie
Que faire des panneaux usagés ?
La Région
Le potentiel des Bouches-du-Rhône est important. La région PACA bénéficie d’un fort
ensoleillement (1200 :1500 hr/an) et on peut escompter produire dans les conditions les
meilleures1MWh/an sur 10 m2 de toit.
L‟ADEME a effectué une étude très fouillée du potentiel de production d‟électricité d‟origine
photovoltaïque en PACA (Fig.17).
La Région Provence-Alpes-Côte d'Azur fait du développement des énergies renouvelables
l‟un des principaux axes de sa politique de l‟énergie (voir annexe 5). Dans ce cadre il est
possible d‟obtenir du conseil régional PACA une aide directe de 7000 euros pour
l‟installation d‟une centrale photovoltaïque d‟une puissance comprise entre2KW et 5 KW.
En 2005, plus de 900 installations ont été réalisées. Vinon-sur-Verdon s'est dotée du premier
parc photovoltaïque français utilisant la technologie du silicium polycristallin. Sur la route
menant à Ginasservis, 18960 panneaux ont été implantés par Solaire direct sur 9 hectares.
Longeant le canal de Provence, un poste EDF est à proximité pour absorber l'énergie
produite.
Une méga centrale de 172 hectares devrait être implantée à La Barben.
Par contre le projet du stade vélodrome a été jugé trop cher et abandonné.
Le port de Marseille Fos a lancé un appel à projet pour l‟installation de centrales
photovoltaïques dans les bassins de Marseille.100 000 m2 de toitures seront équipés de
panneaux A l‟horizon 2012 l‟ensemble des centrales installées produira 15 GWhr par an.
Selon l‟observatoire national de l‟énergie la région est au premier rang de la production
d‟énergie photovoltaïque La recherche est aussi encouragée via le pôle de compétitivité
Capenergies.
Le photovoltaïque attire les entrepreneurs .Plus les panneaux seront faciles à poser et peu
coûteux, plus les projets seront rentables. Des sociétés se sont logiquement installées dans le
département ou la région :
Nexcis à Rousset est orientée sur la recherche, elle met au point des panneaux souples avec
une technologie innovante en recourant au plastique plus léger et plus rentable que le verre
pour protéger les capteurs. Cette entreprise cible les panneaux de toiture à bas coûts de
fabrication.
Sun Partner à Saint-Cannat développe une technologie sur film plastique.
Solar quest créée en 2008 sur le pole de l‟Arbois est spécialisée dans la conception et la
réalisation de centrales de production d‟électricité photovoltaïque pour le marché de
l‟immobilier, des entreprises et des collectivités ; Elle va installer à Rousset son unité de
fabrication de modules et d‟ombrières solaires. Elle a réalisé l‟installation de toiture du
hangar 5 du Castellet (150kWc de puissance. Elle innove avec un concept de parking
producteur d‟énergie solaire.
Le groupe Eco Delta Implanté à La Ciotat (Bouches-du-Rhône) et spécialisé dans le
développement et l‟exploitation de sites de production d‟électricité à base de sources
21/42
éoliennes et solaires, va lancer, via sa filiale Delta Solar, deux nouveaux projets dans les
Alpes-de-Haute-Provence. Il investira 110Meuros aux Mées.
Solaire Direct exploitera (après Vinon) une seconde ferme voltaïque à Esparron.
Enerplan est une association regroupant 220 acteurs de la filière thermique solaire
L'IRDEP (Institut de Recherche et Développement sur l'Énergie Photovoltaïque) est un
institut mixte entre EDF, CNRS et ENSCP. Il développe des projets finalisés, oeuvre sur les
verrous scientifiques et technologiques et explore les filières innovantes en matière de cellules
photovoltaïques à films minces.
La filière est génératrice d‟emploi. Dans les conclusions du rapport « Solaire en toiture » de
nov. 2009 de Prebat, il est mentionné qu‟après enquête auprès des professionnels installant
des équipements solaires, thermiques et photovoltaïques, on trouve :
Des professionnels « actifs » ayant une activité importante.
Des prudents qui ont une activité sérieuse mais font aussi appel à la sous-traitance.
Des constructifs qui s‟organisent pour l‟avenir.
Des Suiveurs qui font appel à la sous-traitance.
Le rapport propose de sécuriser les marchés en poursuivant le soutien aux énergies solaires
et de faciliter le quotidien et préparer l‟avenir en formant un vivier de professionnels. .
Le solaire photovoltaïque possède des atouts : il n‟est pas sonore et son implantation ne nuit
pas à l‟esthétique dans le cas des habitations et peu dans le cas des centrales.
En résumé, le soleil est gratuit, l‟énergie solaire est propre et ne dégage pas d‟émission
polluante, les technologies sont éprouvées mais les investissements sont coûteux et
l‟environnement législatif est incertain. L‟ensoleillement (moins aléatoire que le vent) est
capricieux et là aussi il faut que le réseau soit adapté et la rigidité du réseau est un problème.
assuré en raison de l’augmentation des prix des énergies fossiles à laquelle il faut s’attendre dans les années à venir.
Re pas de gaz à effet de serre et ne produit pas e déchets toxiques. Elle ne pourra pas remplacer à elle seule les
énergies fossiles, du fait des surfaces gigantesques disponibles dont on aurait besoin pour cela, mais elle permet
néanmoins de réaliser d’importantes
4- Géothermie
Principe : On récupère la chaleur de la terre.
Une sonde implantée verticalement prélève de la chaleur dans le sous-sol.
C‟est l‟énergie renouvelable par excellence car elle utilise un réservoir quasi inépuisable et
ceci 24hr/24 indépendamment des conditions atmosphériques.
On distingue 4 types d‟installations géothermiques suivant la profondeur et la température :
- La géothermie à très basse énergie exploite des régions peu profondes, elle est destinée aux
habitations individuelles (sonde de 100 m environ).
- La géothermie basse énergie exploite des réservoirs naturels situés dans des bassins où les
fluides circulent à grande profondeur (1000-2000m) à des températures de 40- 90°C environ
- La géothermie moyenne énergie concerne des fluides plus chauds (90-150°C) mais circulant
à de faibles profondeurs.
- La géothermie haute énergie exploitable dans les régions de volcanisme actif, on pense
immédiatement à l‟Islande. Cependant une centrale de ce type est implantée en Alsace à
Soultz sous Forêt. C‟est une réalisation pionnière car elle met en œuvre une technologie
propre à la géothermie des roches fracturées. L‟eau emprisonnée dans les roches est à l‟état
supercritique (Pression 22Mpa et T 374°C).
