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RES

L’énergie électrique d’origine renouvelable dans la région du Rhin supérieur Risques associés et enjeux sociétaux

Préambule Dans un contexte de réforme territoriale en France - contexte qui entraîne des modifications sensibles sur les pratiques et les façons de travailler pour les puissances publiques et les acteurs économiques - le TP Est1 apporte, avec ce nouveau fascicule, à partir de la question de « L'énergie électrique d'origine renouvelable dans la région du Rhin supérieur », un angle d’approche original sur l’intrication des enjeux propres aux relations transfrontalières dans une région où se juxtaposent réglementations et habitudes différentes dans des contextes économiques voisins. Les particularités de la démarche du TP Est et de sa composition méritent qu’on s’y arrête puisqu’elles apportent au projet de l’association RES une contribution spécifique. Ses travaux s’inscrivent depuis 1984 dans le cadre du projet de l’association : « une analyse des évolutions qui interviennent dans la relation entre les puissances publiques et les autres acteurs de la société, par une réflexion menée par des personnes non seulement intéressées mais aussi directement concernées, de par leur profession ou leurs engagements personnels, par les sujets retenus »2. Il ne s’agit pas d’un travail de spécialistes mais de la réflexion d’un ensemble d’acteurs, réflexion conduite selon une méthodologie particulière proposée par l’équipe de chercheurs-consultants qui accompagne les travaux. Dans le TP Est sont réunis des élus, des membres des administrations, des industriels, des représentants d’association, avec une caractéristique propre à ce TP qui est que les participants relèvent de trois régions frontalières : le canton de Bâle ville, le land du Bade-Wurtemberg, et les régions Alsace et Lorraine. Les travaux dont faisait état le précédent fascicule du TP Est étaient centrés sur l'acceptabilité par le public d’installations industrielles à risque et les conditions créées, en matière de gestion des risques, par des réglementations spécifiques à chacun des territoires concernés. A partir des expériences de terrain mobilisées par les acteurs du TP le présent fascicule sans s’attacher à regarder les volumes des produits ou des flux, se fait l’écho des possibilités ou contraintes rencontrées dans la mise en œuvre de nouvelles productions électriques à partir de diverses sources renouvelables, et de la question liée des impacts territoriaux et sociétaux résultant de décisions convergentes mais non coordonnées des différentes autorités nationales et régionales compétentes. La préoccupation du TP a été de mesurer l’impact sociétal de ces productions et de faire ressortir les exigences contradictoires sur cette zone transfrontalière spécifique dont l’une des caractéristiques est d’être composée de trois Etats dont deux sont membres de l’Union Européenne et le troisième non. La mobilisation d’une représentation pluricatégorielle et plurinationale, a permis de mettre en évidence certains des enjeux et difficultés d’une coopération transfrontalière qui ne se limiterait pas à régler des besoins de coordination mais chercherait à traiter également des incidences (économiques, environnementales, sociétales, techniques) par-delà les limites nationales. En ce sens le travail du TP et le fascicule qui en est issu constituent sur un espace tri-régional et avec des acteurs locaux une illustration spécifique de l’enjeu au centre du projet de RES : la relation entre puissances publiques et acteurs économiques. Comme président de RES, je souhaite que la lecture de ce fascicule fasse connaître le travail du TP Est au-delà du cercle de ses participants, et provoque la curiosité de ses lecteurs à propos du projet de RES dans son ensemble. Philippe Pradel Président de RES

1 Travaux Particuliers, voir Chapitre VII 2 Document en annexe : le projet de RES, Chapitre VII

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Table des matières

I. INTRODUCTION ................................................................................................................................. 3

II. ÉNERGIE ÉLECTRIQUE DANS LA RÉGION DU RHIN SUPÉRIEUR .................................... 5 A. PRODUCTIONS GLOBALES D'ÉLECTRICITÉ........................................................................................... 5 B. ÉVOLUTIONS FUTURES DE LA CONTRIBUTION DES ENR À LA PRODUCTION D'ÉLECTRICITÉ ................ 6

III. DYNAMIQUES ET ENJEUX DE LA PRODUCTION, DU TRANSPORT, DE LA CONSOMMATION ET DU MARCHÉ DE L’ÉNERGIE ÉLECTRIQUE D'ORIGINE RENOUVELABLE....................................................................................................................................... 8

A. PRODUCTIONS D'ÉLECTRICITÉ D'ORIGINE RENOUVELABLE ................................................................. 8 1. Hydraulique .................................................................................................................................. 8 2. Biomasse (combustibles non-fossiles) ..........................................................................................10 3. Géothermie ...................................................................................................................................13 4. Photovoltaïque (PV) .....................................................................................................................15 5. Eolien ...........................................................................................................................................18

B. TRANSPORT, DISTRIBUTION ET CONSOMMATION : INTERDÉPENDANCE DES RÉSEAUX .......................22 1. Les réseaux de transport et de distribution ..................................................................................22 2. La consommation .........................................................................................................................23 3. Flux et échanges internationaux ..................................................................................................24

IV. ÉNERGIE ÉLECTRIQUE ET ÉVOLUTION DES MODES DE DÉCISION COLLECTIFS ...28 A. ENJEUX SOCIÉTAUX DE L’ÉNERGIE ÉLECTRIQUE ...............................................................................28

1. Introduction ..................................................................................................................................28 2. La problématique des niveaux territoriaux : l’initiative locale, la synthèse territoriale et les réseaux nationaux et européens ...........................................................................................................28 3. Les enjeux « économiques » pour les producteurs, pour les consommateurs industriels et pour les particuliers .....................................................................................................................................29 4. L’économie des installations de production .................................................................................31 5. Le besoin d’équilibre du système électrique à chaque instant .....................................................32 6. La localisation de la production, l’acceptation locale et la concertation ....................................32

B. UNE ÉVOLUTION À VENIR ? ...............................................................................................................34 1. Les énergies renouvelables, incarnation du « développement durable » dans le paysage quotidien, notamment pour les consommateurs ? ...............................................................................34 2. Des rôles moins stéréotypés ? ......................................................................................................35

V. CONCLUSIONS .................................................................................................................................36 VI. SUPPORT TECHNIQUE ..................................................................................................................38

A. SOUTIENS DES ENR ET PRIX DE VENTE DE L'ÉLECTRICITÉ .................................................................38 1. Tarifs de rachat de l’électricité produite par EnR .......................................................................38 2. Prix de l'électricité .......................................................................................................................40

B. INSTALLATIONS NUCLÉAIRES DANS LE RHIN SUPÉRIEUR ...................................................................40 C. FILIÈRE HYDRAULIQUE ......................................................................................................................41 D. FILIÈRE DE LA BIOMASSE ..................................................................................................................43 E. FILIÈRE DE LA GÉOTHERMIE ..............................................................................................................44 F. FILIÈRE DU PHOTOVOLTAÏQUE ...........................................................................................................49 G. FILIÈRE DE L'ÉOLIEN .........................................................................................................................53 H. FILIÈRE DU TRANSPORT ET DE LA DISTRIBUTION ...............................................................................56

VII. ANNEXE RES .....................................................................................................................................60

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I. Introduction

Après avoir travaillé (de 2000 à 2009)3 au sein du programme expérimental « Sécurité Industrielle et Environnement » de l’association RES sur le risque acceptable dans le cadre d’implantation de sites industriels sur un espace transfrontalier, les participants du TP ont décidé de poursuivre leurs travaux sur la manière dont les modes de coopération sont construits et se confrontent dans le territoire du Rhin supérieur 5 à propos des enjeux sociétaux liés à la production électrique à partir de sources renouvelables. L’énergie électrique constitue, dans un contexte de transition énergétique4, pour les entreprises comme pour les administrations, un enjeu stratégique auquel l’opinion publique est fortement sensible. Il existe, au-delà de la capacité de produire (chapitre II), un champ de contraintes dont les composantes sont, entre autres, le 10 contexte économique, les choix politiques des modes de production, la difficulté technique majeure de stockage de l’électricité, l’enjeu de la stabilité des réseaux, celui de la protection de l’environnement et celui de l’acceptabilité des différents types d’installations par le public. Producteurs, transporteurs, distributeurs, puissances publiques dans leur diversité, consommateurs, 15 populations avoisinantes des installations industrielles apparaissent comme un continuum: quoi qu’il en soit des choix techniques, les implantations de sites de production industrielle nécessitent de prendre en compte l'ensemble des facteurs qui permettent ou entravent l’acceptation d’une implantation par un public proche, notamment la dimension sociale dont sont investies certaines technologies (en termes d’emplois ou d’attrait pour leur technicité, et d’attentes en matière de consommation). 20 Conformément au mode d’approche de RES, et dans la continuité des travaux précédents, le choix a été fait, de partir de situations de terrain appuyées sur l’expérience et la pratique des catégories présentes dans le programme. Pour ce faire, les participants se sont efforcés, sans viser toutefois à réunir l’ensemble des acteurs de la filière électrique, de construire une approche pluricatégorielle de la relation entre les choix 25 nationaux de politiques énergétiques en matière de production d’électricité à partir de l’exploitation de gisements de sources renouvelables et les conditions de leurs mises en œuvre telles qu’elles se déclinent sur un territoire particulier. Au noyau initial du programme (représentants des industriels de la chimie, des puissances publiques 30 nationales et locales françaises, allemandes et suisses, représentants d’associations de protection de l’environnement, commissaires enquêteurs,…), se sont progressivement, au fil du travail, associés des représentants de nouvelles catégories d’acteurs notamment des élus locaux, des industriels producteurs (français et suisses) d’énergies « programmables » et « renouvelables », un transporteur d’électricité et des représentants des différents niveaux de décision des puissances publiques des trois régions. 35 Dans cette composition, a été retenue une série d’installations au fur et à mesure du travail parmi les activités représentées : biomasse, géothermie, photovoltaïque, hydroélectricité. Pour chaque situation, l’installation ou le projet ont été présentés par un ou plusieurs de ses acteurs industriels, avec le point de vue des administrations de contrôle concernées. Une visite du site ou des installations a été organisée. Dans chaque cas, une note décrivant les caractéristiques du projet (Chapitre VI)5 a été fournie en appui à la 40

3« Pour une approche pluri-catégorielle de la sécurité industrielle », article paru dans la revue des Annales des Mines en 1986. «Implantations industrielles et des enjeux du débat sociétal dans l’espace transfrontalier du Rhin supérieur », fascicule du TP Est 2005. « Du risque industriel au risque supposé acceptable, du risque supposé acceptable à l’acceptation du risque ? », fascicule du TP Est 2009, disponible en allemand et en français: www.alsace.developpement-durable.gouv.fr/IMG/pdf/Acceptabilite_Risque_D_Version_5_cle71aa39.pdf www.alsace.developpement-durable.gouv.fr/IMG/pdf/Acceptabilite_Risque_F_Version_5_cle72111e.pdf 4 Le ministère de l’environnement, de l’énergie et de la mer français a lancé un vaste programme en 2007 sous l’appellation « Grenelle de l’environnement » réunissant tous les partenaires institutionnels, associations et ONG visant à améliorer l’efficacité énergétique et à réduire les gaz à effets de serre au niveau des valeurs de 1997. La loi n°2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte a donné suite au « Grenelle de l’environnement » et ses travaux. 5 L’ensemble des caractéristiques techniques des sites visités ainsi que différents éléments sur les modes de productions et de transport sont détaillés en chapitre VI : supports techniques.

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présentation. Un débat contradictoire sur chacun des cas autour des enjeux de production, de transport et d’acceptation (chapitre III) a eu lieu entre l’ensemble des catégories présentes (niveaux de décision centraux ou locaux, autres sources de production d’électricité, organismes chargés de l’interconnexion, public, …). 5 En mettant en interaction dans une certaine durée ces différentes expériences, catégories d’acteurs et pluralités de points de vue, le travail a cherché, à partir de l’analyse des conditions effectives de mise en œuvre des activités dans leur diversité, à appréhender au plus proche du terrain, les contraintes et objectifs, parfois complémentaires et souvent contradictoires, que la situation de production d’énergie électrique sur un territoire donné suscite pour les acteurs. Il a ainsi rendu sensible le fait que pour apprécier l’impact des 10 énergies renouvelables, il n’était pas envisageable de regarder uniquement les modes de réception des systèmes techniques, mais qu’il fallait aussi s’interroger sur les conditions d’adaptabilité des projets technologiques aux attentes des consommateurs auxquels ils s’adressent et aux contraintes d’un espace de coopération transfrontalière (chapitre IV). 15 C’est cette analyse pluricatégorielle que le présent document s’efforce de refléter.

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II. Énergie électrique dans la région du Rhin supérieur

Le programme a fait le choix de délimiter son champ de travail et de privilégier la production d’électricité à partir de sources d'énergies renouvelables (EnR). Le choix a été fait de considérer cet aspect dans le cadre des enjeux de continuité/discontinuité de la production dans un contexte où des décisions plurinationales contradictoires peuvent intervenir. Toutefois à l’introduction de ce travail il semble nécessaire de faire un 5 point sur les nombreuses sources de production d’énergie électrique (barrages, éoliennes, panneaux solaires, géothermie, nucléaire, thermiques,…) présentes dans la région Rhin supérieur. Afin de bien cerner l’objet il a semblé important aux acteurs du programme d'avoir un ordre de grandeur de la répartition des principaux modes de production et le potentiel des ressources. Dans cette perspective, un 10 travail de recueil des données disponibles sur les productions et planifications des pays et des régions a été engagé incluant des tableaux construits pour favoriser une analyse comparative des pratiques des acteurs des trois régions transfrontalières. La répertoration des caractéristiques techniques de différentes filières énergétiques fournit des éléments pour associer ou regrouper différentes variables et donne des éléments de comparaison dans le temps des sources d’énergie renouvelables et non renouvelables. Ces valeurs apportent 15 notamment des éléments de réflexion permettant d'approcher les choix des politiques et les conditions de mise en place des productions associées à l’énergie électrique d'origine renouvelable.

A. Productions globales d'électricité Les productions d'électricité à partir de sources non-renouvelables (nucléaire et sources fossiles) sont aussi répertoriées dans les tableaux car elles représentent plus des ¾ de la production électrique en Allemagne et 20 en France et plus de 40% de la production en Suisse. La filière nucléaire dans les trois régions du Rhin supérieur est brièvement présentée en fiche technique (chapitre VI). La filière des sources fossiles n'a pas fait l'objet d'une synthèse similaire. Les aspects techniques des différentes sources renouvelables de production d'électricité sont également explicités sommairement en fiche technique. 25 La situation de l'énergie électrique en 2014 dans les trois pays Allemagne, France et Suisse et dans la région du Rhin supérieur est résumée dans les tableaux suivants avec des données techniques de production brute d'électricité et d'autres caractéristiques: Bilans électriques en Allemagne6, en France7 et en Suisse8 30

Modes de production Allemagne France Suisse TWh % TWh % TWh % Nucléaire 97,1 15,5 413,0 77,0 26,4 38,1 Sources fossiles (gaz, charbon) 367 58,7 27,0 5,0 1,3 1,9 Hydraulique 20 3,2 68,2 12,6 39,3 56,8 Biomasse (bois, biogaz. déchets) 49 7,8 6,6 1,2 1,7 2,4 Géothermie <1 <1 0 Photovoltaïque 35 5,6 5,9 1,1 0,8 1,2 Eolien 57 9,1 17,0 3,1 0,1 0,1 Production brute totale 627 540 69,6 Parts des EnR dans l'électricité 25,7 18,0 60,5 Import Export

38,9 74,5

27,3 92,4

37,4 42,9

Consommation totale finale 511,5 465,0 57,5 Les modes de production d'électricité dans le Bade-Wurtemberg et en Alsace sont reportés ci-dessous ainsi que celle de la Suisse dans son ensemble afin d'avoir des régions comparables (surface et démographie):

6 Bundesministerium für Wirtschaft und Energie, Dezember 2015, www.bmwi.de; Strommix: www.ag-energiebilanzen.de/; www.bdew.de/internet.nsf/id/energiemix-de 7 RTE, bilan électrique français. édition 2014, www.rte-france.com/sites/default/files/bilan_electrique_2014.pdf 8 www.strom.ch/fr/energie/faits-relatifs-a-lenergie/production-et-mix-energetique.html www.bfe.admin.ch/themen/00526/00541/00542/00630/index.html?lang=fr&dossier_id=00765

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Bilans électriques dans le Rhin supérieur et en Suisse

Modes de production Bade-Wurtemberg 9 Alsace et Lorraine10,11

Suisse

TWh % TWh % TWh % Nucléaire 21,6 35,5 42,8 72,9 26,4 38,1 Sources fossiles (gaz, charbon) 24,3 40,1 6,2 10,6 1,3 1,9 Hydraulique 4,8 7,9 7,8 13,3 39,3 56,8 Biomasse (bois, biogaz, déchets) 4,5 7,3 0,3 0,5 1,7 2,4 Géothermie 0,2 0,3 0 0 0 0 Photovoltaïque 4,6 7,6 0,3 0,5 0,8 1,2 Eolien 0,7 1,1 1,3 2,2 0,1 0,1 Caractéristiques des réseaux nationaux

Transport Allemagne12 France Suisse

Tensions (kV) 220 / 380 kV 60 / 110 kV

225 / 400 kV 63 / 90 kV

220 / 380 kV 50 / 150 kV

Longueur des lignes (km) 35 129 km 76 899 km

48 292 km 56 591 km

6 700 km

Nombre transporteurs 4 1 1 Nombre fournisseurs pour ménages 890 14713 1 5

B. Évolutions futures de la contribution des EnR à la production d'électricité Pays 2020 2030 / 2035 2040 2050

Allemagne Au moins 35% 2030 : 40 – 45% 55 – 60% Au moins 80% France 27% 2030 : 40% Suisse Env. 65% 2035 : env. 84% Env. 95%

Allemagne14 La production d'électricité par les EnR en 2014 s'élevait 161 TWh ce qui représente une augmentation de 5,4% en une année. La production d'électricité par des EnR a pour la première fois dépassé celle du lignite 10 (156 TWh en 2014). La loi sur les énergies renouvelables (EEG) projette une évolution de la contribution des EnR selon le tableau ci-dessus15. France La loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte, promulguée le 18 août 2015, offre aux 15 énergies renouvelables de nouvelles perspectives. La production d’électricité de source renouvelable devra atteindre 40 % du mix électrique en 2030. Cet objectif est la base de la Programmation Pluriannuelle de l’Énergie (PPE), inscrite dans la loi16. Suisse 20 La stratégie énergétique 2050 du Conseil fédéral17 fixe des valeurs indicatives de production à atteindre pour les EnR, tenant compte des fermetures prévues des centrales nucléaires, à savoir : Mühleberg en 2019

9 www.statistik.baden-wuerttemberg.de/Pressemitt/2014402.asp; Sébastien Oser Regierungspräsidium Freiburg Kompetenzzentrum Energie, www.um.baden-wuerttemberg.de 10 www.rte-france.com/sites/default/files/2015_04_17_cp_bilan_electrique_alsace.pdf 11 www.rte-france.com/sites/default/files/cp_be_lorraine_10.04.2015-v1.pdf 12 www.3sat.de/page/?source=/nano/umwelt/152950/index.html 13 www.developpement-durable.gouv.fr/Liste-des-operateurs-autorises.html 14 www.umweltbundesamt.de/themen/klima-energie/erneuerbare-energien/erneuerbare-energien-in-zahlen 15 www.bmwi.de/BMWi/Redaktion/PDF/V/vierter-monitoring-bericht-energie-der-zukunft,property=pdf,bereich=bmwi2012,sprache=de,rwb=true.pdf 16 Panorama de l’électricité renouvelable en 2015 : www.enr.fr/energies-renouvelables-en-france 17 www.news.admin.ch/message/index.html?lang=fr&msg-id=50123

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(soit -2,9 TWh), Beznau I en 2029 (-3 TWh) et Beznau II en 2031 (-2,8 TWh). La stratégie 2050 est basée sur une production électrique par les nouvelles énergies renouvelables de 4,4 TWh en 2020, de 14,5 TWh en 2035 et de 24,2 TWh en 2050 avec une production hydraulique de 37,4 TWh dès 2035. 5

* * *

Cette comparaison des chiffres des différentes productions et des perspectives de leur développement, à travers ces différents tableaux construits a posteriori spécifiquement pour ce travail, donne un certain point 10 de vue du bilan énergétique en matière de production électrique sur les trois pays. Mais que recouvre cette notion dont il est difficile d’avoir une vue d’ensemble ? Est-ce un bilan environnemental qui tient compte de l’intérêt économique des milieux naturels, des dégâts causés et des coûts et des investissements nécessaires pour une remise à niveau des sites impactés ? Est-ce un bilan économique ? 15 Dans une certaine mesure une partie de ces chiffres témoignent des capacités d’initiative des puissances publiques en matière de diversification de la production énergétique notamment en termes de développement des EnR. Mais ces politiques incitatives qui témoignent de leur volonté de répondre aux enjeux sociétaux comme environnementaux sont confrontées lors de la mise en place de projets locaux de production aux contraintes territoriales qui ne peuvent être occultées. Comment peuvent s’articuler les 20 problématiques centrales et les réalités locales ou régionales en ce qui concerne la mise en œuvre des échanges énergétiques, sachant que chaque région transfrontalière possède des outils différents fondés sur des logiques différentes ? Les différentes expériences des participants du TP et l’ensemble des exemples qui vont suivre (et seront 25 développés) ont permis de dépasser une perception d'ensemble des données et de prendre la mesure de l’interaction constante dans laquelle elles agissent. Ces exemples de productions et expériences nous ont en particulier montré que la réflexion sur les risques et enjeux sociétaux de l'implantation ou la construction de nouvelles installations EnR doit prendre en compte la multiplicité des acteurs et leurs objectifs ainsi que la diversité des réseaux qu'ils créent et animent, sachant que les opérations se déroulent selon trois pratiques 30 réglementaires différentes.