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La France possède ainsi une avance technologique importante. L‟installation doit fonctionner
8 000 heures par an et le prix du KWh est de 0,004-0,009 euros. L‟idéal dans ce dernier cas
serait d‟extraire l‟eau à l‟état supercritique mais les prospections sont en cours seulement.
La géothermie est assez peu répandue en France ce qui est surprenant car elle fut pionnière
en ce domaine (voir les installations du bassin parisien). Il existe un projet de chauffage de
l‟aéroport d‟Orly par géothermie.
D‟après l‟étude menée sous l‟égide du BRGM, (Fig.18) la région PACA ne possède pas
d‟aquifères utilisables pour une géothermie haute température. Il existe des possibilités de
Très Basse Energie et Basse Energie mais ces gisements sont sous exploités car très morcelés.
Quant à la géothermie industrielle, elle est très peu structurée.
Pompes à chaleur
Principe
C‟est celui de la géothermie. (Fig19.) On puise de la chaleur dans l‟environnement proche
pour la restituer dans le local à chauffer. On peut faire l‟inverse pour refroidir le local.
Le transfert de la chaleur s‟effectue par l‟intermédiaire d‟un fluide caloporteur qui prélève la
chaleur du milieu extérieur en s‟évaporant pour la restituer ailleurs en se condensant.
Le seul coût de fonctionnement est l‟électricité servant à la circulation du fluide
Trois types d‟opérateurs :
1-les spécialistes (Airmat, France géothermie, AJ tech, etc;),
2- les grands groupes européens du chauffage ((Bouches-du-Rhône, Thermea, Bosch, etc;),
3-les climatiseurs, (Daikin, Mitsubishi, Aldesetc ;).
On installait en France 17 300 pompes à chaleur en 2004, on en a installé 120 892 en 2009.
1 KWh de chaleur produite par une pompe à chaleur génère environ 6 fois moins de CO2
qu‟1KWh produit par une chaudière.
Le marché des pompes à chaleur est en chute. L‟Etat a supprimé le crédit d‟impôt sur les
pompes à chaleur air/air le 1 janvier 2010.
La concurrence technologique s‟amplifie avec le solaire La géothermie souffre de la
comparaison de prix avec le gaz.
Dans les ensembles immobiliers, il est quelquefois difficile d‟installer une pompe à chaleur
individuelle car les règlements de copropriété s‟y opposent. Les pompes à chaleur
aérothermiques seraient une solution commerciale de repli si les climatiseurs qui sont très
énergivores n‟étaient plus autorisés ou soumis à des contraintes drastiques.
5- Les Biocarburants
Ils sont obtenus à partir de végétaux. On distingue deux types :
Ceux de la première génération sont élaborés à partir de matières premières alimentaires :
sucres de canne et de betteraves, amidon des céréales, huiles végétales. Leur production fait
appel à des techniques maitrisées : extraction, fermentation. Dans la filière huile, on utilise
soit l‟huile pure soit son dérivé par transesterification avec de l‟éthanol ou du méthanol
(c‟est le biodiesel ou diester). En tant que carburant il est mélangé avec du gazole ou du fuel.
Dans la filière alcool, on obtient de l‟éthanol par fermentation de sucres par des levures.
L‟éthanol pur est mélangé à l‟essence. L‟inconvénient de ce type de biocarburant est qu‟ils
sont produits à partir de la partie comestible de la plante.
Dans la deuxième génération on utilise soit la plante en entier en décomposant la
lignocellulose en molécules plus simples (sucres simples) mais la lignine est un facteur
limitant, soit les résidus de la plante.
La production fait appel à des techniques plus élaborées comme la gazéification.
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Les copeaux de bois peuvent être transformés en agrocarburants en adaptant le procédé
Ficher-Tropch qui permet de fabriquer de l'hydrocarbure à partir du charbon. On voit
émerger des bioraffineries.
6- La Biomasse
Le bois a longtemps été pratiquement la seule la source de combustible. Son usage en tant
que tel n‟a cessé de diminuer au XXème siècle. Le papier employé massivement dans les pays
développés a enrésiné les forêts et dévasté des espaces ; Le bois d‟œuvre est heureusement
toujours en usage mais la recherche de bois exotiques et le sentiment que la forêt est
inépuisable a amené des pays africains et la Russie à saccager leur patrimoine.
La forêt française c‟est 28% du territoire (15,5 millions d‟ha), produisant103 millions de m3
en croissance annuelle dont seulement 68 millions de m3 sont récoltés. On distingue le bois
d‟œuvre, le bois bûche et le bois d‟industrie, le bois de bocage et arboricole ; 22 millions de
m3 sont utilisés en bois d‟œuvre. La forêt piège 72 millions de m3 de CO2.
La forêt française souffre encore de la tempête de 1999.
Il faut savoir que le chauffage au bois domestique est la première source d'énergie
renouvelable en France. Aujourd'hui, on consomme environ 14 Mtep toute biomasse
confondue (chauffage au bois domestique, chauffage collectif, bioélectricité, biocarburants).
La forêt en PACA couvre plus d‟1 million d‟hectares.
La récolte est de3,6 millions de mètres cubes par an, elle est inférieure à l‟accroissement.Le bois est un isolant de premier choix et la part du bois dans les constructions permet de
mieux isoler celles-ci (voir le rapport de Mme MOUKOMEL-CLARTE).
Seul le bois résineux d‟industrie a une valeur énergétique mais les ressources en bois du
département ne sont pas très grandes, l‟essentiel des résineux se trouvant en Alpes de Haute
Provence. Par ailleurs, les résineux sont plus difficiles à brûler que les feuillus et leur
capacité calorifique est moins élevée.
Les fourneaux modernes brûlent des copeaux de bois avec un rendement de 90 %. Certes le
bois émet alors des gaz à effet de serre mais la quantité prélevée est compensée par la pousse
et le bilan est presque neutre. En France la consommation de bois à but énergétique
représente 3.5 % des besoins énergétiques.
L‟Etat veut mieux exploiter la richesse sylvicole mais 75% des forêts sont privés ce qui
représente plus de 3 millions de propriétaires.
Une étude très complète sur la disponibilité du bois en PACA a été réalisée par les
Communes Forestières (Fig.20).
Le taux de productivité est faible car la forêt est très morcelée et les plantations sont en net
recul.
On peut brûler des bois de panneaux ou des résidus de fabrication de palettes (non traités).