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III. Dynamiques et enjeux de la production, du transport, de la consommation et du marché de l’énergie électrique d'origine renouvelable

Des objectifs à long terme de production d’énergies renouvelables ont été fixés au cours de ces dernières années. D’ici à 2020, l’Union Européenne fait obligation aux pays membres de réduire de 20% les émissions de gaz à effet de serre, d’améliorer de 20% l’efficacité énergétique et de porter à 20% la part des 5 énergies renouvelables dans la consommation finale d’énergie. En France l’objectif des 3×20 a été repris avec une volonté affichée de porter à 23% la part d’énergies renouvelables dans la perspective d’une transition énergétique. L'Allemagne vise une proportion de 50% et la Suisse de 40%. Ces nouvelles énergies mobilisent des ressources dispersées dans l’espace; certaines régions sont riches en ressources naturelles hydrauliques, d'autres en ressources forestières ou éoliennes. Mais parce qu'elles engagent des 10 investissements lourds, sur le long terme, et qu'elles peuvent avoir aussi des conséquences importantes sur l'aménagement du territoire, comme toutes sources d’énergie, les décisions en matière d’installation de site producteur d’énergie à partir de sources renouvelables relèvent d'un processus de concertation qui implique une grande diversité d'acteurs (administrations, élus, entreprises privées, associations de riverains et individus). La région du Rhin supérieur qui bénéficie de multiples possibilités de production d’énergie 15 électrique à partir de sources renouvelables participe à ce développement. Mais quelle est la part des avantages à court terme et long terme inhérents aux différents types de source et d’utilisation d’énergie face aux risques de nuisance et de pollution qu'elles peuvent engendrer ? L’articulation de ces niveaux de production, grands et petits, est-elle concevable, est-elle une voie de développement et de régulation du réseau électrique ? 20 A travers différents exemples nous tenterons dans ce chapitre de donner un aperçu des différents types de production, à partir de sources renouvelables (productions de base et complémentaire), que nous avons pu voir au cours de notre travail et qui nous a permis de caractériser plus avant certains éléments constitutifs des relations entre producteur et transporteur, notamment la rapport offre-demande, compte tenu de critères multiples (prévisions de consommation, météorologie, critères de coût). 25

A. Productions d'électricité d'origine renouvelable

1. Hydraulique L’hydroélectricité, c’est-à-dire la production d’électricité à partir de la force de l’eau, est apparue au milieu du 19ème siècle. Toutes les centrales hydrauliques fonctionnent selon un même principe, elles utilisent la force de l’eau qui coule. La quantité d’énergie produite dépend soit de la hauteur de la chute d’eau, soit du 30 débit disponible, soit des deux à la fois. Les différents types de centrales hydrauliques sont présentés dans le support technique (chapitre VI). Aménagement du Rhin Depuis près de deux siècles, l’histoire du Rhin est liée à la navigation et à l’utilisation de sa force motrice. 35 Le fleuve été aménagé au 19ème siècle pour régulariser son cours, favoriser la navigation et protéger les riverains des crues. Dès le début du 20ème siècle sa force motrice due à un débit important (1 000 m3/s à Bâle) a été utilisée pour produire de l’électricité, en particulier en aval du lac de Constance où plus d’une vingtaine de centrales ont été construites. Le Rhin marquant la frontière entre la Suisse et l’Allemagne puis entre la France et l’Allemagne, plusieurs centrales sont exploitées par les deux pays riverains. 40 La production hydraulique en Allemagne et au Bade-Wurtemberg La production hydroélectrique en Allemagne est de 20,5 TWh en 2014 et est restée constante ces dernières années, à la quatrième place des sources d'électricité. Le Bade-Wurtemberg possède 67 centrales hydrauliques représentant 900 MW pour les centrales au fil de l’eau, essentiellement sur le Rhin, le Neckar 45 et l’Iller et 1 900 MW pour les centrales à accumulation et les centrales de pompage-turbinage. La production hydraulique en Alsace 10 grandes centrales hydroélectriques jalonnent le Rhin franco-allemand. Elles représentent une puissance globale de 1 400 MW et produisent environ 8 000 GWh dont 7 300 GWh pour la France. L'Alsace produit 50 ainsi environ 45% de son énergie électrique grâce à l'hydroélectricité du Rhin. Ces centrales sont essentiellement de type au fil de l’eau et ont chacune une puissance d’environ 140 MW. Ce sont les

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ouvrages de Kembs, Ottmarsheim, Fessenheim, Vogelgrun, Marckolsheim, Rhinau, Gerstheim, Strasbourg, Gambsheim et Iffezheim. Cet ensemble est complété par l'usine de pompage-turbinage du Lac Noir dans le but d'absorber en partie l'énergie produite de nuit à Kembs pour la restituer de jour. Deux petites centrales de faible puissance sont également installées sur les barrages agricoles de Breisach et de Kehl. 5 Les autres installations existantes en Alsace relèvent de la petite hydroélectricité et sont réparties sur les affluents en rive gauche du Rhin. La centaine de petites installations présentes en Alsace conduisent ainsi à une puissance cumulée installée de l'ordre de 12 MW pour une production annuelle d'environ 50 GWh. 10 La production hydraulique en Suisse Une douzaine de centrales, principalement au fil de l’eau, sont exploitées sur le Rhin entre le lac de Constance et Bâle. D’une puissance installée d’environ 900 MW, les plus importantes sont Rheinfelden, Birsfelden, Ryburg-Schwörstadt et Laufenburg. 15 Au 1er janvier 2014, la Suisse possédait, sur l’ensemble de son territoire, 604 centrales d'une puissance égale ou supérieure à 300 kW, qui produisent annuellement une moyenne de 36 031 GWh d'électricité. Environ 47,6% sont générés par des centrales au fil de l'eau, 48% par des centrales à accumulation, et 4,4% par des centrales à pompage-turbinage. Elle compte plus de 1 000 petites centrales hydroélectriques (inférieure à 10 MW), dont la puissance installée est d'environ 760 MW et la production annuelle de 20 3 400 GWh. La production totale d’électricité de source hydraulique est donc d’environ 39 500 GWh. La Grande Dixence Construit entre 1953 et 1961, le barrage de la Grande-Dixence est un barrage poids situé dans le val des Dix sur la commune d'Hérémence en Valais. Haut de 285 mètres, l’historique et la présentation de cet 25 ouvrage ont permis de prendre la mesure de l’étendue du site notamment de ses réseaux de canalisation de captage de l’eau. La puissance installée est de 2 000 MW et la production annuelle d'électricité est de 2 000 GWh. La visite de la partie production (usine souterraine de turbinage de Bieudron) et de la conduite forcée ont donné un aperçu de l’ensemble du processus de production électrique par l'hydraulique. Certains aspects de la présentation du barrage ont amené des débats sur la difficulté d’articuler la capacité 30 globale et les éléments nodaux nécessaires à l'organisation des flux à travers notamment : la cohérence des projets d’implantation et la maîtrise des impacts sur l’environnement, l'engagement toujours plus fort des associations de protection de l’environnement, des élus locaux ou

encore des populations dites « petit public » lors des procédures d’implantation (allongement conséquent des délais de concertation), 35

la gestion durable et l’aménagement des zones d’activités économiques et la maîtrise des risques industriels,

la préservation du cadre de vie, la protection des milieux naturels et de la biodiversité. Enjeux et évolution des différentes filières hydrauliques 40 Les grandes centrales au fil de l’eau produisent principalement une énergie de base car la production dépend uniquement du débit qui est relativement constant. Au contraire, les centrales à accumulation ou de pompage-turbinage permettent de stocker l’eau en période de faible consommation et d’utiliser cette réserve très rapidement en cas de forte demande d’électricité. Elles peuvent être mises en service et arrêtées dans un laps de temps très court et s’adapter ainsi rapidement aux besoins. Néanmoins, le prix de vente de 45 l'électricité sur le marché – environ 3 centimes le kWh en 2015 - ne suffit plus à couvrir les coûts de production d'environ 6 à 7 centimes le kWh en moyenne pour un barrage dont les investissements sont amortis et quelque 10 centimes dans le cas contraire18. L’hydraulique est donc aujourd'hui déficitaire. De plus, il apparaît que les grands barrages d'accumulation s'ensablent sans possibilité de curage, limitant leur durée d'exploitation sur le long terme. 50 Dans la zone étudiée l’évolution de la grande hydroélectricité est quasi nulle, et se limitera essentiellement à des améliorations du rendement. Ainsi la centrale de Rheinfelden datant de 1898 a été complètement

18 L’appel au secours des barragistes; Le Temps,19 juin 2013, Marie Parvex

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reconstruite en 2011. La hauteur de la chute d’eau a été portée de 6 à 9 m, le débit est passé de 600 à 1 500 m3/s et l’installation de quatre turbines bulbes à double régulation ainsi que d’une turbine Dotier ont permis d’accroître la puissance de la centrale de 26 à 100 MW. De même l’addition d’une cinquième turbine à la centrale d'Iffezheim lui a permis de devenir la plus grande centrale hydroélectrique en Allemagne. L'aménagement du Rhin prévoyait également un dernier barrage situé à proximité d'Au am 5 Rhein en Allemagne avec un partage de l'énergie produite entre les deux pays. La réalisation de cette dernière unité n’est plus à l’ordre du jour. Le potentiel de force hydraulique en Suisse est aujourd'hui presque totalement exploité, sauf dans le domaine du pompage-turbinage et celui des petites installations hydrauliques : la petite hydraulique en 10 Suisse offre encore des possibilités de développement allant jusqu'à 2 200 GWh par an grâce à des innovations sur le plan technique si elle peut bénéficier de mesures écologiques. Selon la stratégie énergétique la production devrait être augmentée à 3,2 TWh/a jusqu'en 2050. Pour le Bade-Wurtemberg la création de nouvelles petites centrales est fortement liée aux progrès techniques en matière d’environnement. Pour la France et en particulier l’Alsace, le croisement du potentiel d’installations 15 nouvelles avec les enjeux environnementaux laisse apparaître la possibilité de quelques dizaines d’installation d’une puissance totale d’environ 10 MW pouvant produire de l’ordre de 40 GWh/an. L’impact environnemental des ouvrages reste important. Le rapport entre gain énergétique et charge environnementale est moins bon pour les petites installations que pour les grandes. Néanmoins un de ses 20 atouts majeurs est l’absence d’émissions atmosphériques. La production s’appuie uniquement sur le cycle de l’eau. Par contre les centrales constituent des obstacles qui perturbent profondément la migration des poissons et provoquent une forte réduction du charriage dans le fleuve et une importante diminution des habitats des poissons et des organismes dont ils se nourrissent. Les espèces sont particulièrement affectées.

2. Biomasse (combustibles non-fossiles) 25 Dans la filière biomasse on peut distinguer trois grandes catégories : la biomasse bois appelée aussi bois-énergie : ce sont principalement les ressources ligneuses d’origine

forestière ou agricole, la biomasse déchets dont la méthanisation (voir chapitre VI), la biomasse agricole et agrocarburants. 30 La biomasse, en particulier le bois-énergie, est une des sources d'énergie renouvelable offrant un fort potentiel de développement. Toutefois une concurrence d'utilisation existe entre production de chaleur, d'électricité et de carburant. 35 Le développement de la biomasse pour la production d'électricité doit tenir compte des aspects environnementaux : en règle générale, seuls les déchets organiques présentent un bilan positif entre énergie produite et charge environnementale. Le bilan écologique des plantes pour carburant nécessitant beaucoup d'eau et d'engrais (maïs, colza etc.) est généralement moins bon que celui des sources fossiles remplacées. De plus le bilan énergétique par m2 est plus faible pour ces plantes que pour le photovoltaïque. 40 L’évaluation des stratégies d’approvisionnement en bois-énergie doit tenir compte de différents aspects tels que la croissance des ressources forestières et ses multiples usages. Différents dispositifs sont imaginés ou mis en place pour limiter le risque éventuel de pénurie. En tant que matière première, l’exploitation du bois relève d’applications énergétiques avec des enjeux économiques mais la filière contribue aussi à la 45 préservation de la biosphère et participe d’un rôle social. Allemagne et Bade-Wurtemberg19 En Allemagne 20 , les 14 250 installations de biomasse d'une capacité de 7 GW ont généré 40 TWh d'électricité en 2014. Cela représente une augmentation 2 TWh (+5%) par rapport à l'année précédente. 50

19 www.erneuerbare-energien.de/EE/Redaktion/DE/Downloads/zeitreihen-zur-entwicklung-der-erneuerbaren-energien-in-deutschland-1990-2015.pdf;jsessionid=1FC2377122B1A6C35B698065710B3F1F?__blob=publicationFile&v=6 20www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Allgemeines/Bundesnetzagentur/Publikationen/Berichte/2015/Monitoringbericht_2015_BA.pdf?__blob=publicationFile&v=3

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Cette augmentation est essentiellement due aux contributions venant du biogaz (+5,4%) et de la partie biologique de déchets (+12,7%). La contribution électrique de la biomasse de 6,7% en 2014 devrait atteindre 8,0% en 2020. Fin 2014, on comptait dans le Bade-Wurtemberg 890 installations de biomasse avec une puissance installée 5 de 320 MWe

21 . Les installations les plus importantes se situent dans les Kreisen (arrondissements) de Rastatt, Böblingen et d’Enz22. Presque 50% de cette puissance provient du bois sous ses différentes formes. Les ⅔ de cette énergie sont consommés sous forme de chaleur, ⅓ produit de l'électricité23. Cas concret dans le Bade-Wurtemberg 10 La visite d'une usine biogaz, qui alimente le réseau de chaleur d'un parc industriel et fournit l’électricité aux entreprises du site, a été l’occasion pour les membres du TP de découvrir une nouvelle expérience de production d’énergie et différents aspects techniques et réglementaires liés à ce mode de production. Plusieurs points ont été abordés, notamment : - l’enjeu de la ressource et la gestion des matières organiques (coordination avec des acteurs pluriels, en 15

l’occurrence les agriculteurs et les éleveurs); - le traitement de différents types de déchets et les contraintes réglementaires liées (par exemple

l’impossibilité de récupérer les déchets de bords de route); - les problématiques de stockage (durée nécessaire, rotations, accélération de la décomposition). 20 Ce type de production nous a notamment interrogés sur les conditions d’injection de l’électricité produite par l’usine dans le réseau. Il apparaît que cette expérience originale de production partage certaines difficultés avec d’autres situations observées lors de visites antérieures. La question du bilan économique et environnemental reste en particulier posée. 25 La filière en Alsace et Lorraine La Région Lorraine est la 3ème Région boisée de France avec 174 Mio. de m3 de bois sur pied (derrière l’Acquitaine et Rhone-Alpes) et comporte 750 000 hectares de forêts, réparties en part égales en propriété privée, communale, et domaniale. Elle produit annuellement environ 3,5 Mio. de tonnes pour l’industrie et le sciage, et le potentiel de bois énergie théoriquement utilisable est estimé à 850 000 m3 par an. Ce chiffre 30 doit ensuite être pondéré en retirant toutes les surfaces difficilement exploitables (terrains pentus, non accessibles par des chemins, morcellement foncier) et la réelle quantité de bois énergie mobilisable a été évaluée en 2005 par l’ONF et la coopérative de Forêts et Bois de l’Est à 450 000 m3 par an. Ce volume est constitué uniquement par les bois non valorisables dans les filières de transformation du bois, notamment les bois déclassés, les résidus de coupes et de transformation, les rémanents de travaux d’entretien forestiers 35 etc. Cet exemple de la Lorraine montre que le potentiel de développement de la filière est réel, cependant, il est nécessaire de tenir compte de facteurs locaux comme la nécessité de créer des chemins ou le regroupement foncier qui demanderont de nombreuses années et des moyens financiers importants pour se réaliser. 40 La présentation du projet de Metz (voir encadré ci-dessous) interroge notamment sur les modes de régulation permettant de concilier exigence de production et protection de l’environnement, et plus spécifiquement l’enjeu que constitue la gestion des ressources locales. En effet le projet de construction de cette centrale porte sur une utilisation de 70 000 tonnes de biomasse issue de rémanents forestiers pour produire de l’électricité et s’articule sur un réseau de chaleur important. Il s’inscrit dans le plan Bois 45 Energie et Développement Local, initié par l'ADEME24 particulièrement du fait de nouvelles technologies

21 www.energieatlas-bw.de/documents/24384/24483/Erneuerbare_Energien_2014_Erste_Abschaetzung/f42923f8-5f85-49ad-9433-28f2061dee21 22 Staatliche Biogasberatung Baden-Württemberg, Landesanstalt für Entwicklung der Landwirtschaft und der ländlichen Räume (LEL): Biogasanlagen in Baden-Württemberg, 2009-2014 23Biomasse-Aktionsplan Baden-Württemberg, janvier 2010; https://um.baden-wuerttemberg.de/fileadmin/redaktion/m-um/intern/Dateien/Dokumente/2_Presse_und_Service/Publikationen/Energie/Biomasse-AktionsplanFortschreibung_1_.pdf 24 Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie

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utilisées qui offrent une garantie de fonctionnement et des émissions contrôlées. Mais la mise en place d’un tel projet et sa pérennité supposent de regarder en particulier deux points :

les rejets de particules : même si la biomasse est neutre en matière de rejet de CO2, elle est à l’origine de production d’oxyde d’azote et de microparticules. La conjugaison de ces rejets avec une qualité de l’air déjà altérée peut poser des difficultés en matière d’implantation ; 5

l’approvisionnement : l'utilisation du « bois-énergie » offre cette particularité de développer une économie locale par la valorisation d’une ressource locale. Le projet présenté a été l’occasion de prendre une première mesure des pratiques de gestion locale et globale des ressources forestières. Il a permis aussi de montrer des contradictions potentielles entre industrialisation de ressources limitées, préservation de la biodiversité et réponse à la demande énergétique. Le choix des implantations 10 relève d’une cellule dédiée à ce secteur d’activité et composée de membres de l’ADEME, de la DREAL, de la préfecture, de la DRAF. Le rôle de cette cellule dans le suivi des projets au-delà de la décision reste limité au plan d’approvisionnement.