La valorisation énergétique du bois ou des déchets contraint les porteurs de projets à opter
pour des sites géographiquement proches des lieux de production du combustible (bois mais
aussi déchets).
60.000 emplois sont actuellement concernés par le bois énergie en France.
La chaudière à bois de Fontvenelle (prés de Gardanne) utilise des granulés provenant de la
Lozère.
La biomasse est l‟ensemble des végétaux et des déchets organiques associés .La fermentation
ou dégradation par des bactéries en milieu aérobie permet d‟obtenir un composte en milieu
anaérobie un biogaz riche en méthane Le biogaz produit de l‟énergie directement valorisable
et utilisable. On peut brûler la biomasse dans une chaudière.
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7- Le Biogaz
Le Biogaz est composé essentiellement de méthane et de gaz carbonique, produits par
digestion anaérobie (en l‟absence d‟oxygène) de la biomasse. Il regroupe les gaz de décharge
résultant de la digestion des déchets stockés dans les décharges et les gaz issus d‟unités de
méthanisation des boues d‟origine diverse („stations d‟épuration, industries agroalimentaires
etc.). Brûlé en chaudière le biogaz fournit soit de la vapeur soit de l‟électricité par
conversion.
La France se situe à la cinquième place au niveau européen, après l'Italie (406 ktep) et
l'Espagne (329 kTep), avec une production de 310 ktep de biogaz. Plus de la moitié de la
production de biogaz française provient des décharges, le reste étant issu des stations
d'épuration La production thermique est en général auto-consommée. Le biogaz est peu
exploité (voir Fig.21). Selon l'observatoire de l'énergie, seuls 65 centres de stockage de
déchets (CSD) valorisent le biogaz .En exploitant au maximum les 3 ressources que sont :
- les centres d‟enfouissement techniques aux normes (décharges pour ordures
ménagères),
- la méthanisation des boues de stations d‟épuration,
- la méthanisation de déchets organiques agricoles, industriels et ménagers,
On estime que le biogaz en résultant pourrait couvrir 10% de la consommation nationale de
gaz
Le Biogaz : fait l'objet d'une obligation de rachat (avec si nécessaire une « procédure de
désignation de l'acheteur de dernier recours »), pour certains producteurs et dans des
conditions à préciser par décret et « Les surcoûts éventuels qui en résultent pour le
fournisseur font l‟objet d‟une compensation », mais le producteur aura certaines obligations,
et un dispositif de « garantie d'origine » du biogaz est créée. (art 92).
Le Biogaz n‟a progressé que de 8 % en 2008.
13 000 personnes travaillent dans cette filière.
Une installation de production de biogaz est exploitée par Semag Verdesis à Malespine (prés
de Gardanne).
8- Cogénération
C‟est un processus où l‟énergie est utilisable sous deux formes : chaleur ou électricité ; On
emploie des combustibles non fossiles et majoritairement la biomasse. La chaleur est produite
sous forme de vapeur (turbine à vapeur) directement utilisable. L‟électricité est produite par
un alternateur actionné par une turbine. Ce sont des installations importantes qui ne peuvent
être utilisées par des particuliers.
9- L’énergie hydraulique
Les Romains (voir Barbegal) et les moines du Moyen Age étaient des hydrauliciens
remarquables mais l‟utilisation était très circonscrite à des besoins locaux.
Au XIXème siècle sont apparus les barrages destinés à approvisionner en électricité des villes
ou des régions entières. En France, la puissance installée vaut 25 400 MW et correspond à
12% du total. C‟est l‟énergie renouvelable la plus exploitée (2ème après le nucléaire). Le parc
français d‟EDF comporte 447 centrales hydroélectriques et de multiples stations de pompage.
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L‟hydroélectricité contribue aussi très activement à l‟équilibre offre-demande. Deux tiers des
capacités hydrauliques sont stockables par le biais des barrages. Ces équipements peuvent
être démarrés en quelques minutes soit aussi rapidement que les centrales thermiques au
fioul.
Il n‟y a pratiquement plus de place pour installer de nouveaux barrages en France.
L‟Etat va soumettre à la concurrence 339 ouvrages hydrauliques.
Malgré le faible poids des énergies renouvelables (EnR) dans sa consommation électrique, la
France est le premier producteur en Europe d‟électricité « verte » du fait de l‟importance de
ses barrages et de ses centrales hydroélectriques. L‟électricité produite est rachetée à un prix
supérieur à celui du marché.
C‟est une énergie renouvelable qui présente quelques inconvénients pour la faune et qui a
connu des accidents (Fréjus, Vaiont)
Dans le département on compte des implantations à Jouques, Saint-Estève, Lamanon, Salon,
Mallemort.
Le va et vient des marées est exploité dans les usines marémotrices comme celle de la Rance
qui a une puissance de 240 MW. Il n‟est bien sûr pas possible d‟en implanter en
Méditerranée.
Les hydroliennes sous marines sont des éoliennes immergées, les courants marins remplaçant
le vent. La puissance électrique est proportionnelle au cube de la vitesse du courant, à la
surface opposée par le courant à ce système, et à la densité de l‟eau. Les hydroliennes sont
plus puissantes que les éoliennes.
Le futur verra l‟emploi de la force des courants marins et l‟utilisation des différences de
température dans une colonne verticale d‟eau.
Lors de renouvellement ou nouvelle concession, la part de la redevance (créée en 1919) due à
l'état et affectée aux départements où passent les cours d'eau va diminuer (1/3 contre 40 %
avant), mais 1/6ème de la redevance ira aux communes (art 91) ; la répartition entre
communes se fait à proportion de la puissance moyenne hydraulique rendue indisponible
dans chaque commune « du fait de l'exploitation de l'ouvrage hydroélectrique ».
10- Energie solaire thermique basse température
Principe
Les rayons du soleil, piégés par des capteurs thermiques vitrés, transmettent leur énergie
(énergie solaire) à des absorbeurs métalliques - lesquels réchauffent un réseau de tuyaux de
cuivre où circule un fluide caloporteur. Cet échangeur chauffe à son tour l‟eau stockée dans
un cumulus. Un chauffe-eau solaire produit de l‟eau chaude sanitaire ou du chauffage
généralement diffusé par un "plancher solaire direct".
Tous les dispositifs qui agissent comme capteurs solaires thermiques sont de plus en plus
intégrés dans les projets d‟architecture bioclimatique (maisons solaires, serres, murs
capteurs, murs).