Cas de l’unité de production biomasse de l’UEM à Metz 15 Dans la centrale biomasse de Metz, toute la chaleur de condensation est utilisée pour alimenter un réseau de chauffage urbain durant 6 mois de l’année, ce qui procure un rendement énergétique de 82% et qui en fait une installation exemplaire parmi toutes celles réalisées. Cette unité de cogénération utilise 100 000 tonnes de plaquettes constituées à 70% de bois rémanents forestiers, 20% de palettes en fin de vie, et 10% d’écorces de papeterie pour produire annuellement 45 Mio. 20 de kWh d’électricité permettant d’alimenter l’équivalent de 10 000 ménages, et 180 Mio. de kWh de chaleur permettant de chauffer l’équivalent de 15 000 logements. La ressource est prélevée localement dans un rayon de 100 km, dans le cadre d’un plan d’approvisionnement sur une durée de 20 ans contractualisé avec des gestionnaires et exploitants forestiers (ONF, Coopératives, privés), et répond à une obligation de suivi et de traçabilité pour permettre aux 25 autorités de contrôler les prélèvements de sorte à ne pas mobiliser des volumes destinés aux autres utilisateurs actuels et futurs ayant été sélectionné lors de ces appels d’offres, et laisser des possibilité pour les plus petits projets uniquement de chauffage à l’échelle de communes, maisons de retraites, qui sont soutenues par le Fond Chaleur ADEME indépendamment des appels d’offres CRE(Commission de régulation de l’Energie) et connaissent un fort développement. 30 La filière biomasse en Suisse25 Sur un total de 1 673 GWh d'électricité à partir de biomasse, 1 108 GWh (66%) proviennent des installations d'incinération d'ordures et des déchets renouvelables (cogénération), 273 GWh (16%) des installations au bois, 292 GWh (17%) des installations au biogaz (2014). La production d'énergie finale à 35 partir de biomasse est de 18 000 GWh dont 10 600 GWh dans des chauffages à bois. L'électricité à partir de biomasse est obtenue par des installations de cogénération (⅓ de CCF, principalement pour le bois de forêt et les résidus) et par des fours spéciaux pour vieux bois et incinérateurs. Le plus grand potentiel de biomasse encore non exploité concerne le bois énergie (bois de forêt) et l'agriculture (déchets de récoltes, engrais de ferme). L'utilisation des déchets (par exemple incinération des déchets humides verts, boues 40 d'épuration) doit encore être optimisée. Considérant les conditions géographiques et économiques, une utilisation extensive du potentiel des forêts n'apparaît pas comme réaliste. Plus de la moitié du potentiel de bois énergie se situe au-dessus de 800 m d'altitude. L'exploitation des autres formes de biomasse est elle aussi limitée. 45 Le potentiel de la biomasse en Suisse étant limité, il importe d'utiliser au maximum son énergie de combustion. Une production électrique décentralisée avec utilisation de la chaleur permet d'atteindre ce but. Les conditions minimales de raccordement et les rétributions sont décrites dans l'Ordonnance fédérale sur l'Energie 26 . Les installations purement électriques doivent montrer un taux d'utilisation global de l'électricité >40%. 50

25 Schweizerische Holzenergiestatistik, Office fédéral pour l'Energie, Berne, 2015 26 www.admin.ch/ch/f/rs/730_01/app5.html#ahref0

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Le gestionnaire d'une installation visitée (Bâle) a opté pour un certain renversement de la responsabilité d’approvisionnement entre fournisseurs de matières premières et producteurs d’électricité : avec la mise en place d’un dispositif de vidéosurveillance reliant les différents acteurs, les fournisseurs peuvent voir à chaque instant l’évolution des stocks disponibles sur le site. La régulation des flux d’approvisionnement est ainsi directement gérée en temps réel par les fournisseurs de bois et non plus par le producteur-acheteur. 5 Les filières d’approvisionnement en bois sont multiples. Les combustibles bois se présentent sous des formes et avec des caractéristiques très différentes. Mais la continuité de la disponibilité de la ressource pose cependant problème. Enjeux 10 Les défis pour l'utilisation de la biomasse comme source d'énergie sont nombreux. D'un côté, il s'agit de tenir compte du potentiel spécifique de chaque type de biomasse et de les utiliser au mieux dans les différentes formes de production d'énergie (chaleur, électricité, carburant). Ce faisant, il faut avoir à l'esprit que la rentabilité de la biomasse est fortement liée au prix du pétrole et du gaz et que pour la production d'électricité à partir de biomasse une subvention est nécessaire. Qui plus est, les besoins en eaux et en 15 engrais de la biomasse ainsi que les émissions de poussières et de NOx lors de la combustion, alourdissent la charge environnementale de cette source d'énergie. Une des problématiques principales de ces mécanismes de suivi est de pouvoir concilier à la fois les objectifs nationaux de développement de ces installations de production d’électricité à partir de la 20 biomasse, et les contraintes locales liées au fait que les ressources réellement mobilisables sont d’une part limitées et d’autre part dépendent de la capacité des opérateurs de la filière bois-énergie à répondre à une demande croissante. Ainsi, lors de l’appel d’offre CRE 4 de 2011, deux nouveaux projets importants ont été acceptés à l’échelle de nos régions : à Strasbourg (STRACEL) 26 MWe=350 000 tonnes/an à Verdun 18 MW=180 000 tonnes/an viennent s’ajouter aux besoins existants et s’approcheraient du niveau de 25 prélèvement maximal admissible compte tenu des autres usages. Ce faisant, aucun nouveau projet de grande taille ne pourra plus être autorisé raisonnablement dans ces deux régions. Ce phénomène de saturation est déjà largement observé en Allemagne du fait de l’existence de tels projets en plus grand nombre et depuis une dizaine d’années.

3. Géothermie 30 La géothermie est l’exploitation de la chaleur générée principalement par la désintégration radioactive de roches, généralement cristallines, dans le sous-sol et captée par des nappes aquifères à plus ou moins grandes profondeurs. Elle permet une production d’énergie de base. Son utilisation se décompose en deux grandes familles: la production de chaleur et la production d’électricité. Dans le cadre de ces travaux, seule cette dernière est étudiée. 35 La géothermie à usage électrique nécessite des ressources à des températures suffisantes (dans l’état actuel des technologies, 100°C est une limite inférieure difficile à franchir dans des conditions économiques satisfaisantes). 40 La filière dans le Fossé rhénan Le Fossé rhénan fait partie des régions propices au développement de projets d’exploitation géothermique à la faveur d’une importante structure géologique à l’échelle européenne générant un gradient géothermique plus élevé que la moyenne, de l’ordre du double. C’est ainsi que de nombreux projets d’exploitation 45 géothermique ont été réalisés ou sont en cours de montage sur ce territoire de part et d’autre de la frontière, en France, en Allemagne et en Suisse. De manière plus générale les nombreux projets ou sites géothermiques déjà opérationnels dans les trois pays témoignent d'une filière technologiquement déjà mature : En Allemagne, le bassin molassique munichois (« süddeutsches Molassebecken ») est la région qui 50

compte le plus de centrales géothermiques profondes. Aujourd’hui, on y dénombre un total de 19 centrales de géothermie profonde en fonctionnement. 14 de ces centrales valorisent directement la chaleur produite dans des réseaux de chaleur et sont implantées en milieu urbain. 5 centrales

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produisent de l’électricité et 9 nouveaux projets sont actuellement en cours de développement dans cette région27.

En France, l’Alsace est la région la plus active en termes de projets. Plusieurs opérateurs industriels ont obtenu des permis exclusifs de recherche (PER) pour de la géothermie haute température (>150 °C), et des demandes d’autorisation de recherche de gîtes géothermiques basse température 5 (<150 °C) ont également été déposées. La région de l’Outre-Forêt (Nord Alsace) et celle de Strasbourg sont les deux zones en fort développement où devraient naitre avant 2020 des projets électrogènes et/ou chaleur. Rien que sur le secteur de l’Eurométropole de Strasbourg, pas moins de 4 demandes de travaux de forage pouvant déboucher sur des centrales géothermiques électrogènes, avec ou sans production de chaleur, ont fait l’objet chacune d’une enquête publique en 2015. Ces projets sont situés 10 sur les communes d’Eckbolsheim de Strasbourg Port aux pétroles et Vendenheim (ancienne Raffinerie de Reichstett) pour l’opérateur Fonroche, et d’Illkirch-Graffenstaden pour l’opérateur Électricité de Strasbourg.

Exemple de la centrale géothermique électrogène de Soultz-sous-Forêts 15 Le pilote européen de Soultz-sous-Forêts est emblématique dans la mesure où il a été le point de départ de nombreux projets d’exploitation de ressource géothermique qui ont été réalisés ou qui sont en cours de travaux dans le Fossé rhénan, dans le territoire du Rhin supérieur, en France en Allemagne et en Suisse. Il a également permis l’émergence d’une filière qui s’est développée à la faveur des connaissances acquises et sur lequel elle a largement capitalisé pour mener les nouveaux projets. 20 Les centrales géothermiques en Allemagne qui ont suivi Soultz-sous-Forêts sont pour la plupart électrogènes mais la tendance est d’aller vers des centrales délivrant de la chaleur directe soit pour des applications industrielles, soit de chauffage, ou la combinaison des deux. Un tour d’horizon de ces projets est donné en fiche technique. 25 En Suisse, la géothermie haute énergie a un passé plus compliqué. En plus du projet avorté de Bâle

décrit en annexe technique, un second projet suisse de géothermie profonde, localisé à St. Gall a connu des vicissitudes. Il prévoyait d’exploiter l’eau chaude de l’aquifère du Malm à plus de 4 000 m de profondeur, mais cette ambition a dû être revue à la baisse. 30 Il n’en reste pas moins que la géothermie en Suisse n’est pas complètement abandonnée. Le projet à Lavey-les-Bains par exemple, dans le canton de Vaud a redémarré fin 2014. Il vise à atteindre à environ 3 000 m de profondeur dans le cristallin une ressource géothermale dont la température serait supérieure à 100 °C et avec un débit suffisant pour chauffer les Bains de Lavey, produire de l’électricité pour 750 ménages et de la chaleur continue pour alimenter 1 300 foyers. Les travaux de 35 forage devraient commencer en 2016. D’autres projets industriels sont en développement dans le Jura Suisse (Projet de la Haute Sorne) ou encore dans la région de Lausanne (Projet Energéo La Côte).

La géothermie est aussi un vecteur de la coopération transfrontalière et de l’association des mondes académiques et industriels, notamment le projet Georg et le LABoratoire d’EXcellence G-eau-thermie profonde et la chaire industrielle où s’est construit une symbiose des compétences académiques et 40 industrielles.28(voir chapitre VI. E). Enjeux A la faveur d'un contexte géologique propice, la pertinence d’une ressource à énergie renouvelable comme 45 la géothermie est à considérer à l’échelle d’un territoire et non au niveau national. Il faut mentionner que cette technologie bénéficie en France, en Allemagne et en Suisse d’un soutien de la part des pouvoirs publics qui y ont relevé un vecteur de développement économique, créateur d’emplois et ayant un fort potentiel de contribution aux engagements pris dans le cadre de la transition énergétique et/ou de la sortie du nucléaire. 50 Exploitée depuis plus d’un siècle, la géothermie, comme toute ressource requérant des connaissances scientifiques et la mise en œuvre de technologies de pointe, est en perpétuelle évolution. Les connaissances

27 E. Knapeck, président de l’association allemande de la géothermie « Bundesverband Geothermie »

28 Ces exemples remarquables sont détaillés en annexe technique.

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actuelles permettent déjà d’atteindre d’excellents taux de réussite en matière de recherche et d’accès à la ressource. Les moyens et procédés mis en œuvre évitent et/ou réduisent les nuisances majeures et les impacts sur l’environnement naturel et humain. Les échecs sont toujours une source d’apprentissage importante. C'est ainsi que les séismes survenus à 5 Soultz en 2003 et à Bâle en 2006 ont permis aux scientifiques de mieux comprendre les mécanismes mis en jeu. Bien qu’il s’agisse de sujets nécessitant encore de la recherche, la mise en place de protocoles adaptés lors des opérations de développement des puits dans le cadre de la technique EGS (Enhanced Geothermal System) limitent l’impact sismique, comme cela fut mis en œuvre avec succès par exemple sur le projet ECOGI à Rittershoffen, où aucun séisme n’a été ressenti par la population. Les enquêtes publiques de 2015 10 dans le cadre des projets sur Strasbourg et sa banlieue sont riches en enseignements par rapport à la perception que la population a de la géothermie haute énergie, permettant ainsi de sonder également le degré d’acceptabilité de cette énergie en milieu urbain. Les enquêtes publiques menées sur le secteur de Strasbourg dans le cas de demandes de travaux de forage 15 ont vu s'exprimer de manière récurrente la crainte de voir se réitérer les accidents qui se sont produits lors de précédents travaux de forage, avec une forte confusion ou méprise par rapport à des techniques qui n’ont rien à voir les unes avec les autres notamment en termes de moyens mis en œuvre. Naturellement, les séismes induits par le projet de Bâle sont souvent cités mais comme cela a été évoqué plus haut, son cas n’est pas comparable à celui des travaux de forage et de développement de Rittershoffen 20 par exemple. Le modèle de création de réservoir par fracturation développé à l’époque par les Suisses (et par Soultz dans sa version antérieure à 2003) nécessitait des injections à très haute pression (quelques 300 bars de surpression en surface) avec une forte génération de sismicité induite, alors que sur le projet de Rittershoffen, les surpressions d’injection n’ont pas excédé 32 bars avec aucune sismicité induite ressentie par la population locale. De la même manière, les dossiers déposés pour les projets sur l’Eurométropole 25 pour ce qui concerne en tout cas Électricité de Strasbourg, mentionnent une micro sismicité éventuellement induite par la mise en production des puits qui s’inscrira dans le bruit de fond sismique naturel du secteur du Rhin supérieur en termes de magnitude. Les autres cas très souvent évoqués sont Lochwiller coté Alsacien et Staufen coté Allemagne. Ces deux 30 opérations relevant de la très basse énergie - que l’on peut qualifier de géothermie superficielle avec des profondeurs n’excédant pas 200 m - mettent en oeuvre des technologies totalement différentes de celles déployée dans la géothermie profonde. Néanmoins, dans le grand public, ces cas génèrent une très mauvaise image qui s'étend à l'ensemble de la géothermie.

4. Photovoltaïque (PV) 35 Il existe deux modes principaux d'utilisation de l'énergie solaire pour produire de l’électricité : Centrale solaire thermique à concentration (CSP pour Concentration Solar Power Plant) : elle

concentre le rayonnement solaire, à l’aide d’un système de miroirs et permet de chauffer un fluide caloporteur. L’énergie ainsi recueillie peut être utilisée telle quelle comme simple énergie thermique ou être à son tour transformée en énergie électrique. 40

Système photovoltaïque : dans ce cas l’énergie solaire est directement transformée en électricité dans des modules composés de cellules photovoltaïques principalement à base de silicium. Le courant continu ainsi produit peut être utilisé sur place ou injecté dans le réseau électrique après transformation en courant alternatif.

Dans la suite de notre propos nous ne traiterons que de ce second mode de production. 45 Les différents modes d’installation Les panneaux sont installés face au soleil, c’est la position idéale, face au sud, avec un angle de 30° par rapport au sol. Certaines installations sont réalisées sur des supports mobiles, de façon à assurer en permanence et automatiquement l’orientation idéale par rapport au soleil et à toute heure du jour, quelle que soit la saison. Le mode le plus fréquemment utilisé est le mode fixe. Les panneaux sont posés près du 50 sol ou bien en hauteur, en général sur toiture, quelque fois sur façade ou sur des supports spécialement mis en place. Sur toiture on distingue deux modes essentiels : le surimposé, ou bien l’intégré. La distinction n’est pas négligeable et intervient dans le coût de rachat du courant en Suisse et en France. Les panneaux posés aux sols consomment de la surface, qui est perdue pour d’autres usages, agriculture, forêt, bâtiment, industrie. Si les panneaux actuels à base de silicium ont une durée de vie dépassant 20 ans sans perte 55

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notable de rendement, le point faible de l’installation est l’onduleur qui représente 12% du prix total et qu’il faut remplacer tous les 10 ans environ. Les différents types de panneaux sont : Des panneaux à base de silicium. On distingue le silicium cristallin (mono- ou poly-cristallin) avec des

rendements d’environ 14% à 21% et le silicium amorphe avec 6% à 13% de rendement. Actuellement les installateurs se basent sur un rendement de 20%. A court terme le rendement pourra atteindre 25%. 5 Les premiers panneaux sont les plus fréquents (90% du marché), les seconds sont réservés à des applications type membrane, plus souple.

Des systèmes dits cellules à concentration. Ils permettent un rendement jusqu’à 30%, mais nécessitent une technologie d’installation mobile, automatisée se rapprochant des Centrales Solaires Thermiques à Concentration. 10

Des recherches sont actuellement en cours pour augmenter le rendement des panneaux essentiellement par l’utilisation d’autres matériaux, seuls ou en combinaison avec le silicium : sélénium, indium, gallium et surtout l’émergence de la filière pérovskite qui bat records sur records. 15 Les panneaux présentent également un avantage certain. Leur technologie étant fondée sur un phénomène physique statique, leur fonctionnement n’occasionne strictement aucune nuisance ou impact sur l’environnement immédiat : ni mouvement, ni bruit, ni odeur, ni émission quelconque ; les impacts sont limités à leur fabrication. Par contre une caractéristique originale et propre aux panneaux est qu'ils produisent automatiquement de l'électricité dès qu’il y a de la lumière. Il n’est pas possible de les arrêter, à 20 moins de les recouvrir. Il est toujours possible de les découpler du réseau, mais la différence de potentiel existe toujours en sortie du panneau, créant ainsi un risque nouveau en particulier lors d’interventions (entretien ou incendie). Allemagne et Bade-Wurtemberg 25 La production d'électricité à partir de photovoltaïque a augmenté de 3,9 TWh par rapport à 2013 (+12,6%) et se situe en 2014 à 34,9 TWh. Cette électricité représente 6% de la consommation électrique brute. L'augmentation de puissance installée est toutefois en recul depuis deux années : 1 899 MW en 2014, 3 304 MW en 2013, 7 604 MW en 2012. Les nouvelles installations se situent principalement dans les Länder du sud ainsi que dans le Nordrhein-Westfalen et le Niedersachsen. Les grosses installations se 30 trouvent dans les régions de l'est et du centre29. La puissance installée dans le Bade-Wurtemberg30 est de 5 GW (2014) produisant 4,7 TWh, soit 8% de la production du Land. Les installations sont de taille plutôt modeste, mais proches des consommateurs. Il n'existe que très peu de grands parcs photovoltaïques. La majorité des centres de production se situe dans 35 les Landkreis (arrondissements) de Schwäbisch-Hall, de Biberach et d'Alb-Danube et de Main-Tauber. France et Est de la France Au 31 décembre 2014, la puissance de l’ensemble du parc photovoltaïque français raccordé au réseau est de 5 292MW, soit une progression de 21% en une année. Une puissance de 926 MW supplémentaires a été 40 raccordée durant l’année 2014, une croissance qui est repartie à la hausse après deux années consécutives de baisse. Au 30 juin 2015 la puissance photovoltaïque raccordée dans l’Est de la France (Alsace, Champagne-Ardennes, Lorraine) a été de 290,4 MW pour 4 977,7 MW raccordés en France Métropolitaine. Si l’on 45 rajoute les demandes en attente de raccordement (33,2 MW) et les nouvelles demandes (7,1 MW) le potentiel au 30 juin 2015 dans l’Est de la France est évalué 329,3 MW.

29 Bundesnetzagentur: Erfassung der gemeldeten Photovoltaikanlagen. Etat mars 2014 30https://um.baden-wuerttemberg.de/fileadmin/redaktion/m-um/intern/Dateien/Dokumente/2_Presse_und_Service/Publikationen/Energie/Erneuerbare_Energien__2014_online.pdf

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Reconversion d’un ancien site minier : le site d’Héliopark Une réunion s’est tenue sur le site d’Héliopark à Ungersheim, centrale photovoltaïque construite sur une ancienne friche du Bassin potassique et qui abrite un parc d’entreprises artisanales sous ses toitures cellulaires. La présentation du site, mis en service en décembre 2012 à l’initiative d’acteurs locaux, a donné 5 un éclairage sur le poids et les leviers dont disposent les collectivités locales pour faciliter des projets à l’échelle d’un territoire en tant qu’autorités décisionnaires en matière d’urbanisme et d’aménagement. L’exposé sur la construction de ces installations a permis de revenir sur la multiplicité des acteurs confrontés, dans un espace « ouvert », à des projets d’implantation d’installations industrielles sensibles et aux procédures réglementaires qui y sont liées. 10 Le projet combine deux types d’action : la mise en place d’une centrale photovoltaïque d’une puissance de 5,3 MW et la location des locaux supports des panneaux photovoltaïques, auxquels une partie de la production est destinée. 15 Les nouveaux appels d'offres gouvernementaux, qui cherchaient à ouvrir les marchés en triplant les volumes d'attribution, ont offert de nouvelles opportunités aux industriels pour la récupération et la reconversion de ce site minier, situé sur le territoire de quatre communes. Un premier questionnement lors de la mise en œuvre du projet a concerné le choix des structures juridiques 20 à envisager sur le territoire pour disposer de la maîtrise d’ouvrage. Il a par exemple été rappelé que le site étant placé sur quatre communes et deux Directions Départementales des Territoires (DDT), il avait été nécessaire de rendre le plan local d'urbanisme compatible pour ce projet. Si la pertinence de l’échelon territorial s’imposait, la revalorisation industrielle de ce site s’est heurtée à des questions de gouvernance territoriale et à des enjeux liés au partage de compétences entre différentes collectivités. 25 Le second exemple d’implantation par le même entrepreneur de panneaux photovoltaïques, celui-ci destiné à un projet d’autoconsommation, a donné une illustration d’une utilisation de l'électricité produite autre que sa revente intégrale au réseau31. L'un des enjeux des installations photovoltaïques reste la gestion de la flexibilité de la consommation. La décentralisation et l'intermittence de la production électrique d'origine 30 renouvelable « bouleversent » l'organisation traditionnelle du réseau de distribution électrique français, conçu pour une production centralisée et stable; et le gisement à terme de cette flexibilité, c'est-à-dire sa valeur potentielle, semble encore plus grand, lorsque le consommateur est également producteur d'électricité ou autoconsommateur. Ce point est repris dans la partie traitant du transport. 35 La discussion autour du projet Heliopark a permis aux membres du TP de revenir sur la question du rôle des puissances publiques territoriales par rapport à ce schéma d’action, en particulier sa dimension opérationnelle (par exemple en termes d’investissement). Elle a notamment mis en évidence la complexité des points de tensions pour construire une vision d'ensemble : le rôle des acteurs territoriaux, la multiplicité des lieux de négociation et d’action, la répartition des compétences et la difficile coordination entre acteurs 40 publics et privés. Suisse En 2014, on a installé en Suisse des panneaux PV d’une puissance de 305 MW, et la production de courant photovoltaïque est passée de 500 GWh en 2013 à 840 GWh avec 40 000 installations d'une puissance de 45 1 060 MW fin 2014. La production de chaleur solaire a aussi augmenté pour atteindre 1 057 GWh fin 2014. A la différence de la chaleur solaire, la croissance de la branche photovoltaïque a commencé plus tard, mais elle s’est avérée nettement plus forte 32.

31 Le projet d’implantation décrit, dont la production doit fournir en énergie un restaurant administratif, reposait sur une consommation diurne importante, durant onze mois de l’année. Le cahier des charges fourni par la ville, principal investisseur dans ce projet, imposait certaines conditions. Il avait notamment été demandé que la production de l’installation photovoltaïque fournisse 70% de la consommation du restaurant. 32 www.swissolar.ch/fileadmin/user_upload/Solarenergie/Fakten-und-Zahlen/Branchen-Faktenblatt_PV_CH_f.pdf

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Le nombre d'installations photovoltaïques est en progression grâce aux subventions accordées. En vertu de l'ordonnance sur l'énergie, l’augmentation des moyens pour les installations photovoltaïques dans le système de la rétribution à prix coûtant (RPC) est régulièrement définie. Ce contingentement doit garantir le développement continu, mais modéré des capacités. Les demandes de subventions dépassent les moyens 5 mis à disposition, créant une liste d'attente qui diminuera probablement avec l'augmentation de la contribution aux coûts des réseaux de haute tension. La liste des demandes de soutien reste malgré tout très longue avec plus de 30 000 installations photovoltaïques (état en mars 2014) en attente. Le parc solaire le plus puissant de Suisse a été inauguré en octobre 2015 dans la zone industrielle près de 10 Payerne (canton de Vaud). D'une puissance de 6 MW pour une surface totale de 38 000 m2, les panneaux solaires généreront chaque année 6 GWh. Le coût du parc solaire s’élève à 8 Mio. CHF. Installés en hauteur sur une structure métallique légère, les modules photovoltaïques ont une emprise sur le sol très faible, ce qui permet d’utiliser le terrain pour des activités agricoles. Il sert ainsi de pâturage pour une trentaine de moutons. A la fin de la durée de vie de la centrale, estimée à 25 ans, la surface utilisée se 15 trouvera dans son état original. Situé en zone industrielle, le terrain reste constructible. Dans l’hypothèse où des entreprises devaient s’y installer, les modules photovoltaïques pourront être installés sur les toits des nouveaux bâtiments. Enjeux 20 L’acceptation de l’installation des panneaux solaires et de la généralisation de la production photovoltaïque est aussi située sur deux niveaux : Un premier niveau qui est tout simplement l’acceptabilité de l’aspect visuel, on retrouve là les mêmes

problématiques que pour tout projet. Ces thématiques ont déjà fait l’objet des travaux précédents de notre groupe de travail TP Est et peut se résumer par « Not in my back yard » (NIMBY = je suis 25 favorable, mais pas dans mon jardin), même si cette attitude n'est pas prépondérante pour le photovoltaïque.

Un second niveau apparaitra lorsque la puissance installée des énergies renouvelables deviendra comparable à la charge. De par leur intermittence de production elles entraineront une modification des comportements et des consommations. Ce niveau d’acceptabilité fait l’objet d’études et aussi 30 d’expériences (« Smart Grid » par exemple), mais n’a pas encore été perçu comme préoccupation majeure par le public. Pourtant un changement fondamental des usages est à prévoir.

Comme d’autres sources d’énergie renouvelables le développement du photovoltaïque est lié à de nombreux facteurs : son impact sur les paysages comme sur les terres agricoles (variable selon les régions), 35 son prix pour les consommateurs, le soutien que lui accordent les puissances publiques par rapport à d’autres sources dans le ratio des énergies renouvelables (comme l’éolien). Le photovoltaïque devient toujours plus avantageux et conduit à une augmentation de la contribution électrique d'origine photovoltaïque. Suite à cette tendance, l'intégration au réseau de ce courant, la 40 régulation et la gestion des surplus temporaires ainsi que la compensation du courant manquant sans ensoleillement deviennent des défis centraux. La distribution locale du courant photovoltaïque de productions décentralisées exigera des adaptations du réseau électrique (« Smart Grid »). L’exemple pris du photovoltaïque a permis d’expliciter certaines questions notamment sur les plans 45 économique et financier : les incitations financières directes ou indirectes en matière d’investissement d’installations individuelles de production d’énergie électrique sont très avantageuses pour un rendement de production relativement limité.

5. Eolien Une éolienne est un dispositif qui permet de convertir l’énergie cinétique du vent en énergie mécanique. 50 Cette énergie est ensuite transformée en électricité. La production d'électricité par l'énergie éolienne est très sûre et n'émet pas de CO2 en production ou de polluants nocifs. Elle est donc idéale pour un approvisionnement énergétique durable. La durée de vie d'une installation est estimée entre 20 et 25 ans. Après un démontage rapide, aucune marque permanente ne

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subsiste sur le paysage, même si les fondations restent – une éolienne disparaît discrètement et ne laisse aucun déchet nocif. On peut distinguer deux modes d'exploitation de l’éolien terrestre : Utilisation industrielle dans le cadre d’un parc éolien : un ensemble d’aérogénérateurs est regroupé sur

un même site qui est relié au réseau électrique. Utilisation domestique dans le cadre du « petit éolien » : des éoliennes terrestres de plus petite 5

envergure peuvent également répondre aux besoins de particuliers ou petits producteurs agricoles. Les éoliennes les plus utilisées comportent un axe horizontal avec un mât d'une hauteur de 50 à 180 mètres et trois pales d'un diamètre pouvant dépasser les 100 mètres. Ce sont celles qui produisent le plus d'énergie mais aussi parmi celles qui sont le plus imposantes. Les éoliennes industrielles ont une puissance qui va de 10 100 kW jusqu'à 5 MW33. Les modèles les plus récents en offshore34 ont une puissance de 8 MW35. Allemagne et Bade-Wurtemberg L'éolien a apporté la plus grande contribution en énergie renouvelable jusqu'à ce jour, grâce à une forte augmentation de puissance installée en Allemagne (plus 4 875 MW par rapport à 2013) et une production 15 électrique record de 56 TWh (51,7 TWh en 2013). Déjà en 2013, plus de 1 150 éoliennes avec une puissance de 3 GW avaient été érigées. Environ ¼ de cette puissance vient d'améliorations d'anciennes installations (repowering). Les éoliennes se trouvent essentiellement dans le nord et l'est de l'Allemagne. En Mer du Nord 48 nouvelles éoliennes avec une puissance totale de 240 MW ont été mises en service en 2013 ce qui porte le nombre d'éoliennes off-shore à 116 avec une puissance totale de 520 MW. 20 La construction de parcs éoliens a connu un développement relativement faible dans le Bade-Wurtemberg jusqu’en 2011 du fait de freins importants dans la politique de la région, qui fixait un cadre contraignant aux développeurs de projets, notamment le principe de l’interdiction de construire des éoliennes en dehors des zones spécifiquement fixées par les autorités, ce qui limitait fortement les possibilités malgré 25 l’existence de zones favorables au développement éolien. En 2012, une révision de ces règlements a permis de dynamiser cette filière. Les principales modifications devant permettre d’atteindre cet objectif sont d’une part la création d’un atlas régional éolien en 2012 permettant d’identifier les zones favorables sur le plan du gisement et des contraintes de paysages, et d’autre part une simplification des procédures d’autorisation pour diminuer les délais d’instruction. De plus, les communes peuvent désormais piloter leur 30 engagement dans le développement éolien, notamment par la révision des critères d’impacts visuels, ainsi que la fixation de critères de distances minimales des habitations, ce qui a permis d’élargir notablement les espaces utilisables. La possibilité d'une implication économique des citoyens dans les projets constitue également un facteur favorisant l’« acceptation » par la population. Le processus d'obtention de permis pour éolienne en Allemagne est développé en fiche technique. 35 L’objectif du Bade-Wurtemberg est de produire 10% de l'énergie électrique par l'éolien, ce qui représente environ 1 200 installations de 3 MW (7 TWh). Douze éoliennes d'une puissance de 35 MW ont été mises en service en 2013 dans le Bade-Wurtemberg portant la puissance éolienne totale à 536 MW avec 389 installations. Sept nouvelles éoliennes ont été couplées au réseau badois en 2014 et 94 nouvelles 40 installations ont été autorisées pour 2015. Avec une puissance de 28 MW le parc éolien Simmersfeld et Seewald au nord de la Forêt Noire, dans les Landkreis Freudenstadt et Calw, est le plus grand parc du Bade-Wurtemberg. Les 14 éoliennes de 2 MW ont produit 40 GWh d'électricité en 2012 (sans tenir compte des petites éoliennes <50 kW)36. 45 La capacité de l'éolien allemand connait une croissance très forte qui nécessite d'améliorer le stockage de l'électricité excédentaire. Un premier projet vient de se concrétiser, même s'il ne s'agit pas en encore d'un changement de paradigme. Ainsi, une connexion de courant continu avec la Norvège (projet Nordlink) permettra de stocker l'électricité dans des bassins d'accumulation norvégiens et de l'utiliser sous forme

33 www.info-eolien.com/eoliennes-industrielles.html 34 Les éoliennes onshore ne dépassent pas 6 MW et sont réservées à des sites particulièrement ventés et d’une taille gigantesque. 35 www.enercon.de/produkte/ep-8/e-126/ 36 EEG-Anlagendaten in der Regelzone der TransnetBW GmbH, Karlsruhe, 2014.

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d'énergie hydraulique en cas de besoin37. Un projet similaire avec la Suisse est en gestation. Dans le contexte économique il convient de développer la loi actuelle sur les énergies renouvelables, en particulier concernant le soutien financier des installations qui doit être maintenu dans des limites raisonnables pour garantir une saine concurrence. Le développement important des énergies renouvelables 5 doit encore mieux se conformer aux besoins du marché. Ainsi il est envisagé de fixer le prix de soutien des parcs éoliens sur la base d'appels d'offres publics. Cela représente un changement de paradigme puisque jusqu'à présent la rétribution d'injection au réseau était garantie pour 20 ans. Le plus grand défi actuellement est l'extension du réseau de transport d'électricité surtout entre l'Allemagne 10 du nord avec ses nombreux parcs éoliens et les régions du sud en minimisant les pertes. Les technologies de courant continu font encore débat ce qui ralentit leur mise en oeuvre. France et Alsace La filière éolienne, après trois années de baisse, voit son niveau de raccordement croître en 2014. La 15 puissance raccordée enregistrée est proche de 1 000 MW, pour 581 en 2013. Ces résultats ont été obtenus notamment grâce à un dernier trimestre particulièrement dynamique : la puissance raccordée devrait dépasser 300 MW, une fois l’ensemble des installations décomptées. La production éolienne est, en 2014, en hausse de 6%, grâce à la production record enregistrée au premier 20 trimestre. La part de l’éolien dans la consommation électrique nationale continue ainsi de progresser à 3,5%, contre 3,1% en 2013. La France compte 9 120 MW (environ 4 500 éoliennes) à fin 2014. Dans l’Est de la France, les régions Champagne-Ardennes (1 527 MW) et Lorraine (700 MW) comptent parmi les Régions les plus équipées en éoliennes, à contrario la Région Alsace ne compte que un seul parc de 12 MW. Les raisons qui expliquent cette forte différence entre régions sont multiples et liées d’abord au 25 contexte géographique, faisant que ce sont d’abord les régions les plus ventées qui sont les plus attractives, ce qui est le cas pour les grandes plaines champenoises et meusiennes comparées à la plaine d’alsace abritée. Mais il y aussi le contexte topologique, la densité de l’urbanisation impliquant le respect de distances minimales actuelles de 500 m, et enfin l’acceptabilité de la population qui dans des zones moins favorisées sur le plan économique voit des retombées par le biais des taxes locales générées par ces parcs. 30 Les principaux obstacles actuellement au développement des éoliennes en France sont d’une part la vraie disponibilité foncière, une fois retirées les zones réservées à l’aviation militaire et les radars (à titre d’exemple, ces deux contraintes obèrent 70% du territoire de la Région Lorraine), et d’autre part une acceptabilité de plus en plus difficile à obtenir auprès de la population qui voit souvent de ces parcs éoliens, une dégradation de son environnement et une perte de valeur immobilière (phénomène NIMBY). La loi 35 d'avril 2013 qui a supprimé les Zones de Développement de l'Eolien et la règle des cinq mats a probablement été à l'origine d'un développement significatif de cette filière en 2015. Pour l’Alsace, les études menées dans le cadre du Schéma Régional Éolien publié en 2012 ont permis de dégager une puissance potentielle maximale en dehors des zones à contraintes réglementaires et 40 incompatibles de 720 MW. Néanmoins une estimation réaliste conduit à une installation de 150 éoliennes pour une puissance cumulée de 300 MW en 2050. Suisse En Suisse, c’est dans le Jura, les Alpes et les Préalpes que les vents soufflent le plus fort. Le pays a un 45 potentiel non négligeable : certains cantons envisagent de couvrir un quart de leurs besoins en électricité avec l’éolien. A long terme, la Suisse espère produire 4 milliards de kWh éoliens et assurer ainsi 7% de la consommation nationale actuelle d’électricité. Seule une petite partie du potentiel suisse est actuellement exploitée. Le plus grand parc éolien – qui est aussi le plus ancien – se trouve au Mont-Crosin. Il attire chaque année quelque 50 000 touristes sur les hauteurs du Jura bernois. Certains sites, comme Collonges et 50 Martigny (canton du Valais) ont une production comparable aux régions côtières du nord de l’Allemagne. La Suisse joue en outre un rôle pionnier dans l’exploitation du vent en climat froid : elle possède le plus haut parc éolien d’Europe (2 332 m) au Gütsch, près d’Andermatt (canton d'Uri). Si les projets en cours voient le jour, la production pourrait être multipliée par dix à l’horizon 2020.

37 www.tennet.eu/de/netz-und-projekte/internationale-verbindungen/nordlink.html

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Néanmoins, l'éolien progresse lentement en Suisse. Aucune grande éolienne n’a été mise en service en Suisse en 2014. Et les prévisions pour l’année prochaine sont pessimistes : c’est ce qui ressort d’un sondage réalisé par Suisse Eole auprès de ses membres. Pourtant, l’intérêt pour l’éolien des investisseurs et des distributeurs d’électricité n’a pas faibli. Des sommes importantes sont investies dans des installations à 5 l’étranger (1 000 MW à ce jour, soit 2 milliards de francs) ainsi que dans de nombreux projets d'implantations également en Suisse. Ces projets totalisent une puissance cumulée de plus de 1 200 MW (soit env. 500 installations). En Suisse, cependant, ces projets peinent à se concrétiser, à la différence des autres pays. Malgré un accueil très favorable aux éoliennes de la population en général et même d'associations écologistes, les recours de particuliers et de certaines organisations bloquent 11 projets 10 représentant une puissance de plus de 190 MW38. Enjeux La production d’électricité d’origine éolienne présente des avantages certains. Le vent est une source inépuisable et gratuite et le cycle de vie d’une éolienne, construction, fonctionnement et démantèlement, 15 présente un bilan carbone très faible : ainsi une éolienne, selon son emplacement produit en 6 à 12 mois toute l’énergie nécessaire à sa réalisation. Comme pour le photovoltaïque, le courant éolien conduit à des contraintes d'intégration au réseau d'une production électrique fluctuante. Toutefois, la contribution du courant éolien reste modeste dans le Rhin 20 supérieur et ne nécessitera pas d'adaptation des réseaux de transport. Le développement de l'éolien se heurte non seulement à de fortes contraintes réglementaires mais aussi à une acceptabilité par le public très faible, principalement en raison de son impact visuel et sonore. Contrairement aux installations photovoltaïques, les éoliennes ont un impact important sur le paysage, 25 provoquant des réticences des populations qu'il s'agit pourtant de gagner à cette cause si l'on veut atteindre la production visée dans les concepts nationaux. En obligeant les communes et leur population à planifier les zones potentielles pour parcs éoliens dans le Bade-Wurtemberg, le processus d'octroi de permis devrait aboutir à une meilleure acceptation de ces installations par le public.