Les capteurs solaires thermiques et les chauffe-eau solaires connaissent une croissance
spectaculaire en France. (Fig.22). Crédit d‟impôt et aides des collectivités locales sont
particulièrement incitatives. La région PACA offre une prime de 700 euros pour tout chauffe
eau solaire installé. L‟ANAH (agence Nationale pour l‟Amélioration de l‟Habitat attribue une
prime de 900 euros au propriétaire ou bailleur pour l‟achat d‟un chauffe-eau solaire En
2008, ce sont plus de 6 000 chèques énergies renouvelables solaire thermique qui auront été
délivrés par la Région pour un budget de près de 4 millions d‟€, contre 3 500 chèques en
2007.
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Des menaces pèsent sur les perspectives d‟évolution du solaire thermique. Là encore, la
principale incertitude porte sur l‟installation dans les logements anciens. La mise en œuvre
de tels systèmes dans un immeuble pose des problèmes de copropriété. Ainsi, les futurs
utilisateurs de chauffe-eau solaires ou de chauffages solaires se situent davantage dans le
parc de logements individuels, réduisant de moitié les possibilités d‟installations. Le solaire
thermique restera également concurrencé par le photovoltaïque en raison de la possibilité de
revente de l‟électricité à EDF.
11- Le Solaire thermique haute température ou Solaire Thermodynamique
La concentration du rayonnement solaire sur une surface de captage permet d‟obtenir de très
hautes températures généralement comprises entre 400 C et 1 000 C.
La chaleur solaire produit de la vapeur qui alimente une turbine qui alimente elle-même un
générateur qui produit de l‟électricité, c‟est l‟héliothermodynamie.
Trois technologies distinctes sont utilisées dans les centrales solaires à concentration :
• Dans les concentrateurs paraboliques, les rayons du soleil convergent vers un seul point, le
foyer d‟une parabole.
• Dans les centrales à tour, des centaines voire des milliers de miroirs (héliostats) suivent la
course du soleil et concentrent son rayonnement sur un récepteur central placé au sommet
d‟une tour.
• Troisième technologie : des capteurs cylindro-paraboliques concentrent les rayons du soleil
vers un tube caloporteur situé au foyer du capteur solaire.
Après plusieurs années de sommeil la filière solaire haute température repart de plus belle
notamment dans les pays de la « sun belt ».
12-L’hydrogène et les piles à combustibles
Principe
L‟électricité est produite par oxydation sur une électrode d‟un combustible réducteur comme
l‟hydrogène couplée à la réduction sur l‟autre électrode d‟un oxydant comme l‟oxygène.
(Fig.23).
Depuis l‟invention de la pile à combustible en 1835 (Schoenben), on sait que l‟hydrogène est
un excellent vecteur d‟énergie. L‟hydrogène possède un pouvoir calorifique trois fois
supérieur à celui du gaz. Il est disponible à partir d‟une source primaire mais actuellement sa
production est émettrice de CO2 .
La pile à combustible est le substitut possible des générateurs et des moteurs à essence. Elle
est utilisée pour les chariots élévateurs. La filière hydrogène fait l‟objet de financement
importants (en France 50 millions d‟euros). Le marché de l‟hydrogène s‟est
considérablement développé ces dernières années car les industries qui doivent baisser leurs
émissions de CO2 cherchent un combustible propre. L‟inconvénient est que la production
d‟hydrogène rejette du CO2.
La fabrication d‟hydrogène par les énergies renouvelables est possible et utilisée dans
certains pays qui emploient à cet effet la production d‟énergie des fermes éoliennes offshore..
On peut alors le mélanger au gaz naturel (20-25% :l‟hythane) pour l‟utiliser comme
combustible Des études de faisabilité du déploiement de véhicules à hydrogène sont en cours
en France et en Allemagne. Reste à mettre au point les normes de sécurité liées à l‟usage par
le grand public.
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Les piles à combustible n‟émettent pas de CO2, sont pratiquement insonores, leur
construction modulaire et l‟absence de pièce en rotation les rendent robustes, elles ont un très
bon rendement énergétique. Ce sont les piles à combustible alimentées par de l‟hydrogène
fabriqué à partir de la biomasse ou de l‟éolien qui ont les meilleurs résultats en termes de
gaz à effet de serre.
Mais elles souffrent du coût, du poids, de l‟approvisionnement en hydrogène.
L„hydrogène peut pallier l‟intermittence des énergies renouvelables.
Toyota avec les batteries au lithium a pris de l‟avance dans le domaine des voitures hybrides
Paradoxalement, en Europe c‟est l‟Allemagne avec Mercedes et VW qui ont pris de l‟avance
alors que les moteurs électriques ne sont pas subventionnés.l
Des moteurs électriques de 45 ch sont alimentés par une batterie nickel/hydrure métallique
(VW).
L‟avenir de l‟hydrogène est conditionné par son stockage.
13- ITER (voir l’exposé de Madame AMENC-ANTONI)
14- Capenergies
C‟est un pôle de compétitivité
Ce pôle a été créé à l'origine en régions Provence-Alpes-Côte d'Azur et Corse. Il rassemble
aujourd'hui prés de 400 acteurs de l'industrie, de la recherche et de la formation des régions
Provence-Alpes-Côte d'Azur, Corse, Guadeloupe, Réunion et de la Principauté de Monaco. Il
intervient dans 9 domaines énergétiques :
La Maîtrise de la Demande en Energie, le Solaire, l'Eolien, l'Hydraulique les Energies
Marines et la Géothermie, la Biomasse et les Bioénergies, l'Hydrogène et le stockage de
l'énergie, le Couplage et Intégration des systèmes énergétiques, la Fission, la Fusion.
La stratégie de Capenergies vise à tirer parti des atouts des Régions PACA et Corse ainsi que
des îles de la Réunion et de la Guadeloupe pour développer une filière énergétique
d‟excellence adaptée aux mutations industrielles et accroître les parts de marché à
l‟international.
Capenergies s'est positionné dès son origine sur le développement et le déploiement de
systèmes énergétiques permettant de fournir des solutions concrètes au nécessaire
remplacement des énergies fossiles. S‟appuyant sur des experts, le Comité stratégique
sélectionne et accompagne les projets. C‟est ainsi que 80 projets/350 ont été sélectionnés en
2009.
15- Le Prix de l’énergie
Essayer de calculer un prix de l‟énergie est un exercice difficile.
Le Ministère de l‟écologie donne un tableau de l‟évolution des prix mensuels pour 100KWh
(Fig.25).