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38 www.suisse-eole.ch/media/ul/resources/SEO-FlyerEnergieEolienne.pdf

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B. Transport, distribution et consommation : interdépendance des réseaux Le réseau électrique est un élément central de l'approvisionnement en électricité. Les transporteurs et distributeurs doivent assurer un équilibre délicat et faire en sorte que, aux capacités de stockage près, l'injection de courant sur le réseau correspond à la demande instantanée. 5 La problématique des fluctuations de la demande en électricité n'a pas été traitée spécifiquement lors d'une réunion mais elle est apparue à diverses occasions, notemment lors de la visite du site de régulation à Nancy. La réaction des marchés de l'électricité à ces demandes fluctuantes a été abordée lors d'une rencontre avec le responsable d'une entité de recherche économique à l'Université de Bâle. Les travaux de recherche portent sur les effets des soutiens aux EnR ainsi que sur la mise en oeuvre de systèmes 10 intelligents susceptibles de contribuer à la stabilité des réseaux électriques et du marché.

1. Les réseaux de transport et de distribution Les réseaux présentent une structure hiérarchisée sur plusieurs niveaux dont l'épine dorsale est le réseau de transport à (très) haute tension avec 380 kV et 220 kV. En règle générale, une société nationale (quatre en Allemagne) est responsable de l'efficience du réseau de transport. Ces sociétés assurent l'échange 15 d'électricité entre les réseaux nationaux en respectant des normes très strictes de tension et de fréquence ainsi que la transformation de la très haute à la haute tension. L'acheminement de l'électricité entre les transporteurs et les consommateurs s'appuie sur des réseaux de distribution exploités à différentes tensions, en transformant les tensions électriques de la haute à la basse 20 tension de 230/400 V. En basse tension, ce sont en général des sociétés locales de distribution qui assurent la transformation et la distribution. Aujourd'hui le courant circule à partir des niveaux de tension élevée vers les niveaux de basse tension. En injectant toujours plus d’électricité d'installations décentralisées (notamment les productions d'origine 25 renouvelable), la direction des flux électriques peut s'inverser. Cela crée de nouvelles contraintes dans la régulation du courant. Parallèlement, l'intermittence des productions éolienne et solaire, qui ne peuvent s'adapter aux variations de la consommation, nécessitera, en plus des moyens existants, une plus grande capacité de stockage, un renforcement des échanges internationaux, ainsi que des leviers d'interventions sur la consommation. La gestion du flux électrique vers les transformateurs deviendra encore plus complexe et 30 nécessitera l'implémentation de réseaux dits intelligents ou « Smart Grid ». Allemagne39 Le réseau électrique allemand est constitué d'un réseau de transport (très haute tension) et d'un réseau de distribution (haute, moyenne et basse tension) : 35 Le réseau de transport (Übertragungsnetz) compte 35 000 km de lignes de 220 ou 380 kV. Le

transport par courant continu à très haute tension planifié sera à une tension de 525 kV. Quatre sociétés sont responsables du transport (Übertragungsnetzbetreiber) : TenneT, 50Hertz Transmission, Amprion et TransnetBW.

Le réseau de distribution (Verteilernetz) est constitué de trois niveaux : 40 Haute tension : 60 kV à 220 kV (env. 77 000 km de lignes), Moyenne tension : 6 kV à 60 kV (env. 479 000 km), Basse tension : 230 V ou 400 V (env. 1 123 000 km).

France 45 La gestion des réseaux publics français d’électricité a été confiée par l’article 2 de la loi du 10 février 2000 à deux types d’acteurs :

le gestionnaire du réseau de transport qui exploite le réseau de haute et de très haute tension; les gestionnaires des réseaux de distribution qui exploitent les réseaux de moyenne et basse tension. 50

39 Structure des réseaux électriques allemands, Agentur für erneuerbare Energien, 2011

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Le réseau public de transport de l’électricité se compose d’un réseau dit « de grand transport et d’interconnexion », d’une part, et d’un réseau dit « de répartition », d’autre part. Leur longueur cumulée représente environ 100 000 kilomètres de lignes électriques. Le réseau de grand transport et d’interconnexion, exploité à 400 kV et certains ouvrages à 225 kV, permet 5 de transporter d’importantes quantités d’énergie sur de longues distances. Ses lignes forment ce que l’on pourrait appeler les « autoroutes de l’électricité ». Elles raccordent les centrales nucléaires et les autres grandes installations de production hydraulique et thermique, ainsi que les réseaux de répartition et englobent les interconnexions avec les réseaux des pays étrangers. 10 Le réseau de répartition assure le transport de l’électricité à l’échelle régionale. Il est exploité à 225 kV et suivant les régions à 90 ou 63 kV. Ses lignes permettent d’acheminer l’électricité jusqu’aux consommateurs industriels et jusqu’aux réseaux de distribution. Elles collectent aussi l’énergie produite par les installations de production de taille intermédiaire. 15 Les réseaux publics de distribution de l’électricité acheminent l’énergie électrique jusque chez les particuliers, mais aussi chez les artisans, PME et petites industries. Ils collectent, également, l’énergie produite par la plupart des fermes éoliennes, les installations de production photovoltaïque et la majorité des installations de cogénération. Ils sont composés de réseaux exploités à 20 et 15 kV, dits « réseaux HTA », et de réseaux exploités à 400 volts triphasé et 230 volts monophasé, dits « réseaux BT ». 20 L’interface entre le réseau public de transport et les réseaux publics de distribution est constituée par environ 2 200 postes de transformation HTB/HTA dits « postes sources ». L’interface entre les réseaux HTA et les réseaux HTB est constituée par les postes de transformation dits « postes de distribution ». Suisse 25 Le réseau suisse d’électricité se compose de 250 000 kilomètres de lignes au total. Il combine un réseau de transport et un réseau de distribution, et comporte sept niveaux : le réseau basse, moyenne, haute et très haute tension ainsi que trois niveaux de transformation. Le réseau suisse de transport est géré par Swissgrid et la distribution est assurée par des entités régionales ou municipales. Avant d’arriver au consommateur, la tension électrique est progressivement réduite de 380 kV ou 220 kV – la très haute tension du réseau de 30 transport – à 230 volts pour les particuliers et les entreprises. Jusqu’à présent, le transport d’électricité sur le réseau à très haute tension était coordonné depuis un unique centre de conduite à Laufenbourg. Un deuxième centre de conduite situé à Prilly près de Lausanne a été mis en service en février 201540. Il fait partie du nouveau Regional Office Romandie (ROR) du gestionnaire du 35 réseau suisse de transport d’électricité. A l’avenir, les deux centres pourront le faire de manière autonome ou partagée. Avec ce deuxième centre de conduite, la sécurité de l’approvisionnement en Suisse est augmentée et l’importance de la Suisse romande pour le système électrique suisse est renforcée. Le marché énergétique suisse s'appuie depuis de nombreuses années sur un échange international 40 d'électricité, en particulier avec les pays riverains, d'autant plus que la Suisse est une zone de transit pour le transport transnational de l'électricité. Le socle de ces échanges est constitué par des lignes de transport performantes transfrontalières. Si les lignes pour le transport sont relativement âgées et sont en cours de modernisation, de nouvelles lignes 45 sont aussi nécessaires, que se soit pour pouvoir mieux utiliser les capacités dormantes (voir Grande Dixence, Chapitre III.A.1) ou pour le transit international. La distribution quant à elle devra toujours plus s'appuyer sur des systèmes intelligents (« Smart Grids ») pour mieux anticiper les fluctuations de la consommation.

2. La consommation 50 Du fait de son impact sur l'équilibre des réseaux et sur le transport, l’anticipation de la consommation revêt un caractère stratégique : anticipation de la consommation, par les producteurs et transporteurs, et de ses pointes, anticipation des variations de la production, anticipation des avaries possibles d’un ouvrage et de

40www.swissgrid.ch/swissgrid/fr/home/current/media/media_releases/media_releases_2015/_09_02_2015_01.html

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ses conséquences potentielles sur l’état du réseau. Cette exigence d’anticipation, de plus en plus sensible et indissociable de l’impérieuse nécessité de maintenir le flux d’approvisionnement, a été particulièrement expliciteé lors de la visite du site de régulation à RTE à Nancy. Elle se traduit par la multiplication des outils de prospective à partir de variables quantitatives (répartition de la consommation sur l'année n-1, données météorologiques sur plusieurs années,…), par des réévaluations fréquentes de l’état du réseau et 5 par la préservation de marges de production et de réseaux de secours. Il a été noté que la mise en place de différents automatismes capables de répartir l'énergie sur les réseaux n'excluait pas les ruptures et n’évacuait pas les aléas (liés à la météo, à l’activité industrielle, etc.). L’exemple a été donné, pour illustrer ces aspects, des effets de la vague de froid exceptionnelle, tant en 10 terme d’intensité que de durée, de l’hiver 2012 (la variation d’un degré augmentant ou diminuant la consommation française de près de 2 300 MW). De plus les températures moyennes sur une région peuvent masquer des disparités locales. Les difficultés d’ajustement ou de pilotage de la production et de la distribution d’énergie face à la demande fluctuante (notamment lors des périodes de pointes en hiver) sont évoquées de manière récurrente. A cela vient s'ajouter un accroissement de la consommation d’énergie 15 électrique traduisant peut-être de nouveaux besoins ou d’un transfert entre les modes de consommation énergétique dans leur ensemble. La consommation électrique varie au long de l'année, mais aussi au long de la journée. On parle de pic ou de pointe de consommation d’électricité. Ces pointes dépendent des habitudes de consommation qui sont 20 différentes d'un pays ou d'une région à l'autre et peuvent être schématisées comme suit: La pointe journalière peut être expliquée par le retour du travail et la mise en route de nombreux

appareils électriques tels que l’éclairage, le chauffage, la télévision, l’ordinateur, la cuisinière, etc. Une autre pointe est observée, moins importante que celle du soir, le matin à l’ouverture des commerces, des bureaux et au démarrage des industries. 25 L'amplitude de cette pointe est différente selon les jours de la semaine. En effet, la consommation est moindre les week-ends car moins d’industries fonctionnent et la plupart des bureaux sont fermés. La durée de cette pointe est plutôt courte, de l’ordre de quelques heures. Elle nécessite néanmoins la plupart du temps le démarrage de moyens de production d’électricité de pointe ayant la capacité de produire rapidement et en masse. Il s’agit des centrales à fioul, des TAC (Turbines À Combustion), des 30 centrales hydrauliques à éclusée (si les réserves en eau sont suffisantes) et des STEP (Stations de Transfert d'Energie par Pompage).

Un autre type de pointe est la pointe saisonnière. Elle est caractérisée par une augmentation importante de la consommation électrique pendant les périodes de grand froid. En France, elle est particulièrement importante en raison de l’utilisation massive de l’électricité pour le chauffage domestique. En fonction 35 des prévisions météo, on met en route des centrales à charbon et au gaz, dont la production peut mieux être ajustée que celle des centrales nucléaires.

Les solutions pour absorber ces fluctuations sont un bon dimensionnement du réseau pour qu’il permette un bon acheminement et surtout une meilleure répartition géographique des capacités, c’est-à-dire implanter 40 des outils de production ou de stockage à proximité des lieux de consommation. C’est sur ce point que le développement de STEP est très intéressant, car une telle installation permet à la fois de stocker de l’énergie, mais aussi de dépanner rapidement un réseau défaillant.

3. Flux et échanges internationaux Les marchés de l'électricité utilisent aujourd'hui des produits différents 41: « marché de capacité » (Capacity 45 Remuneration Mechanism, CRM) ou « energy-only ». Les deux plus grands marchés de l'électricité en Europe, la France et l'Allemagne, ont des positions techniques et législatives différentes. En France, un marché de capacité a été mis en place par la loi de 2010 dont le déploiement est prévu pour 2016. En

41 Capacity Remuneration Mechanisms; Overview, Implementation in Selected European Jurisdictions and Implications for Switzerland. SCCER, September 2015. www.sccer-crest.ch/fileadmin/user_upload/EPAG_CEEM_WP_cap_mechs_150831.pdf

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Allemagne, le débat politique continue sur l'opportunité d'un marché basé sur la capacité ainsi que sur l'organisation et les règles du marché42. Dans l’Union européenne, les capacités limitées de transfert aux frontières sont optimisées grâce au couplage des marchés (market coupling). En d’autres termes, le négoce d’énergie est directement lié à 5 l’attribution des capacités de transfert nécessaires sans qu’il y ait besoin d’enchères supplémentaires. De par sa position géographique et la flexibilité de ses nombreux ouvrages hydrauliques, la Suisse est une plaque-tournante des échanges électriques en Europe. Elle reste néanmoins exclue de ce mécanisme d’attribution puisqu’elle ne fait pas partie de l’Union Européenne et n’a toujours pas conclu d’accord-cadre sur l’électricité avec l’UE43. Cela se traduit par des inconvénients de taille. Elle est, par exemple, exclue des 10 Network Codes, ces nouveaux codes de réseau visant à favoriser les échanges au sein du marché européen unifié. Outils d'ajustement de l'équilibre offre-demande en France Mécanisme d’ajustement (depuis 2003) 15 Pour maintenir l’équilibre entre l’offre et la demande, RTE dispose en temps réel d’une réserve d’ajustement de puissance, à la hausse comme à la baisse. Une fois que les services qui permettent d’augmenter ou de diminuer automatiquement la production des centrales ont été sollicités, RTE signale aux producteurs et aux consommateurs connectés au réseau qu’ils vont avoir besoin d’eux pour modifier très rapidement leur programme de fonctionnement prévu. 20 Les acteurs du marché, en lien avec les producteurs et les consommateurs qui le peuvent, font alors des offres à la hausse ou à la baisse et communiquent leurs conditions techniques et financières à RTE. Ce mécanisme permet donc de sélectionner l’offre la plus performante techniquement et économiquement. Il permet également de résoudre les «congestions» sur le réseau. 25 Mécanisme de capacité (depuis 2014) De nouveaux modes de fonctionnement font progresser le marché de l’électricité, outils qui permettent de proposer de nouvelles façons de consommer (effacements de consommation) ou qui renforcent la sécurité d’alimentation électrique. Le mécanisme place sur le même plan capacité à produire et capacité à s’effacer. Un effacement est une diminution temporaire de la consommation d’électricité par rapport à une 30 consommation initialement prévue. Cette diminution est obtenue grâce à l’interruption de processus industriels ou d’appareils électriques, suite à une sollicitation ponctuelle d’un fournisseur ou d’un opérateur d’effacement, moyennant une rémunération. Le principe est que chaque fournisseur d’électricité est tenu de disposer d’un certain montant de garanties de capacité dépendant de la consommation électrique de ses clients. Il peut acquérir ces garanties certifiées 35 par RTE, auprès d’exploitants de capacité de production ou d’effacement, qui s’engagent sur la disponibilité de leur moyen lors des périodes de pointe. Ce nouveau dispositif doit contribuer, à partir de l’hiver 2016-2017, à assurer la sécurité de l’alimentation électrique de la France. 40 Enjeux Pour sécuriser et renforcer le système électrique européen, l’Union européenne soutient la construction d’un marché unique. Son architecture a été pensée pour que ses acteurs (gestionnaires de réseaux, producteurs, distributeurs, bourses d’échanges …) puissent échanger, optimiser leur portefeuille, gérer les risques, anticiper leurs positions. En un mot : faire fonctionner efficacement les centrales de production et 45 les réseaux, en lien avec les sites de consommation. Les gestionnaires de réseau de transport (GRT) européens sont chargés de mettre en œuvre les mécanismes techniques et économiques de ce marché. Il s’agit tout d’abord de fournir un cadre « physique » aux échanges, en développant les liaisons transfrontalières et en s’assurant de leur performance. La France 50 possède déjà 49 liaisons transfrontalières et plusieurs projets de nouvelles lignes sont à l’étude ou en cours

42 www.agora-energiewende.de/fileadmin/Projekte/2014/kapazitaetsmodelle-deutschland-frankreich-vergleich/Agora_DE-FR-CRM_EN_web.pdf 43 www.swissgrid.ch/swissgrid/fr/home/reliability/power_market/market_coupling.html

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de réalisation entre la France et l’Italie, le Royaume-Uni, l’Espagne, le Benelux, l’Allemagne, et la Suisse. Il existe une vision européenne (Ten-Year Network Development Plan, TYNDP) préparée par plusieurs groupes régionaux, par exemple le CCS (Continental Central South) qui rassemble la Suisse, une partie de l’Allemagne, de la France, de l’Autriche et de l’Italie. A l'échelle d'une interconnexion, la coopération se concrétise par une étude bilatérale ou trilatérale entre les GRT concernés. 5 Les opérateurs de réseaux européens sont garants de l’équilibre entre l’offre et la demande44 sur leur territoire, et donc de la sécurité d’alimentation. Mais dans un contexte de marché unique qui nécessite de se coordonner45, comment veiller à ce que les échanges commerciaux restent compatibles avec la sûreté du système selon un principe simple : gérer les flux d’électricité sur chaque réseau respectif de telle sorte qu’à 10 chaque seconde l’offre (production + importations) soit strictement égale à la demande (consommation + exportations) ? Ce point est d’autant plus sensible que le réseau est désormais confronté à la difficulté d'intégrer la production d'origine renouvelable. Celle-ci a pour première particularité d'être fortement dispersée – 86 000 nouveaux sites de production d'énergie renouvelable ont ainsi été raccordés en 2011 par ERDF. Il faut donc passer d'un réseau conçu pour acheminer l'électricité depuis quelques grands centres de 15 production vers les consommateurs à un réseau qui doit également collecter l'électricité d'un grand nombre de sites de production plus modestes et fonctionner dans les deux sens. La production locale des EnR raccordée directement sur les réseaux de faible tension implique donc un fonctionnement différent qui ne soit plus seulement de la haute tension vers la basse tension. Cette 20 production qui a pour caractéristique d'être intermittente et donc d'avoir une production difficilement maîtrisable fait courir au système le risque d'être soit en sous-production si les conditions météorologiques sont particulièrement défavorables, soit en surproduction dans le cas inverse. L'exemple de l'Allemagne et les effets décrits lors de notre visite sur le site de régulation de RTE (Grand est) est particulièrement éclairant, notamment sur les conditions de pilotage d’une énergie devenue multidirectionnelle. 25 Comment assurer l’adéquation physique et la sécurité d’approvisionnement du pays en tenant compte des éléments actuels de diagnostic sur l’adéquation de capacité ? Pendant des décennies, les pays européens ont construit des structures de transport intégrées et centralisées. Ce maillage résultait d’une production elle-même centralisée. Les lieux de production ont (et auront sans doute ?) tendance à être de plus en plus 30 éloignés des lieux de consommation, ou bien la production décentralisée d'énergies renouvelables rapprochera-t-elle « statistiquement » lieux de production et lieux de consommation ? Mais, selon certains industriels, les contraintes physiques actuelles des réseaux d'acheminement ne peuvent totalement suivre le rythme de la production. L’augmentation des flux sur certains grands axes peut créer des difficultés majeures (France/Espagne mais aussi Allemagne). Le nombre croissant et diversifié de sources nouvelles 35 de production d'énergies renouvelables, décentralisées par nature, est à l’origine de difficultés d’adaptation pour les réseaux existants en matière de flux. Les nouveaux échanges entre le nord de l’Europe (énergie électrique produite à partir d’éoliennes) et le sud (énergie produite à partir de panneaux photovoltaïques) illustrent ces difficultés, notamment au niveau transfrontalier. 40 La réflexion sur l’optimisation de l'utilisation des infrastructures, sur la qualité de service (évitement des « blackout »), conduit à souligner la difficulté d’articuler la capacité globale et les éléments nodaux nécessaires à l'organisation des flux. Les nouvelles implantations se heurtent à de fortes contraintes qui freinent leur développement : investissements, délais de création de nouvelles lignes de transport (procédures d’implantation longues et oppositions de la part des organisations de défense de 45 l’environnement et des populations locales). Ces nouveaux flux dont ceux produits par les EnR conçus, sur le même mode que la production antérieure, comme des outils centralisés (par exemple l'énergie éolienne concentrée en Mer du Nord) impliqueront à terme la mise en place d’autres installations de transport. L’acceptabilité sociale (notamment l’insertion des 50 ouvrages dans le paysage) de ces nouvelles implantations devient dès lors un enjeu majeur. Un exemple

44 www.rte-france.com/fr/article/mettre-en-oeuvre-tous-les-leviers-pour-assurer-l-equilibre 45 Depuis 2009, le centre de coordination technique Coreso (Coordination of electrical system operators) qui réunit des opérateurs de réseau de transport de cinq pays (français, belge, britannique, allemand (50 Hertz) et italien) assure cette coordination.

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français a été rappelé mettant en évidence un délai de dix ans pour la réalisation d’un projet de ligne électrique, dont huit consacrés à la concertation (avec les collectivités territoriales, élus, associations,…) et aux délais administratifs. Les nouvelles technologies peuvent répondre à ces nouvelles contraintes techniques, à l’aide par exemple 5 des « Smart Grid » qui permettent de lisser dans le temps la quantité d'électricité injectée dans le réseau. Il ne s'agit plus d'injecter passivement son électricité sur le réseau ; il est possible en temps réel - et avec une certaine prévisibilité - d'informer le gestionnaire de réseau de la quantité d'électricité injectée. Smart46 10 On entend par réseau intelligent (« Smart Grid ») un système électrique qui garantit intelligemment, en recourant aux technologies de comptage et le plus souvent aux technologies d’information et de communication, l’échange d’énergie électrique entre des sources de divers types et des consommateurs caractérisés par des besoins différents. Un tel système doit tenir compte des besoins de tous les acteurs du marché et de la société. Le but ainsi poursuivi est d'optimiser et de concevoir plus efficacement l’utilisation 15 et l’exploitation du système, minimiser les coûts et l’impact sur l‘environnement, tout en assurant un degré élevé et suffisant de qualité et de sécurité d’approvisionnement. Un réseau intelligent englobe le domaine de la production, du transport, de la distribution et de la consommation d’électricité. Les quantités d’énergie et les produits dérivés de l’énergie peuvent être négociés entre divers acteurs et des 20 nouvelles prestations peuvent être proposées sur la base des fonctionnalités qu’un réseau intelligent met à disposition. Ce domaine est très largement appelé « marchés intelligent » (« Smart Markets »). Dans ce contexte, les consommateurs au niveau des ménages sont souvent concernés. Il faut à cet effet que la maison dispose des techniques de mesure et de pilotage : c’est la « maison intelligente » (« Smart Home »). 25 Toutefois, les réseaux intelligents et les capacités disponibles imposent aux marchés intelligents des conditions physiquement déterminées. Il s’agit donc d’harmoniser les réseaux intelligents avec les marchés intelligents : ils forment ensemble le système d’approvisionnement électrique de l’avenir, appelé système énergétique intelligent (« Smart Energy System »). A l’avenir également, on pourra tabler sur une convergence croissante des agents énergétiques tels que l’électricité, la chaleur, le gaz et le froid dans 30 l’approvisionnement énergétique. Demain, le développement des réseaux intelligents47 apportera la flexibilité et l’interactivité nécessaires à l’achèvement de la construction de l’Europe de l’électricité. Les « Smart Grid » modernisent le système électrique en y intégrant d’avantage de communication et de technologie innovante. Ils l’adaptent ainsi à 35 l’intégration des énergies renouvelables et intermittentes (solaire et éolienne) et le préparent à des modes de consommation plus évolués (nouveaux leviers de flexibilité tels que la « modulation de la demande »). Leur efficacité suppose cependant, au-delà des aspects techniques, une incitation du consommateur à réguler sa consommation en fonction de la lisibilité des informations que le « Smart Grid » lui apporte.

40

46 Pistes vers l’avenir des réseaux électriques suisses. Feuille de route suisse pour un réseau intelligent. Département fédéral de l’environnement, des transports, de l’énergie et de la communication DETEC Office fédéral de l’énergie OFEN Division Economie, Groupe de travail Technologie 27 mars 2015 47 http://www.rte-france.com/fr/article/penser-et-organiser-aujourd-hui-le-marche-de-demain

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IV. Énergie électrique et évolution des modes de décision collectifs

L’énergie électrique est un carrefour d’intérêts, elle est produite ici, transportée à des endroits différents, consommée là. Comment se saisir de la notion d’ « intérêt » local, régional ou national? Nous tenterons ici de saisir la manière dont ces notions ont pris corps à partir de l’expérience qui en est faite sur un territoire particulier. 5 La région du Rhin supérieur se caractérise en effet par une grande diversité de types de production d’énergie électrique et une situation géographique dans des contextes sociétaux très différents. Elle constitue de ce fait une sorte de miroir des changements profonds en termes de production et de transport d'électricité, qu’entraîne l’annonce de la transition énergétique par les différents gouvernements concernés. 10

A. Enjeux sociétaux de l’énergie électrique 1. Introduction Les visites de sites à l’initiative des membres et les échanges « croisés » dont elles ont été l’occasion ont mis en évidence le croisement d’enjeux sociétaux, parfois contradictoires auxquels producteurs, transporteurs, public et niveaux décisionnels locaux ou centraux sont confrontés dans la mise en œuvre de 15 l’alimentation électrique à partir de sources renouvelables, en particulier dans la mise en place de nouveaux projets. Dans un contexte international marqué par la fin de l’exploitation en Allemagne48 et en Suisse49 de la production d’électricité à partir du nucléaire, et un choix en France de diminuer la part du nucléaire dans sa 20 production d'électricité, actuellement de 70%, à 50% à l'horizon 2025 , mais aussi par des « transitions énergétiques » vers les énergies électriques renouvelables, des objectifs à long terme de production d’énergies renouvelables ont été fixés dans les trois pays, selon des processus politiques grossièrement parallèles mais non simultanés et non concertés. 25 Ces orientations politiques générales induisent des modifications du paysage institutionnel, du processus de fabrication et de transport de l’énergie électrique, mais aussi des enjeux sociétaux nouveaux et des interactions renouvelées entre les acteurs.

2. La problématique des niveaux territoriaux : l’initiative locale, la synthèse territoriale et les réseaux nationaux et européens 30 La structure des puissances publiques en matière d’autorisation et de contrôle des installations énergétiques engage des niveaux d’actions multiples (régionaux, étatiques ou intergouvernementaux) qui sont appelés à coopérer. Production et distribution sont à la fois globalisées et localisées. La diffusion des politiques environnementales et la notion de responsabilité de tous vers le développement durable ont favorisé le développement de politiques locales dans le domaine de l’énergie. 35 Un changement significatif tient au fait que certaines capacités d'initiative d’aménagement du territoire sont ou ont été redistribuées à différents niveaux, en France par exemple aux Régions. Plus généralement, dans le contexte du développement durable et de sa déclinaison aux niveaux les plus proches des citoyens, les villes sont des acteurs de la transition énergétique à travers de multiples choix qu’elles sont appelées à 40 faire, y compris en matière d'urbanisme; ces choix peuvent jouer sur les enjeux de la production électrique décentralisée mais aussi sur le niveau et la structure de la consommation. Les enjeux économiques, sociaux et environnementaux doivent être pesés au regard de la nécessité d’assurer un renouvellement urbain capable de favoriser sur un territoire donné le déploiement de villes économes en énergie et sans carbone. 45 Les villes sont souvent actives dans le domaine de la politique énergétique mais ne sont de loin pas les seules entités à soutenir le virage énergétique. Les villes peuvent dans leur domaine soutenir l'effectivité énergétique mais elles ne peuvent que se tourner vers les campagnes si elles prônent une énergie

48 L’arrêt du réacteur de Philippsburg est prévu pour 2017 et celui de Neckarwestheim pour 2021 49 Abandon du nucléaire classique sans fixer de calendrier formel de fermeture des centrales (Beznau I et II en 2029 et 2031, 5,8 TWh). L'exploitant de Mühleberg a décidé d'arrêter la centrale en 2019 (2,9 TWh)

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renouvelable. L'hydraulique et l'éolien n'ont pas de potentiel de développement en ville. Les villes pionnières qui déclarent ne vouloir que de l'électricité d'origine renouvelable doivent s'en procurer dans les campagnes qui en subissent les impacts sur le paysage et l'environnement. Le cas particulier d’un projet de biomasse à Strasbourg nous a montré un certain nombre de ces paramètres. 5 Sa mise en place est en soi un levier et un projet urbain pour réduire les besoins énergétiques des villes et favoriser le développement du recours aux énergies renouvelables et de récupération. Cet exemple nous a conduits à nous interroger sur l’échelle adaptée à la définition et la mise en œuvre d’une stratégie énergétique ainsi qu’aux acteurs pour coordonner cette action. La nécessité d’insérer le site de production dans un espace industriel composite qui induit des enjeux plus classiques d’insertion industrielle implique 10 une synthèse entre les enjeux énergétiques et les enjeux industriels. Les actions de concertation mises en œuvre reposent sur les dispositifs et le dialogue classique en France en matière de projets industriels. Ce processus assure-t-il la synthèse recherchée par les acteurs du territoire ? Ne devrait-il pas évoluer pour prendre en compte les échelles spatio-temporelles utiles pour une politique énergétique ? 15 Le rôle des autorités nationales n’est pour autant pas effacé; elles devraient au minimum assurer une cohérence en matière de distribution électrique. En France, comme il a été déjà mentionné plus haut (tableaux du chapitre II), la modélisation nationale globale montre que les besoins en matière d’énergie électrique semblent entièrement couverts; cependant, l’examen de situations locales peut faire apparaître un risque de pénurie, notamment en hiver dans certaines régions comme la Bretagne ou les Alpes-Maritimes. 20 Dès lors comment assurer développement local et évaluation nationale des besoins ? La question du rôle des puissances publiques a ainsi traversé nos échanges, sous diverses formes : régulation par les puissances publiques au niveau national en ce qui concerne la sécurité des réseaux de transports, choix spécifiques selon les pays de leur mix énergétique, et contraintes suscitées par une 25 multiplicité de producteurs et de transporteurs (par exemple en Allemagne, où le réseau de transport de l'électricité est géré non pas par un mais par quatre gestionnaires). Mais dans l’espace du Rhin supérieur, des coopérations multi-niveaux relèvent aussi d'une logique transnationale ayant des caractéristiques particulières, différentes d'un pays à un autre, spécifiques à chaque 30 histoire. Il y existe aussi des interactions de terrain, de nature technique ou sociétale. Plusieurs exemples ont marqué nos échanges sur ce point, par exemple des oppositions fortes entre riverains des différents pays sur certains projets d’installations géothermiques, éoliennes… Un autre exemple est la multiplicité des usages possibles 35 de la biomasse, qui peut comporter un risque de conflit d'utilisation d’une ressource limitée entre secteurs d’activités mais aussi entre territoires. Les décisions se construisent selon la diversité des acteurs, leur motivation, leur pouvoir d’influence mais aussi selon la nature des territoires, tous ne pouvant accueillir tout type de productions. Ce type de débat 40 existe, certes, entre projets de régions différentes dans un même pays, mais la situation transnationale de l’espace du Rhin supérieur lui donne un relief particulier. Comment les acteurs publics prennent-ils en compte ces enjeux dans leur réflexion sur l'aménagement des territoires ?

3. Les enjeux « économiques » pour les producteurs, pour les consommateurs industriels et pour les particuliers 45 La question des usagers doit distinguer usagers industriels et usagers particuliers. Gros et petits n’ont en effet pas exactement la même sensibilité sur les questions de la continuité de la production ou de l’exploitation des installations. Il est nécessaire que les prévisions en matière de demande d’électricité distinguent ce qui a un caractère domestique de ce qui a un caractère industriel. Comment les usagers sont-ils représentés sur ces questions ? Par les élus, les administrations, les associations ? 50 L’industrie est une forte consommatrice d’énergie, et est elle-même différenciée, certaines filières de production étant plus fortement concernées (« électro-intensifs »). L’énergie peut représenter pour ces derniers une composante importante de leur compétitivité. Les différentes puissances publiques gèrent cet enjeu de manière différente. 55

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L’industrie a la capacité de pouvoir choisir son fournisseur d’électricité, sur des critères qui lui sont habituels, comme le prix, la fiabilité. Mais le type de source peut aussi intervenir. En fonction de la stratégie de telle ou telle industrie en tant que consommateur, des champs d’action s’ouvrent, par exemple en matière de production directe ou de contrôle de sources de production. La place croissante que prend la 5 question de la consommation d’énergie pour les entreprises a mis en évidence pour les PME en particulier certains enjeux sous-jacents de manière souvent paradoxale : notamment des difficultés de sensibilisation des responsables de ces entités sur les dimensions financières (consommation, sources d’énergie) et environnementales (impact sur l’environnement, démarche de bilan-carbone), et concernant les problématiques associées (rapport entre production industrielle et consommation d’énergie, mise en place 10 d’indicateurs, critères de fiabilité des bureaux d’études prestataires et question de leur contrôle…). La prise de conscience des enjeux progresse mais son impact dépend probablement de la hauteur du risque pour les activités de l’entreprise. Comment les « petits consommateurs » vivent-ils les enjeux économiques impliqués par un certain nombre 15 de choix à faire ? Certains membres du TP, proches des associations de consommateurs françaises ont fait état de difficultés financières dans lesquelles certains ménages se trouveraient; la précarité énergétique est un phénomène encore mal appréhendé aujourd’hui mais qui semble au moins en France s’aggraver d’après les indicateurs des puissances publiques. On peut se demander si elle devrait s’analyser comme une problématique autonome ou comme l’un des éléments de la précarité sociale, avec des implications sur les 20 outils pour la réduire qui sont potentiellement très différents. Nous n’avons pas pu aller au-delà de la question posée, et en particulier nous n’avons pas disposé des éléments permettant de comparer la situation française avec celle des régions frontalières des autres pays. Actuellement la production est pilotée par la consommation mais de nouvelles technologies de production 25 décentralisée apparaissent qui tendent à changer ce rapport entre consommation et production. La consommation doit être adaptée aux fluctuations de la production en utilisant par exemple des compteurs « intelligents ». Cette nouvelle technologie nécessite des investissements nouveaux; comment sera négociée la répartition de ces investissements entre producteurs, distributeurs et consommateurs ? Elle tend à mettre en place des rapports nouveaux entre producteurs/fournisseurs/distributeurs d’électricité et 30 consommateurs : les outils visent à permettre une intervention directe du distributeur sur l’installation du consommateur; ce type de technologie interroge donc la responsabilité de l’industriel sur les conséquences éventuelles, et sur la protection de la sphère privée des consommateurs. La présentation de ces nouveaux outils nous a également fait apparaître des intérêts, des sensibilités et des 35 revendications parfois contradictoires dans le public : par exemple sa réaction hostile à des projets de modulation des prix qui pourraient favoriser la régulation des pointes de consommation et limiter l’utilisation de centrales capables de répondre à ce « pic » de consommation, mais fortement émettrices de gaz à effet de serre. 40 L’absence d’outils de régulation de la consommation et les résistances actuelles du public à leur mise en place éventuelle constituerait-ils une menace pouvant conduire à une pénurie d’électricité pour l’une ou l’ensemble des trois régions ? La justice qui est appelée à intervenir dans un certain nombre de cas est l’objet de critiques de plus en plus vives, notamment sur son incapacité structurelle à traiter en temps réel des dossiers, entraînant des délais supplémentaires. 45 Les problèmes de saturation ont des conséquences sur l'activité économique (mais aussi sur l'environnement). Différentes analyses (ENTSOE) ont permis d'éclairer certains choix prospectifs et différentes alternatives mais se pose la question de l’articulation entre échelles locales, nationales et internationales. Comment les puissances publiques des trois régions conçoivent-elles dans leurs 50 gouvernances territoriales un aménagement efficace et durable à l’échelle des régions ? Les industriels sont engagés dans une démarche de qualité environnementale sur et autour de leurs zones d'activité. Si elle s’efforce de répondre aux attentes des collectivités locales, aux inquiétudes des riverains, usagers d’un territoire, elle ouvre aussi la possibilité de réexaminer les critères du changement en cours des 55 perceptions des enjeux environnementaux. Il apparaît notamment que la protection de l’environnement peut

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aussi être une source de développement économique. La prise en compte de l'environnement s'analyse de plus en plus en termes stratégiques.

4. L’économie des installations de production Les visites de différents sites ont montré le caractère sensible de l’approvisionnement dans certains cas et de la viabilité économique de telles installations (rapport investissement/rendement). Les sites de 5 production actuels pourront-ils toujours faire face à la demande d’électricité ? Certains remarquent que les besoins en électricité tendent à augmenter sur le long terme alors que les capacités de production toucheraient, elles, à leurs limites. Le contexte modifié de concurrence (abandon de certaines filières) et le coût du maintien de certains modes 10 de productions classiques (nucléaire, thermique) influencent les paramètres économiques qui servent à assurer la continuité des flux. Par exemple, des moyens de production programmables arrivés en fin d’exploitation risquent de ne pas être remplacés à des niveaux suffisants pour garantir la sécurité d’approvisionnement en énergie. L’exemple a été donné des centrales à gaz : antérieurement pleinement parties prenantes de la production, elles continuent aujourd’hui à jouer un rôle pour maintenir le réseau 15 dans les périodes de pointe, mais leur rentabilité se trouve affectée car leur durée de fonctionnement annuelle est fortement réduite et significativement plus faible qu’attendu lors des décisions d’investissement. Les capacités de réserve créées pour faire face à des pointes ne semblent pouvoir être utilisées que sur des volumes limités et nécessiteraient des investissements de plus en plus conséquents par les producteurs : par exemple en Suisse, certains barrages sont restructurés en STEP afin d’éviter ou de 20 limiter les risques de rupture d’approvisionnement. Les échanges ont aussi manifesté avec force la sensibilité des différences de statut entre producteurs de nouvelles énergies renouvelables (éolien, photovoltaïque, géothermie…) et producteurs d’énergies programmables (centrales nucléaires et thermiques, …) : les nouvelles énergies renouvelables étant, par 25 décision politique, prioritaires sur les énergies programmables, les producteurs des secondes peuvent être contraints dans un certain nombre de situations à ralentir leur production, avec des conséquences économiques (moins de vente d’énergie; coûts de « stand-by ») et techniques (par exemple des bassins hydrauliques pleins). En outre, les nouvelles énergies bénéficient de subventions ou de prix garantis. Les producteurs d’électricité programmable, qui se perçoivent comme des garants de la sécurité 30 d’approvisionnement, se retrouvent en situation de concurrence avec les producteurs d’énergies solaires et éoliennes, susceptibles de déstabiliser le réseau du fait du caractère intermittent de leur production et de la priorité de leur production sur le réseau. Une partie des investisseurs ne risque-t-elle pas de se tourner plus massivement vers un type de marché subventionné, dont le prix et l’utilisation prioritaire par le réseau sont, à ce jour, garantis ? 35 Plus largement, on sait aujourd’hui (cf. les projets de centrales nucléaires en Grande Bretagne) que les investissements majeurs ont tous besoin de prix garantis. Il en est de même pour les centrales de capacité destinées à assurer la pointe « x » heures par an. 40 Tout se passe comme si la subvention devenait un mode normal de fonctionnement du système électrique. La résilience du système électrique serait alors assurée par la cohérence du système de subventions et non par la hiérarchie des coûts de production complets des différentes filières. Sur un plan plus local, concilier sur le terrain enjeux sociétaux, responsabilité environnementale et 45 réglementation semble être de plus en plus complexe. L’évaluation d’un projet d’implantation ne peut plus relever d’une approche seulement technique; la mesure par les autorités des conséquences environnementales, effective depuis longtemps, ne suffit plus, elle non plus. L’accueil par le public de la future installation est un élément qui a un impact croissant sur le financement et sur la programmation des installations, et il doit donner lieu à des efforts d’explication et de concertation de plus en plus détaillés et 50 intenses. La production industrielle d’électricité engage des investissements sur le long terme, notamment financiers, quel que soit le type d’installations. La prise en compte et la conscience de ce fait par la société sont fondamentales, et le rôle des puissances publiques, qui doivent à la fois maintenir le cap du choix 55

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énergétique, accompagner ces nouveaux entrants et garantir la sécurité de l’alimentation électrique des populations, est essentiel. Ceci a conduit à s'interroger sur la manière dont les investissements croisent les préoccupations de développement des collectivités territoriales, les politiques nationales ainsi que celles environnementales et économiques des populations.