On constate (Fig.24) que l‟électricité est stable à 11,80 euros, le fioul augmente en hiver et
baisse en été et le prix est de toutes façons bien inférieur puisqu‟il oscille entre 7 et 8 euros,
le gaz du réseau est le plus attractif ; Les courbes de l‟évolution annuelle montrent la
tendance à la hausse des énergies fossiles. On ne sait pas si ces courbes tiennent compte des
coûts d‟investissement.
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Dans l‟étude PSM (Plan Solaire Mediterranéen) ce calcul a été fait mais uniquement pour
comparer le solaire et l‟éolien (avantage à l‟éolien).
D‟après le rapport CHARPIN (qui utilise des documents de la DGEC de 2009) le coût de la
production d‟électricité photovoltaïque au sol est de 200euros/MWh contre 60euros/MWh
pour l‟hydraulique et 70 euros/MWh pour l‟éolien terrestre. Le surcoût du photovoltaïque est
le fait de l‟investissement. Ces coûts ne sont pas très éloignés de ceux du PSM (260 pour le
photovoltaïque et 75 pour l‟éolien. Pour l‟éolien la fourchette va de 6 à 7 centimes au KWh,
contre 3,2 pour le KWh nucléaire, 4 centimes pour le KWh des centrales à charbon, et 5
centimes pour le KWh des centrales au fioul.
Un autre calcul montre que pour obtenir 6KW, il faut 140 m2 de panneaux photovoltaïque
soit un investissement de 89000 euros.
A notre avis, ces chiffres ne peuvent être pris tels quels car on ne sait pas si l‟investissement a
été pris en compte en particulier le coût de construction des centrales nucléaires.
16- La Maîtrise de la Demande d'Energie (MDE)
C‟est un ensemble de technologies et de méthodes visant à optimiser les dépenses
énergétiques des consommateurs, tout en limitant les coûts d'infrastructures publiques ainsi
que les impacts sur l'Environnement.
Les bâtiments résidentiels et tertiaires sont les plus consommateurs d'énergie en France
(44%) et le chauffage en est le principal contributeur (75%). Sur les 30 millions de logements
résidentiels, 19 millions ont été construits avant la réglementation thermique de 1975. Avec
une consommation de plus de 300 kWh/m2 an, ces logements contribuent à plus de 75% de la
consommation totale.
Le logement neuf qui, aujourd‟hui, permet des constructions beaucoup plus performantes
(moins de 100 kWh/m2.an), n‟assure un renouvellement du parc que d‟environ 1% par an.
L‟enjeu essentiel de ce secteur d‟activité concerne ainsi la rénovation des logements anciens.
En 2007, le marché national de la rénovation s'élevait à 7 M€. Ce marché devrait connaître
une très forte croissance dans les prochaines années pour atteindre les objectifs de réduction
des consommations de 12% en 2012 et de 38 % en 2020, fixés par le Grenelle de
l'environnement.
Les solutions d'amélioration de l'efficacité énergétique des bâtiments sont multiples et
présentent des performances déjà bien établies.
Elles concernent l‟isolation thermique des parois, des toitures et des fenêtres, l'utilisation de
systèmes de chauffage performants et une gestion active des équipements pour minimiser
leurs consommations (équipements à hauts rendements, dispositifs de contrôle et de
régulation des postes de consommation).
Dans le domaine de la rénovation thermique des bâtiments, les fabricants de matériaux se
retrouvent le plus souvent en surcapacité de production avec la crise que traverse le bâtiment
La filière doit aussi faire face à la baisse des aides des pouvoirs publics. Le gouvernement a
choisi de réduire le taux du crédit d'impôt sur les fenêtres à partir du 1er janvier 2010 de
25% à 15%. Il a également annulé la majoration pour les travaux réalisés dans les logements
construits avant 1977. Une décision qui s'est fondée semble-t-il sur des critères avant tout
économiques.
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On lira avec profit le rapport de Mme MOUKOMEL-CLARTE.
Pour produire 1MTep il faut :
1 réacteur nucléaire 1600MW
Ou 2300 éoliennes 3MW (45000ha)
Ou 5200 ha de panneaux solaires
Ou 4500 Mtonnes de bois (400 000 ha)
Ou 1Mha de culture pour produire des biocarburants
On commence à savoir stocker l‟électricité : par l‟emploi de stations de transfert d‟énergie
par pompage par exemple. Quant aux réseaux intelligents, ils devraient être opérationnels en
2020.
17- Pourquoi pas ?
Des études ont été entreprises pour le captage de la foudre.
Sur la capacité de certaines algues ou de microbes à produire de l‟hydrogène, à capter du
dioxyde de carbone.
Sur des éoliennes volantes, des éoliens cerfs-volants portés par des structures à bras.
Sur des panneaux solaires en orbite (très avancées).
Des peintures pour transformer une surface en panneau photovoltaïque grâce à des
nanoparticules intégrées.
Sur un hyper réseau) de transmission par supraconductivité.
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CONCLUSION
La demande mondiale en énergie va continuer d‟augmenter dans les années à venir. Tous les
éléments de prospective en conviennent. Le pétrole et le gaz demeureront encore au cœur de
nos activités. Toutefois le développement des énergies renouvelables est impératif pour des
raisons économiques, politiques et écologiques.
La France est le premier contributeur en Europe en matière d‟énergies renouvelables (en
incluant toutefois l‟énergie hydroélectrique qui représente 90 % de la production d‟énergie
propre) et la production d‟énergie éolienne devrait être décuplée d‟ici à 2015. Mais cet essor
de l‟éolien en France soulève interrogations et incertitudes. Il fragilise, par la nature
intermittente de sa production électrique, l‟équilibre offre/demande d‟électricité nécessaire
au bon fonctionnement du réseau. Il suppose d‟étendre et de renforcer le réseau électrique, et
ne répond que partiellement aux insuffisances des capacités de production électrique. Malgré
le faible poids des énergies renouvelables (EnR) dans sa consommation électrique, la France
est le premier producteur en Europe d‟électricité « verte » du fait de l‟importance de ses
barrages et de ses centrales hydroélectriques. Elle tire en effet l‟essentiel de sa production
électrique du nucléaire, technologie qui n‟émet pas de CO2² mais qui pose néanmoins des
problèmes de sûreté et de traitement des déchets.
La première conclusion est de consommer moins. Des efforts sont faits, des incitations
financières y contribuent. Les exemples à contrario (illumination inconsidérée des zones
commerciales la nuit) ne devraient pas perdurer.
L‟effort le plus immédiat est à faire au niveau des bâtiments et des transports. Ces derniers
fonctionnent mal du fait d‟une offre inadaptée aux besoins. Dans le cas des bâtiments la
thermographie donne un diagnostic de déperdition d‟énergie.
La deuxième conclusion est la nécessaire diversification des balances énergétiques.
Bien que l‟électricité verte soit trop chère, il faut la développer car son volume disponible
entrainera une baisse des coûts.
L‟utilisation des énergies renouvelables va modifier le réseau électrique. L‟ADEME a mis en
place de réseaux intelligents (smart grids) en publiant en 2009 une feuille de route.
En Provence pays de soleil et de vent, le solaire et l‟éolien ne représentent que 1.5% de
l‟énergie produite localement. C‟est très insuffisant.
Le développement des énergies renouvelables doit prendre en compte :
Le rendement énergétique ;
L‟efficacité économique : il est difficile d‟évaluer et comparer les coûts réels de chaque type
d‟énergie,
L‟impact sur l‟environnement,
L‟apport social par la création d‟emplois,
Dans notre région la géothermie ne peut convenir que pour des installations individuelles. La
pompe à chaleur, par contre est une solution intéressante (chaud l‟hiver, froid l‟été) mais un
apport électrique est nécessaire.
Soleil ou vent ? Il est difficile de choisir car les atermoiements du législateur faussent les
comparaisons de prix. C‟est le paramètre important mais d‟autres critères doivent être pris
en compte. Du point de vue esthétique par exemple, le photovoltaïque est préférable à
l‟éolien.
Des études économiques très fouillées ont été menées par le Xerfi et par la mission PSM mais
leurs conclusions datent de 2009 et sont difficilement transposables.
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ANNEXE 1
Fonctionnement d’un réacteur nucléaire (figure annexe 1)
La plupart des réacteurs nucléaires en service dans le monde sont du type eau pressurisée.
L‟eau du circuit primaire est maintenue sous forte pression (155 atmosphères) pour la
maintenir à l‟état liquide. Cette eau sert de modérateur et de fluide caloporteur, elle
transporte la chaleur du réacteur vers les turbines qui produisent l‟électricité. Le combustible
se trouve sous forme de petites pastilles de la taille d‟1 centime en oxyde d‟uranium
légèrement enrichi empilées les unes sur les autres dans une gaine en alliage de zirconium.
On les appelle des « crayons » et ils sont assemblés en réseaux carrés de 289 éléments. Le
cœur d‟un réacteur en compte 200.
Les réactions de fission nucléaire engendrent de la chaleur, l‟eau du circuit primaire pénètre
dans le cœur à environ 290°C et en ressort à environ 325°C. Pour contrôler le niveau de
puissance, des barres absorbant les neutrons sont insérées dans les assemblages de crayons.
Elles agissent en capturant une partie des neutrons émis par chaque fission d‟un noyau
d‟uranium, pour empêcher le déclenchement de nouvelles fissions. Ainsi on module le nombre
de réactions nucléaires en enfonçant les barres plus ou moins profondément dans le cœur.
Pour arrêter le réacteur on met les barres en bas.
L‟eau du circuit primaire passe dans un échangeur ou elle cède la chaleur à l‟eau du circuit
secondaire. La vapeur produite fait tourner la turbine engendrant un générateur électrique.
L‟uranium n‟est utilisé qu‟une fois et considéré comme un déchet.
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Qu'est-ce qu'un PCET ?
Le Plan Climat Energie Territorial (PCET) est un projet territorial de développement durable dont la finalité première est
la lutte contre le changement climatique.
Institué par le Plan Climat national et repris par la loi Grenelle 1 et le projet de loi Grenelle 2, il constitue un cadre
d’engagement pour le territoire.
Le PCET vise deux objectifs :


l’atténuation, il s’agit de limiter l’impact du territoire sur le climat en réduisant les émissions de gaz à effet
de serre (GES) dans la perspective du facteur 4 (diviser par 4 ces émissions d’ici 2050) ;
l’adaptation, il s’agit de réduire la vulnérabilité du territoire puisqu’il est désormais établi que les impacts du
changement climatique ne pourront plus être intégralement évités.
Le PCET vient s’intégrer au projet politique de la collectivité. Si un Agenda 21 local pré-existe, le PCET renforce le volet
« Energie-Climat » de celui-ci. Dans le cas contraire, le PCET peut constituer le premier volet d’un futur Agenda 21.
Les objectifs, le périmètre et les acteurs d’un PCET
Les objectifs.
Tout d'abord un PCET se caractérise par des ambitions chiffrées de réduction des émissions de GES et d’adaptation du
territoire dans des contraintes de temps.

Pour 2020 : les « 3 X 20 % » de l'Union Européenne (réduire de 20 % les émissions de GES ; améliorer de 20
% l’efficacité énergétique ; porter à 20 % la part des énergies renouvelables dans la consommation finale
d’énergie)

Pour 2050 : le facteur 4 (diviser par 4 ses émissions de GES sur la base de 1990)
Si l’horizon paraît lointain, l’atteinte de cet objectif, à terme, implique d’engager un effort soutenu dès aujourd’hui et de
poser les bases d’un travail prospectif et collectif qui fera émerger une vision du territoire à long terme ainsi que de la
trajectoire permettant de l’atteindre.
Les périmètres
Les objectifs du PCET porteront sur les activités de toutes natures, dans les limites du territoire de la collectivité qui
l’engage. Outre ses compétences propres, la collectivité devra mobiliser les autres collectivités qui exercent également
des compétences sur ce même territoire.
De plus, la question « Climat-Energie » devra être intégrée dans l’ensemble des politiques sectorielles et des champs de
compétences de la collectivité, ainsi que dans les démarches et outils de planification.
Les acteurs
Le PCET concernera, le plus largement possible, toutes les activités et tous les acteurs intervenant dans (et parfois hors)
le périmètre, dès lors qu’ils génèrent des émissions de GES ou peuvent subir des dommages liés au changement
climatique. La collectivité interviendra donc en tant que maître d’ouvrage dans le cadre de ses responsabilités directes
(équipements, bâtiments…) et de ses compétences réglementaires (urbanisme, transport, distribution d’énergie…) et, en
tant qu’animatrice, auprès de tous les acteurs, publics ou privés du territoire et de sa population.
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Les étapes d’un PCET
La mise en place d’un PCET passe par plusieurs étapes, qui sont détaillées dans le guide de l’ADEME intitulé
« Construire et mettre en œuvre un PCET ».