5. Le besoin d’équilibre du système électrique à chaque instant 5 L’électricité ne se stocke pas directement. La visite du centre de régulation de l'Est de la France nous a donné un aperçu concret de l’articulation entre la gestion du réseau de transport d'électricité et les activités de production et de commercialisation, et également de la difficulté du travail requis pour parvenir à assurer la solidité du réseau. Cette visite a renforcé notre vision des échanges de flux, de l’augmentation des sollicitations transfrontalières, des difficultés de coordination et du caractère incontournable d’une 10 solidarité du réseau européen (exemple des flux importants générés par la production éolienne dans le nord de l’Allemagne qui amènent dans certains cas le réseau français à un état proche de la saturation). Les contradictions entre la position des producteurs et celle des transporteurs, en lien avec leurs contraintes respectives ont été discutées. Assurer la solidité du réseau impliquerait une certaine homogénéité dans la 15 répartition de la production sur l’ensemble d’un territoire. Or compte tenu des enjeux de compétitivité et des conditions naturelles des sources renouvelables, les choix d’implantation des sources de production nouvelles obéissent à d’autres logiques : caractéristiques météorologiques pour certaines énergies renouvelables, politiques locales et acceptation par les populations ainsi que les contraintes de raccordement, ce qui conduit à une inégalité importante du taux de production selon les régions. Différents 20 exemples de perturbations importantes pour les consommateurs (absence ou rupture d’alimentation durant plusieurs heures) suite à la survenue d'accidents dans différents pays européens sont venus illustrer au cours de nos réunions l’interaction entre exigences de sécurité et exigences de l’activité : fournir de l’électricité et respecter les engagements contractuels des différentes parties, faisant apparaître aussi les limites du système existant. 25

6. La localisation de la production, l’acceptation locale et la concertation L’acceptation par le public de la mise en place et du fonctionnement des installations (par exemple l’engagement de nouveaux travaux sur les barrages en Suisse ou l’implantation des éoliennes en Alsace) est un point d’achoppement fort entre catégories d’acteurs : « quelle est l'utilité des nouvelles installations énergétiques ? ». Les questions environnementales (la sauvegarde des paysages, la gestion des nuisances, la 30 protection de la biodiversité, …) couvrent un large spectre d'enjeux de société. Mais si la maîtrise des risques et des rejets polluants est depuis longtemps un facteur de l’acceptation des installations par le public, celui-ci est de plus en plus sensible aux effets globaux d’une activité industrielle. Au-delà des enjeux environnementaux, l’intérêt local peut entrer en contradiction avec une utilité nationale. 35 Le public local est-il prêt par exemple à accepter la construction d'installations non pour ses besoins locaux mais pour l'export vers d'autres régions ou pays, d’autant plus quand les besoins de la zone concernée sont déjà entièrement couverts ? Même s’il existe une utilité locale, les réactions du public local peuvent aussi tendre au rejet d’installations nouvelles, manifestant par là une préférence pour faire porter par d’autres les contraintes territoriales et environnementales; par exemple le propriétaire d'une résidence pourra être 40 hostile à la construction d'un site producteur d’énergie (centrale thermique, éolienne, photovoltaïque, …) à proximité alors qu’il y trouverait un intérêt en tant qu'usager. Des élus locaux pour leur part peuvent être favorables à une implantation en y voyant un intérêt pour leur commune (création d’emplois, revenus supplémentaires), mais cette implantation peut être rejetée par les riverains (phénomène NIMBY) compte tenu des nuisances et des risques anticipés ou supposés en matière de sûreté-sécurité. 45 La difficulté du dialogue territorial est de parvenir à passer d'une contestation à une acceptation des installations de production énergétique sur un territoire. Cette question ne peut être enfermée dans une approche dichotomique entre échec et succès. En France il n'est plus possible aujourd'hui, pour la catégorie du « public », d'accepter que l'intérêt public soit uniquement pensé d'en haut, via des systèmes 50 administratifs perçus comme peu perméables à la négociation. Mais, de manière symétrique, peut-on accepter que l'intérêt public soit uniquement pensé par le refus NIMBY ou l’intérêt de certains territoires ?

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Les choix d’implantations de sites de production industrielle ne reposent plus uniquement sur des aspects matériels ou physiques (impact visuel). D’autres facteurs sociaux permettent ou entravent une acceptabilité sociale de l’implantation et sont à l’origine de tensions. Quatre exemples illustrent ces tensions : L’initiative d’une commune allemande concernant son éclairage urbain : les choix faits par la

municipalité pour moduler son éclairage dans la perspective d’une amélioration de son bilan 5 énergétique se sont heurtés à plusieurs difficultés. Certaines étaient liées à des aspects techniques, seuls certains quartiers disposant de l'équipement permettant cette modulation de l'éclairage; d’autres difficultés à propos des enjeux de sécurité, ou du sentiment de sécurité/insécurité dans certaines zones d’ombre sont apparues dans les discussions avec la population à propos de la délimitation des espaces éclairés en permanence ou de manière intermittente. 10

Autre exemple, les forages liés à certaines opérations de géothermie profonde ont provoqué des tremblements de terre d’ampleurs variables; d’autres, liés à des sites de géothermie de très faible profondeur mal gérés par des particuliers, ont entrainé des mouvements de terrain et des dégâts immobiliers dans le voisinage; la généralisation de la crainte de séismes et de mouvements de terrain à toutes opérations de géothermie pose la question de l’existence d’installations souvent situées à 15 proximité d’habitations, malgré leur caractère renouvelable et non intermittent.

Autre exemple encore, celui des fortes tensions, entre associations de protection de l’environnement, industriels et puissances publiques, sur le choix des critères de construction de nouvelles centrales hydrauliques; tensions qui portent sur l’efficience d’un projet au-delà de ses aspects techniques, sur son opportunité économique, sur ses impacts environnementaux (disparition de poissons, modification 20 des débits du Rhin,…). Ce cas nous a également permis de percevoir les difficultés de la prise de décision dans une situation particulière (Rhin supérieur) régie par des conventions signées entre les trois pays frontaliers mais dans un contexte de législations nationales en évolution.

Dernier exemple, celui de la complexité de l’évaluation des conséquences des rejets d’un projet de biomasse qui se situe dans un espace industriel composite où l’agrégation de l’ensemble des rejets d’un 25 ensemble d’installations respectant chacune la réglementation pose la question de la gestion globale de la qualité de l’air de cet espace. Le projet tel qu’il est conçu prévoit – bien entendu - des rejets en dessous des normes exigées pour les installations de biomasse mais lorsqu’on les cumule aux rejets déjà présents sur ce secteur, on constate que l’air risque d’être saturé, lors des pics de pollution, même si les impacts anticipés doivent se limiter à la zone entourant directement la nouvelle infrastructure. 30

Certains types d'installations soulèvent plus de difficultés auprès du public que d'autres, en rapport avec le lieu de leur implantation, avec leur utilité locale visible, avec leur empreinte sur le paysage, avec la perception de leurs impacts négatifs : nuisances, risques sur l'environnement. Les processus de concertation existent, s'étalent souvent sur plusieurs mois et relèvent d'un ajustement complexe. 35 Nonobstant cette longueur, certaines associations dénoncent la faible concertation sur les projets et une insuffisante prise en compte de l’avis des habitants. Inversement l’approvisionnement en énergie renouvelable pendant 20 ou 50 ans dépend de projets de terrain concrets et le public n’y est parfois pas sensibilisé. 40 La visite d’un site sidérurgique nous a amenés voir la complexité des facteurs conduisant à la finalisation d’un projet. Certains des facteurs n’étant pas principalement techniques.

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Un projet de récupération de chaleur L’utilisation directe de la chaleur géothermique ou de la chaleur fatale issue de la géothermie électrogène peut trouver de nombreux débouchés dans le chauffage urbain ou résidentiel, le séchage industriel et agro-alimentaire, le chauffage de serres, la balnéothérapie etc. 5 La visite d’une unité de production d’acier à Kehl, une entreprise de taille intermédiaire typique allemande, grande consommatrice d’énergie, a été l’occasion de s’interroger sur la complexité d’investissements énergétiques dans un cadre transfrontalier. Nous avons été particulièrement frappés par la combinaison de facteurs qui a conduit à l’échec d'un projet de récupération de chaleur perdue par l’installation (2 TWh) malgré ses différents atouts (économies, performance énergétique, bilan environnemental). Il s'agissait de 10 récupérer cette chaleur dans un atelier, la transporter en France en traversant le Rhin et de l'utiliser dans le réseau de chaleur urbain de l'agglomération strasbourgeoise. Les difficultés rencontrées pour assurer la coordination des besoins et possibilités à long terme du « producteur » et du « consommateur », pour coordonner l’ensemble des opérations d’aménagement et pour assurer la coopération entre différentes entités publiques (administrations française et allemande) ont mis en évidence la multiplicité des acteurs 15 impliqués et les différences d’approches décisionnelles. Le projet de Kehl a illustré dans notre travail les limites de la cohésion territoriale et combien les coopérations transfrontalières sont devenues des lieux d’échanges et de confrontations possibles. Il a été mis en lumière au cours des échanges la transformation du rapport risque/ environnement par l’introduction de facteurs économiques notamment dans la mise en place de réseau d’infrastructure entre pays (réseaux 20 qui ne sont pas toujours compatibles). Le cadre dans lequel s’organisent les relations entre les collectivités et autorités locales a fait l’objet d’un questionnement sur les rôles et responsabilités respectives des puissances publiques, des industriels, et des représentants du public dans cadre du pilotage des activités industrielles. La coopération transfrontalière impose que les projets d’implantation soient soumis aux autorités des trois régions et à la mise en place de 25 concertation auprès du public. Pour autant certains aspects échappent à cette coordination. Lors du dépôt des dossiers d’autorisation auprès des puissances publiques, il est particulièrement mis en avant la nécessité que l’installation ait un dimensionnement cohérent avec la ressource disponible. Mais cette étude porte sur une visée nationale et régionale qui s’arrête essentiellement à la frontière50. Comment construire une coopération régionale transfrontalière, si les acteurs publics locaux ne bénéficient 30 pas d’une vision claire des enjeux financiers et des transactions qui se jouent sur le territoire ?

B. Une évolution à venir ? 1. Les énergies renouvelables, incarnation du « développement durable » dans le paysage quotidien, notamment pour les consommateurs ? Des objectifs à long terme de production d’énergies renouvelables ont été fixés par les autorités nationales 35 des différents pays dans le cadre d’accords internationaux et de règles européennes. Pour atteindre ces objectifs, il est nécessaire de mobiliser des ressources dispersées dans l’espace, qui pour certaines produisent de façon intermittente. Chaque source de production renouvelable a sa propre problématique et derrière la performance énergétique, des enjeux sociétaux apparaissent. 40 Outre certaines contradictions entre producteurs, transporteurs, distributeurs, les évolutions du modèle énergétique sont confrontées à des enjeux politiques notamment la perception - et la visibilité - des infrastructures liées aux transitions énergétiques, la cohérence des projets d’implantation et la maîtrise des impacts sur l’environnement ou encore les besoins résultant de l’aménagement du territoire. La chaîne énergétique globale, depuis la source jusqu’aux utilisations finales, est d’autant plus complexe qu’elle doit 45 prendre en compte à la fois des aspects techniques et financiers, mais aussi ce type d’enjeux sociétaux. Les projets d’infrastructures énergétiques provoquent presque systématiquement des contestations, phénomène devenu classique dans l’aménagement du territoire. L’approche du « Grenelle de l’environnement » en France a été, en matière d’énergie, essentiellement technique et environnementale. 50

50 Le regard de l’administration porte sur l’incidence directe et notable des effets environnementaux sur un territoire national et non sur l’incidence indirecte pour le pays frontalier, territoire qui pourrait comporter une installation de même type avec les mêmes besoins. Les exploitants ont 50% de leurs ressources « sécurisées » mais l’autre moitié est liée à des contrats privés. Chacun des exploitants pouvant se fournir de part et d’autre de la frontière.

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Cette situation n’a pas forcément permis aux puissances publiques et aux citoyens de penser et d’imaginer les conséquences et les implications des actions mises en œuvre. Il est sans doute nécessaire de permettre la mise en balance, par les citoyens eux-mêmes et par les élus des différents niveaux impliqués, de l’importance des projets vis-à-vis de la stratégie de transition énergétique avec les impacts résiduels des projets (après application des politique environnementales) afin d’aboutir à une décision « développement 5 durable ». Les réactions du public sont semble-t-il spécifiques à chacune des trois régions. Existerait-il une sensibilité spécifique selon les régions au risque industriel que comporte toute installation, sensibilité qui tiendrait à la proximité plus ou moins forte du public avec ces installations ? La rédaction des législations pourrait aussi 10 influencer les perceptions du public : une analyse comparative (Suisse/France) des législations relatives à la production énergétique par la biomasse a permis, par exemple, de constater que, en fonction de la provenance d’un même produit, une législation le considérera comme déchet et l’autre non. Ce qui est en train de changer, c'est le contenu des deux termes : central et local. Une évolution des 15 procédures de concertation appliquées en France, qui relèvent exclusivement de la sphère environnementale, est-elle nécessaire pour rendre compte des enjeux multiples, au niveau local comme au niveau global?

2. Des rôles moins stéréotypés ? Dans ce cadre, les relations entre les catégories d’acteurs impliqués (au sens du TP) sont en pleine 20 évolution. Qu’il s’agisse d’entreprises - productrice, fournisseuse d’énergie, de l’opérateur du réseau – de collectivité ou encore de consommateurs, leurs rapports au territoire peuvent être très différents voire parfois variables dans le temps. Les échanges d’énergie s’accompagnent en effet de flux financiers, d’investissements et d’accords contractuels qui contribuent à créer des relations spécifiques entre les différents acteurs impliqués. Elles s’accompagnent pourtant d’une série de questions, qui interrogent 25 directement les enjeux sociaux des transitions énergétiques et leur acceptabilité: comment les gains et les risques attenants à ces systèmes sont-ils partagés et par quels moyens? Quel rôle jouent les collectivités dans le lancement, le fonctionnement et la pérennisation de ces nouvelles énergies ? L’évolution du système électrique tend à rapprocher les positions de producteurs et consommateurs : les 30 territoires, jusqu’à présent consommateurs (à l’exception de quelques-uns) deviennent producteurs grâce aux installations solaires, éoliennes et géothermiques décentralisées; les citoyens, eux aussi surtout consommateurs, deviennent producteurs grâce à des installations individuelles, on le voit pour la géothermie de très faible puissance et aux panneaux solaires intégrés à leur bâti; le « réseau intelligent » tend à gommer aussi ces différences en utilisant, dans l’idéal, les flexibilités de l’installation du 35 consommateur pour éviter de produire. Sur le plan technique, l’entrée des nouveaux acteurs sur la production et la distribution a déjà engagé de nouvelles dynamiques sur un système électrique mis en place au 20ème siècle, et met à l’épreuve les logiques autour desquelles il a été construit. Sur le plan des relations entre catégories, cette révolution en puissance devrait permettre de poser le dialogue autrement. 40 Les bâtiments, les nouveaux modes de mobilité, l'industrie, l'artisanat et les mailles fines des réseaux d’énergie seront des lieux de gestion des intermittences de la production et des fluctuations de la consommation. Les réformes engagées imposent des mises en œuvre de natures différentes selon les secteurs d’activité, chaque secteur ne présentant pas les mêmes caractéristiques techniques. Elles invitent notamment producteurs et transporteurs à repenser leurs relations et leurs référentiels. Les opportunités et 45 les contraintes de ce nouvel environnement notamment législatif semblent d’autant plus difficiles à gérer, pour les puissances publiques et les acteurs industriels, qu’il renvoie à des aspects techniques et qu’il se heurte en outre aux positions et aux représentations catégorielles du public. Ce renouvellement des perspectives énergétiques a fait l’objet de vives discussions entre les acteurs du programme de travail en particulier sur la polysémie du mot transition, qui peut recouvrir, selon les catégories d’acteurs, des réalités 50 différentes : écologiques (réduire les émissions de gaz à effet de serre), économiques (réduire la dépendance énergétique, accroître la compétitivité et maintenir le niveau d’emploi tout en accompagnant la mutation des métiers), sociaux (maîtriser le coût de l’énergie et lutter contre la précarité énergétique).