Voici le détail des 4 étapes :
Etape 1 : Préfigurer
Cette étape a pour objectif de préparer l’adoption d’une délibération d’engagement de la collectivité. Au cours de cette
étape,




les élus et les services se seront approprié le sujet ;
le périmètre du PCET aura été clarifié auprès de tous les acteurs ;
le choix de l’organisation interne de la collectivité pour la mise en place du PCET aura été fait et l’ampleur du
chantier identifiée ;
un cahier des charges calibrant le sujet aura été réalisé.
Etape 2 : Diagnostiquer et mobiliser
Cette étape comprendra :




la réalisation du Profil climat du territoire ;
des actions de sensibilisation de la population et de formation des acteurs ;
l’engagement d’actions immédiatement possibles ;
la mise en place d’un processus co-constructif.
Le cadre stratégique et le programme d’actions feront l’objet d’une délibération-cadre.
Etape 3 : Construire le PCET
Cette phase est celle de la conception proprement dite, elle comprendra :


la définition d’un cadre stratégique incluant des objectifs chiffrés et engageants ;
la préparation du premier programme d’actions pluriannuel.
Etape 4 : Mettre en œuvre le PCET
Cette phase verra la mise en œuvre opérationnelle des décisions prises dans la phase précédente.
En continu, des actions de communication, de suivi et d’évaluation seront menées.
Une démarche progressive, d’amélioration continue
L’élaboration d’un PCET sera progressive et nécessitera près de deux ans. Dans le souci d’une amélioration continue, il
faudra enchaîner plusieurs programmes d’actions dans le temps afin de réussir la division par 4 des émissions de GES.
Un premier élément de complexité résultera de la nécessité d’identifier les actions et de les enchaîner à des échéances
rapprochées, tout en se fixant un cap de long terme (2050). Une seconde découlera du processus budgétaire des
collectivités nécessairement annuel. Il y aura donc un décalage inévitable entre les objectifs climatiques globaux, les
programmes d’actions inscrits au budget et la durée des mandats politiques.
http://www.pcet-ademe.fr/a-savoir/quest-ce-quun-pcet - page-wrapper
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ANNEXE 3 FIGURE ANNEXE 3
Photovoltaïque
L‟effet photovoltaïque utilisé dans les cellules solaires se produit lorsqu‟un semi-conducteur
est exposé à la lumière, un photon d‟énergie suffisante peut arracher un électron ? Le
courant obtenu est fonction de la lumière incidente. Le matériau utilisé comporte deux
parties, l‟une présentant un excès d‟électrons, et l‟autre un déficit en électrons, appelées
respectivement en dopée de type n et dopée de type p. Dans cette couche, il existe une quantité
d'électrons libres supérieure à une couche de silicium pur, d'où l'appellation de dopage N,
comme négatif (charge de l'électron). Le matériau reste électriquement neutre : c'est le
réseau cristallin qui supporte globalement une charge positive. (Éléments dopant (P, As, Sb
ou B).
. Lorsque la première est mise en contact avec la seconde, les électrons en excès dans le
matériau n diffusent dans le matériau P. la zone N devient chargée + et la zone P chargée -.
Il se crée donc un champ électrique qui tend à repousser les électrons dans la zone n et les
trous vers la zone p Au moment de la création de la jonction P-N, les électrons libres de la
région N rentrent dans la couche P et vont se recombiner avec les trous de la région P. Il
existera ainsi, pendant toute la vie de la jonction, une charge positive de la région N au bord
de la jonction (parce que les électrons en sont partis) et une charge négative dans la région P
au bord de la jonction (parce que les trous en ont disparu) ; l'ensemble forme la Zone de
Charge d'Espace ( ZCE ) et il existe un champ électrique entre les deux, de N vers P. Ce
champ électrique fait de la ZCE une diode, qui ne permet le passage du courant que dans un
sens : les électrons peuvent passer de la région P vers la région N, mais pas en sens inverse ;
inversement les trous ne passent que de N vers P.. En fonctionnement, quand un photon
arrache un électron à la matrice, créant un électron libre et un trou, sous l'effet de ce champ
électrique ils partent chacun à l'opposé
Les cellules photovoltaïques les plus répandues sont constituées de semi-conducteurs,
principalement à base de silicium (Si) et plus rarement d‟autres semi-conducteurs : sélénure
de cuivre et d'indium (CuIn(Se)2 ou CuInGa(Se)2), tellurure de cadmium (CdTe), etc. Elles se
présentent généralement sous la forme de fines plaques d‟une dizaine de centimètres de côté,
prises en sandwich entre deux contacts métalliques, pour une épaisseur de l‟ordre du
millimètre.
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ANNEXE 4
Le décret2010-1510 du 9 décembre 2010 suspend
l’obligation d’achat de l’électricité produite par certaines
installations utilisant l’énergie radiative du soleil
L'obligation de conclure un contrat d'achat de l'électricité produite par les installations mentionnées au 3°
de l'article 2 du décret du 6 décembre 2000 susvisé est suspendue pour une durée de trois mois courant à
compter de l'entrée en vigueur du présent décret. Aucune nouvelle demande ne peut être déposée durant
la période de suspension.
Les dispositions de l'article 1er ne s'appliquent pas aux installations de production d'électricité issue de
l'énergie radiative du soleil lorsque la somme des puissances crêtes situées sur la même toiture ou la
même parcelle est inférieure ou égale à 3 kW.
Les dispositions de l'article 1er ne s'appliquent pas aux installations de production d'électricité
issue de l'énergie radiative du soleil dont le producteur a notifié au gestionnaire de réseau,
avant le 2 décembre 2010, son acceptation de la proposition technique et financière de
raccordement au réseau.
Le bénéfice de l'obligation d'achat au titre de l'article 3 est subordonné à la mise en service de
l'installation dans un délai de dix-huit mois à compter de la notification de l'acceptation de la proposition
technique et financière de raccordement au réseau ou, lorsque cette notification est antérieure de plus de
neuf mois à la date d'entrée en vigueur du présent décret, à la mise en service de l'installation dans les
neuf mois suivant cette date. Les délais mentionnés au premier alinéa sont prolongés lorsque la mise en
service de l'installation est retardée du fait des délais nécessaires à la réalisation des travaux de
raccordement et à condition que l'installation ait été achevée dans les délais prévus au premier alinéa. La
mise en service de l'installation doit, dans tous les cas, intervenir au plus tard deux mois après la fin des
travaux de raccordement. La date de mise en service de l'installation correspond à la date de mise en
service de son raccordement au réseau.
A l'issue de la période de suspension mentionnée à l'article 1er, les demandes suspendues devront faire
l'objet d'une nouvelle demande complète de raccordement au réseau pour bénéficier d'un contrat
d'obligation d'achat
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ANNEXE 5
La région Provence-Alpes-Côte d'Azur et Capenergies, en partenariat avec l'ADEME,
lancent l'appel à projets "Agir Ensemble sur l'Energie"
Le thème de cet appel à projets (dans le cadre du programme AGIR) est : Vers une
consommation énergétique responsable et citoyenne, autrement dit: comment changer les
comportements de consommations d'énergie des particuliers de manière durable ?
Cet appel à projets est ouvert à tous les acteurs économiques et sociaux régionaux et hors
région, le projet devant avoir lieu en région Provence-Alpes-Côte d'Azur. Deux vagues de
sélection sont prévues : une première qui s’est achevée le 19 juillet et une seconde ouverte
jusqu’au 30 septembre 2010. Une manifestation d'intérêt via une note d’intention de 4 pages
est demandée pour une présélection des projets. Une étude labellisée par Capenergies a été
réalisée à l’initiative de ValorPaca. Cette dernière a nécessité une analyse rigoureuse des
compétences des laboratoires de Recherche publique sur l’Energie en PACA et en Corse, en
parallèle avec une enquête auprès des entreprises.
Cette cartographie permet d’identifier les compétences régionales existantes et de leur donner
une visibilité permettant de faire émerger des applications énergétiques nouvelles pour les
technologies utilisées dans d’autres domaines que l’énergie (TIC, matériaux, génie des
procédés).
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ANNEXE 6
Piles à combustible (hydrogène) : principe
La pile à hydrogène est une pile à combustible utilisant le dihydrogène et le dioxygène. Il s’agit d’une
combustion électrochimique et contrôlée de dihydrogène et de dioxygène, avec production simultanée
d’électricité, d’eau et de chaleur, selon la réaction chimique de fonctionnement de la pile :
2 H2
(g) + O2 (g) = 2 H2O (1)
Pour mettre en oeuvre cette réaction, on dispose de deux électrodes l’anode et la cathode séparées
par un électrolyte (milieu bloquant le passage des électrons mais laissant circuler les ions). Cette
réaction est déclenchée en utilisant un catalyseur, en général du platine.
A la cathode, pôle positif de la pile, le comburant mis en jeu est toujours le dioxygène du couple
+
O2 (g)/ H2O (l), selon la demi-équation électronique : O2 (g) + 4 H (aq) + 4 e = 2 H2O (l)
A la cathode, pôle positif de la pile, le comburant mis en jeu est toujours le dioxygène du couple
+
O2 (g)/ H2O (l), selon la demi-équation électronique : O2 (g) + 4 H (aq) + 4 e = 2 H2O (l)
A l'anode, pôle négatif de la pile, le combustible utilisé est le dihydrogène H2 du couple
+
+
H (aq) / H2 (g), selon la demi-équation électronique : H2 (g) = 2 H (aq) + 2 e
Le dihydrogène et le dioxygène utilisés peuvent être fabriqués par électrolyse de l'eau. On peut aussi
utiliser le dioxygène de l'air.
Lors de l’électrolyse de l’eau les réactions qui se produisent aux électrodes sont inverses de celles de
la pile. Les piles qui utilisent du dihydrogène pur comme combustible ne rejettent que de la vapeur
d'eau, et disposent d'un rendement élevé car elles assurent en une seule étape le passage de
l'énergie chimique à l'énergie électrique
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SOURCES
Documents de l‟International Energy Agency
Bilan Energie 2009 Observatoire régional de l‟énergie
Document ADEME sur le potentiel des eznergies renouvelables 2007
Interview de Mr A. Wignolle, commissaire du salon des «énergies renouvelables publié dans
La Tribune
Potentiel de développement des énergies renouvelable en France, V.Duluc, S. Geni 2007
III 2
Base de Données Windpower sur l‟éolien
Documents de l‟observatoire de l‟énergie
Potentiel Eolien des Bouches-du-Rhône „(ADEME)
L‟énergie éolienne, un enjeu pour le territoire, SER, Mai 2010
France Energie Eolienne étude Cap Gemini, Mai 2010
L‟éolien un atout majeur pour la France Editorial du sénateur Tregouet 2008
M Rapin et J-M Noël Energie Eolienne, Dunod 2010
Global Wind Energy Council (GWEC) wwwgwec.net
European Wind Energy Association www.ewea.org
Documents Wind power
Science et Vie, sept 2010 p.62
Pour la science nov-dec 2010 p39
III 3
Rapport PSM (Plan Solaire Méditerranéen 2008)
L‟avenir de l‟énergie solaire en 2015 Precepta Xerfi février 2010
Bilan Solaire, EDF Energies Nouvelles 2010
Prebat Socio économique 2007 Le solaire en toiture (doc. ADEME)
Document ADEME Potentiel de développement de l‟énergie solaire en PACA
EDF Energies Nouvelles Bilan Solaire 30 juin 2010
Les revirements du législateur Le Moniteur juin 2010
Mission relative au développement et la régulation de la filière photovoltaïque en France
(Rapport CHARPIN)
XERFI Le marché de l‟énergie solaire à l‟horizon 2015 (février 2010)
Rapport Ollier 30 mars 2010III 4
La Géothermie en France mars 2009 document SER
La géothermie en PACA Groupe de travail Octobre 2008 sous l‟égide du BRGM
La Géothermie « un potentiel à creuser » Pour la Science nov-dec 2010 page 65 et suiv.
Dossier Géothermie Groupe Total
XERFI : la géothermie et l‟aérothermie à l‟horizon 2012 (avril 2010)
Rapport du groupe de travail sur l‟approvisionnement énergétique de l‟est de la région PACA
Octobre 2008 l‟énergie géothermique en région PACA „avec le concours du BRGM
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III 6
Communes Forestières Paca : Synthèse des gisements de bois disponibles pour une
valorisation énergétique en Paca 2009
XERFI Le développement de la biomasse (juillet 2009)
III 9
XERFI Les énergies hydrauliques et marines à l‟horizon 2020 (juillet 2010)
Ministère de l‟Ecologie ….Prix des Energies 2010
L‟efficacité énergétique document Total
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