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V. Conclusions

La production d’énergie électrique à partir de sources renouvelables recouvre un grand nombre de domaines techniques comme nous venons de le voir. La diversité des modes et des lieux de production est étendue, souvent complémentaire, quelquefois contradictoire et parfois concurrente. Alors qu’il est courant de considérer que les avancées technologiques dans ce secteur d’activité favorisent le bien-être commun 5 (réduction des gaz à effets de serre, préservation de l’environnement, économie d’énergie,…c’est-à-dire la possibilité d’une transition énergétique), la relation entre industriels, puissances publiques et publics à propos de la production d'électricité à partir de source renouvelable semble, à l’issue de ce travail, encore à construire. 10 En nous intéressant comme nous l’avons fait au cours des cinq dernières années aux représentations et aux conditions techniques de mise en œuvre de ces solutions énergétiques nous nous sommes efforcés de saisir, dans la continuité de nos travaux précédents51, les nouveaux risques et enjeux auxquels ces nouvelles productions sont confrontées, notamment produire de l’énergie dans le respect de l’environnement, limiter le risque de rupture d’approvisionnement, ou encore maintenir la compétitivité des industries. 15 Enfin, au-delà de la problématique de production et de distribution de l’énergie électrique, il serait opportun de travailler sur la maîtrise de sa consommation, avec une démarche tournée vers sa baisse. Ceci nécessite une acceptation de cette démarche par le public et donc une meilleure compréhension des enjeux par le public. 20 Les technologies ne cessent de progresser, tout comme les connaissances… Mais le secteur des énergies renouvelables doit faire face à différents obstacles. Nombre de solutions sont identifiées mais la réussite de la transition énergétique dépend aussi de l'intégration de ces productions dans le réseau, de la capacité à mobiliser des financements adéquats, à mobiliser une cohérence entre les législations et à faire accepter par 25 le public le choix des investissements de nouvelles installations de production et de transport. Un développement massif des énergies renouvelables et décentralisées, pour certaines à caractère intermittent et souvent non commandable, nécessiterait que les réseaux électriques, qu’ils soient de transport ou de distribution, soient en mesure d’assurer le flux tout en garantissant la sécurité et la 30 continuité d’alimentation. Si nous avons constaté qu’il existe un continuum de fait en matière d’électricité, jusqu’à quel point cette interconnexion est-elle perçue et prise en compte sur un territoire tel que le Grand Est ? Dans certains autres domaines (ferroviaire par exemple) dans la région du Rhin supérieur on constate une politique (ou amorce de politique) commune aux trois régions frontalières. En revanche en ce qui concerne l’énergie, les participants ont eu plutôt le sentiment d’un déficit d’articulation entre les acteurs des 35 trois pays. Les défis techniques, économiques et politiques liés à une production accrue d’électricité issue de sources renouvelables sont similaires dans les trois régions du Rhin supérieur. Toutefois, les solutions divergent car l’approvisionnement en électricité dépend des systèmes d’électricité nationaux qui disposent tous d’une 40 législation différente. Par exemple, le subventionnement des énergies renouvelables s’effectue selon différents modèles nationaux. De même, les lignes transfrontalières relient uniquement les régions au niveau du transport de l’électricité, mais pas de la distribution. Ceci ne devrait guère changer à court terme. La marge de manœuvre pour un partenariat technico-économique régional reste donc limitée. Ceci ne devrait pas empêcher de renforcer la collaboration politique dans le secteur de l’énergie. Cette collaboration 45 restera toutefois difficile pour la Suisse. Elle est aujourd’hui fortement discriminée du fait de l’absence

51 Pour une approche pluri-catégorielle de la sécurité industrielle », article paru dans la revue des Annales des Mines en 1986. «Implantations industrielles et des enjeux du débat sociétal dans l’espace transfrontalier du Rhin supérieur », fascicule du TP Est 2005, plus disponible «Du risque industriel au risque supposé acceptable, du risque supposé acceptable à l’acceptation du risque?», fascicule du TP Est 2009, disponible en allemand et en français: www.alsace.developpement-durable.gouv.fr/IMG/pdf/Acceptabilite_Risque_D_Version_5_cle71aa39.pdf www.alsace.developpement-durable.gouv.fr/IMG/pdf/Acceptabilite_Risque_F_Version_5_cle72111e.pdf

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d’un accord-cadre sur l’électricité avec l’Union européenne, et ce malgré la forte volonté des transporteurs européens d’électricité de coopérer étroitement avec elle. Face à ces nouveaux enjeux, notre groupe de travail pluri catégoriel et pluri national a été amené à s’interroger sur les modalités du dialogue au niveau local dans les trois régions. Dans un contexte où le 5 droit des acteurs locaux à être entendu s’impose de plus en plus dans les décisions administratives, le « pouvoir de dire non » est évoqué comme un instrument d’action utilisé de plus en plus fréquemment. La concertation, la discussion ou l’échange d’idées et la confrontation des opinions sont devenus une étape de la relation entre industriel et public et apparaissent aujourd’hui comme une évidence pour l’ensemble des catégories présentes, tout en présentant de nombreuses difficultés et complexités. Les demandes locales 10 sont très diverses suivant les zones, les acteurs locaux ont des points de vue et des intérêts différents, et un même acteur local peut avoir des demandes contradictoires. Sur un territoire où se rencontrent trois cultures différentes, les attentes de public ne sont pas forcément du même ordre du fait de la diversité des pratiques, des habitudes, des histoires industrielles. En outre le public 15 n’a pas toujours de visibilité sur les contraintes techniques. Enfin, la revendication de « pouvoir dire non » n'est pas toujours mise en parallèle avec un « pouvoir de dire oui », l'acceptation semblant plutôt relever d'une absence de contestation que d'une affirmation explicite. Chaque source d’énergie renouvelable rassemble une large diversité de problématiques, parfois 20 pluridisciplinaires, où les progrès technologiques seront nous semble-t-il issus d’une interaction forte entre producteurs, puissances publiques et représentants du public. De nos discussions autour des possibilités offertes par la production électrique à partir de sources renouvelables s’est dégagé le sentiment qu’aucun modèle ne se laissait commander dans cette période de 25 transition frappée par de nombreuses incertitudes, notamment réglementaires ou liées à l’évolution des autres sources d’énergie. Nous avons vu dans une certaine mesure ce qu’il reste à construire pour le paysage énergétique, notamment en termes d’impact positif/négatif sur la qualité de vie. Il nous est ainsi apparu que la composante technique ne peut être découplée des aspects sociétaux et politiques, notamment au niveau des territoires chargés de la mise en œuvre localement des politiques énergétiques nationales. 30

* * *

Ce travail s’est déroulé durant ces cinq dernières années à raison de quatre réunions par an. C’est un 35 fonctionnement singulier pour un groupe trinational basé sur le volontariat. La dynamique de cette réflexion a pu se maintenir grâce au noyau fondateur du groupe, à l’association de nouveaux participants et avec l’appui des chercheurs consultants. Le travail a été élaboré avec des contributions de l’ensemble des participants sous la forme du présent fascicule. Au delà d’une meilleure connaissance des énergies renouvelables dans les trois régions, un bénéfice de ce travail se trouve aussi pour les participants dans le 40 décloisonnement que les modalités particulières de la conduite de cette réflexion ont permis favorisant une perception plus fine et plus profonde des enjeux des autres acteurs (puissances publiques, industriels, public dans leurs caractéristiques dans les trois régions) et de leurs relations. Avec la réflexion, l’action. 45

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VI. Support technique

A. Soutiens des EnR et prix de vente de l'électricité 1. Tarifs de rachat de l’électricité produite par EnR Allemagne (en €, août 2014)52

Filière Tarif à l'injection Dégression Petite hydraulique

3,5 à 12,52 c€/kWh, en fonction de la capacité

0,5% sur une base annuelle

Eolien terrestre 8,9 c€/kWh (tarif d'injection pour au moins 5 ans) 4,95 c€/kWh (tarif d'injection de base)

0,4% sur une base trimestrielle (la dégression peut augmenter jusqu'à 1,2% ou diminuer jusqu'à 0% – en fonction de la capacité

Eolien en mer 15,4 c€/kWh (tarif d'injection pour au moins 12 ans) 3,9 c€/kWh (tarif d'injection de base)

→ de 0,5 c€/kWh en 2018, → de 1,0 c€/kWh en 2020, → de 1,0 c€/kWh annuellement dès 2021

Photovoltaïque 9,23 à 13,15 c€/kWh, en fonction de la capacité

0,5%/mois (la dégression peut augmenter jusqu'à 2,8% ou diminuer jusqu'à 0% en fonction de la capacité)

Biomasse/biogaz 5,83 à 23,73 c€/kWh, en fonction de la technologie spécifique et de la capacité

→ 1,5% sur une base annuelle pour gaz de décharge, d'épuration et miniers → 0,5% pour la biomasse sur une base annuelle (flexible cap : dégression de 1,27% pour une augmentation annuelle de puissance >100 MW)

France (en € au 1er janvier 2015)53

Filière Arrêté Durée Tarif de rachat (exemples) Petite hydraulique 1er mars 2007 20 ans base

+ prime pour petites installations + prime en hiver selon la régularité de la production

6,07 c€/kWh 0,5 à 2,5 c€/kWh 0 à 1,68 c€/kWh

Hydraulique des mers

houlomotrice, marémotrice ou hydrocinétique

15 c€/kWh

Geothermie (métropole)

23 juillet 2010 15 ans base + prime à l’efficacité énergétique

20 c€/kWh 0 à 8 c€/kWh

Energie éolienne 1er juillet 2014 17 novembre 2008

15 ans éolien terrestre : - pendant 10 ans - après 10 ans selon sites

8,2 c€/kWh 2,8 à 8,2 c€/kWh

éolien en mer : - pendant 10 ans - 10 ans suivants selon les sites.

13 c€/kWh 3 à 13 c€/kWh

Photovoltaïque 4 mars 2011 20 ans - installations intégrées au bâti selon l’usage du bâtiment et la puissance de l’installation

42,55 à 31,85 c€/kWh

- installations intégrée simplifiée au bâti 26,09 ou 27,46 c€/kWh

- autres installations 11,688 c€/kWh Déchets ménagers sauf biogaz

2 octobre 2001 15 ans base + prime à l’efficacité énergétique

4,5 à 5 c€/kWh 0 à 0,3 c€/kWh

Cogénération 31 juillet 2001 12 ans en fonction du prix du gaz, de la durée de fonctionnement et de la puissance

6,1 à 9,15 c€/kWh

52 AGORA 2015 53 Ministère Ecologie 2013

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Suisse (en francs suisses au 1er janvier 2015)54

Filière Tarif à l'injection Dégression Petite hydraulique

Base : 6,9 à 27,9 ct/kWh Bonus divers : 3,9 à 11,3 ct/kWh

Taux de rétribution dès le 01.01.2014 Taux de rétribution maximum avec bonus 38 ct/kWh La réduction annuelle est de 0% La durée de rétribution est : → de 25 ans pour mise en service jusqu’au 31.12.2013, → de 20 ans pour mise en service à partir du 01.01.2014

Eolien Petites éoliennes (≤10 kW) base : 21,5 ct/kWh Grandes éoliennes base : 21,5 ct/kWh Bonus d'altitude (≥1 700 m) : 2,5 ct/kWh Malus de rendement (>130%) : jusqu'à 13,5 ct/kWh

Taux de rétribution dès le 01.03.2012 Pendant toute la durée de rétribution Pendant cinq ans à dater de leur mise en service régulière. La réduction annuelle est de 0% La durée de rétribution est de 20 ans

Photovoltaïque Installation isolée de 21,6 à 65 ct/kWh de 17,2 à 23,8 ct/kWh de 17,6 à 20,4 ct/kWh Installation ajoutée de 23,5 à 75 ct/kWh de 19,1 à 26,4 ct/kWh de 17,6 à 20,4 ct/kWh Installation intégrée de 28,9 à 90 ct/kWh de 25,3 à 30,4 ct/kWh de 20,1 à 24,0 ct/kWh

entre 2009 – 2013 du 01.01.2014 – 30.09.2015 dès le 01.10.2015 entre 2009 – 2013 du 01.01.2014 – 30.09.2015 dès le 01.10.2015 entre 2009 – 2013 du 01.01.2014 – 30.09.2015 dès le 01.10.2015 La réduction annuelle des taux de rétribution est : → de 8% de 2010 à 2013, → de 0% à partir de 2014. La durée de rétribution est : → de 25 ans pour mise en service jusqu’au 31.12.2013 → de 20 ans pour mise en service dès le 01.01.2014

Biomasse Incinération d'ordures et de boues: de 11,4 à 14,2 ct/kWh Gaz d'épuration : jusqu'à 24 ct/kWh Gaz de décharge : jusqu'à 20 ct/kWh Autres : de 17,5 à 28 ct/kWh Bonus pour biomasse agricole : jusqu'à 18 ct/kWh

La réduction annuelle est de 0%. La durée de rétribution est : → de 20 ans pour mise en service jusqu’au 31.12.2013 → de 10 ans pour mise en service dès le 01.01.2014

Géothermie Taux de 22,7 à 40 ct/kWh La réduction annuelle est de 0% La durée de rétribution est de 20 ans

54 Ordonnance fédérale sur l'énergie : www.admin.ch/ch/f/rs/730_01/app5.html#ahref0

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2. Prix de l'électricité Les données pour l'Allemagne et la France proviennent de l’enquête sur les prix de l’électricité et du gaz d’Eurostat, prévue par la directive 2008/92/CE instaurant une transparence des prix au consommateur final industriel de gaz et d’électricité. 5 La directive 2008/92/CE vise à mesurer le prix moyen réel. Toutes les formules tarifaires, ainsi que tous les clients, qu’ils souscrivent à un tarif réglementé ou à un tarif libre, sont donc considérés. Les prix incluent les redevances d’utilisation du réseau et l’énergie consommée, plus les autres charges (coûts liés à la capacité, à la commercialisation et à la location du compteur), mais le coût de raccordement 10 initial n’y figure pas. Pour les entreprises, on s’intéresse au prix hors TVA et non au prix TTC car la TVA est récupérable.55 Pour la Suisse les chiffres proviennent de la base de donnée de l’Elcom.56 15 Prix 2014 en c€/kWh :

Allemagne France UE Suisse* Entreprises (hors TVA) 16,02 9,99 13,02 13,7

Particuliers (TTC) 29,05 15,35 20,01 18,8 *Pour le particulier suisse la référence est le ménage H4 (4 500 kWh) et pour l’entreprise c’est l’industrie C6 (1 500 MWh)

B. Installations nucléaires dans le Rhin supérieur La production d’énergie électrique à partir de la fission nucléaire est une technique récente; le premier 20 réacteur au monde date de 1942 aux Etats-Unis, de 1946 en France, de 1957 en Allemagne. On utilise la fission de certains atomes d’uranium, gros et instables, lors de la capture de neutrons; les atomes se partagent alors en atomes plus petits; lors de cette fission, chaque atome libère deux ou trois neutrons nouveaux, disponibles pour d’autres réactions avec d’autres atomes d’uranium (« réaction en chaine »); simultanément, une partie de l’énergie de fission est transformée en énergie cinétique et ensuite en chaleur 25 grâce aux chocs des produits de fission contre les matériaux environnants. Grâce à une géométrie adaptée, le « combustible », enfermé dans des gaines, s’échauffe; il transmet son échauffement à un fluide, en pratique de l’eau dont la température augmente; cette eau « primaire » tourne en circuit fermé; elle réchauffe un second circuit d’eau « secondaire » grâce à un échangeur, et cette eau secondaire fait tourner une turbine qui entraine un alternateur produisant de l’énergie électrique. 30 Une centrale nucléaire permet de produire énormément d’énergie dans une installation d’encombrement assez réduit. Il s’agit d’installations hautement technologiques et à forte intensité d’investissement, dont le développement a nécessité une quantité importante de R&D au niveau mondial et dans chacun ces pays utilisateurs. Les deux risques essentiels sont le risque de divergence de la réaction nucléaire et la production de déchets à demi-vie radioactive très longue. 35 Contenir le risque de divergence nucléaire exige d’une part de savoir contrôler l’énergie des neutrons émis à chaque réaction (on utilise une modérateur qui a la propriété de les ralentir) et d’autre part de maintenir strictement la géométrie des assemblages de combustible en toute circonstance (lors des manipulations de chargement/ déchargement de combustible; lors d’un séisme…). Le passage de la forme « inerte » (sans réaction nucléaire) à la phase de fission contrôlée (démarrage du réacteur et montée en puissance) est 40 également une phase délicate. Ce niveau de risque et la technicité de l’industrie expliquent, dans les différents pays utilisateurs (y compris en Allemagne, en France et en Suisse), une surveillance par une administration spécifique responsable de la sûreté nucléaire. Comme pour toute centrale thermique, la turbine ne transforme en électricité qu’une partie de la chaleur de 45 l’eau qui la fait fonctionner; la chaleur résiduelle est évacuée vers le milieu naturel (air ou eau), et peut éventuellement être utilisée au passage.

55 http://www.developpement-durable.gouv.fr/Les-prix-du-gaz-et-de-l.html 56 https://www.elcom.admin.ch/elcom/fr/home/themes/prix-de-l_electricite.html

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Les combustibles nucléaires sont remplacés régulièrement; les combustibles « usés » sont en général transportés vers un site spécialisé où ils font l’objet d’une opération industrielle (retraitement) qui sépare les déchets selon leur activité et leur durée de vie. Certains des produits résiduels conservent leur activité sur de très longues périodes (supérieures à 100 000 ans), ce qui suppose une gestion sur le long terme spécifique qui fait l’objet de débats techniques et sociétaux. 5 L’énergie nucléaire ne mobilise des combustibles fossiles que pour sa construction (bétons, métallurgie, transport des produits) et non pour la combustion elle-même; elle est donc très peu émettrice de gaz à effet de serre. Les centres de production nucléaire dans le Rhin supérieur et en Suisse 10 Des centrales nucléaires ont été développées le long du Rhin en Allemagne, en France et en Suisse et de ses affluents principaux, l’Aar en Suisse et le Neckar en Allemagne – les trois pays exploitent par ailleurs d’autres centrales sur leur territoire. Aujourd’hui, les centrales en fonctionnement dans la région du Rhin supérieur utilisent pour l’eau du circuit « primaire » soit la technologie à eau pressurisée (REP) soit la technologie à eau bouillante (REB). 15 Dans la région tri-nationale du Rhin supérieur les sites suivants hébergent des centrales en exploitation aujourd’hui, présentées par ordre chronologique de mise en service; les productions citées sont des ordres de grandeur des années récentes : Beznau, canton d’Argovie, Suisse : deux réacteurs REP de 365 MW chacun, produisant depuis 1969 et

1971; leur production représente un peu moins de 6 TWh par an; en 2014, Beznau I est le plus ancien 20 réacteur nucléaire en fonctionnement dans le monde; en plus de l'électricité, la centrale alimente environ 18 000 habitants de la région en chaleur;

Mühleberg, canton de Berne, un réacteur REB de 330 MW, en service depuis 1972 avec une production de 3 TWh par an;

Fessenheim, Haut-Rhin, France : deux réacteurs REP de 900 MW chacun, produisant depuis 1977 et 25 1978; leur production représente entre 9 et 12 TWh par an;

Gösgen, canton de Soleure, Suisse : un réacteur REP de 1 010 MW, produisant depuis 1979; sa production représente de 6 à 8 TWh par an;

Leibstadt, canton d’Argovie, Suisse : un réacteur REB de 1 220 MW, produisant depuis 1984; sa production représente un peu moins de 10 TWh par an; 30

Philippsburg, Bade-Wurtemberg, Allemagne : un réacteur REP de 1 458 MW produisant depuis 1984; sa production représente environ 10 TWh par an;

Neckarwestheim, Bade-Wurtemberg, Allemagne : un réacteur REP de 1 395 MW en production depuis 1989; sa production représente environ 10 TWh par an.

35 Développement L’Allemagne a décidé de mettre fin à l’exploitation de ses réacteurs nucléaires pour la production

d’électricité; dans ce cadre, un réacteur, à eau bouillante, mis en service en 1979, a été arrêté en mars 2011 et un autre réacteur, également REP, mis en service en 1976, a été arrêté en 2008; l’arrêt du réacteur de Philippsburg est prévu pour 2017 et celui de Neckarwestheim pour 2021. 40

La France vise à porter la part du nucléaire dans la production d'électricité de actuellement 70% à 50% à l'horizon 2025. Avec la mise en service de l'EPR (réacteur pressurisé européen) de Flamanville (2017), 1.63 GW de la capacité nucléaire actuelle devront être suprimés.

La Suisse a décidé l'abandon du nucléaire classique sans fixer de calendrier formel de fermeture des centrales (Beznau I et II en 2029 et 2031). L'exploitant de Mühleberg a décidé d'arrêter la centrale en 45 2019.

C. Filière hydraulique Il faut distinguer les différents types de centrales hydrauliques en exploitation dans le Rhin supérieur: a) Centrales au fil de l’eau Les centrales au fil de l’eau utilisent l’eau des torrents et des fleuves pour produire du courant. Elles 50 produisent du courant 24 heures sur 24 et servent à couvrir la consommation de base. A l’aide d’un barrage, l’eau affluente est détournée vers les turbines où elle est directement transformée en énergie électrique, sans possibilité de la stocker. Les centrales au fil de l’eau sont conçues pour absorber une certaine quantité d’eau (débit équipé). En période de forte pluviosité, l’eau excédentaire se déverse par-dessus le barrage et

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n’est pas exploitée pour la production d’électricité. Ce sont principalement les centrales installées directement sur le Rhin. Les installations à haute pression se caractérisent par une forte pente et une quantité d’eau relativement faible. Elles se rencontrent principalement en zone de montagne. Les installations à basse pression se rencontrent dans les zones de plaine et se caractérisent par une faible pente et de grandes quantités d’eau. 5 b) Centrales à accumulation Les centrales à accumulation utilisent la différence de niveau entre un lac de retenue situé à une altitude supérieure et une centrale hydroélectrique située à une altitude inférieure. L’eau est accumulée derrière des barrages ou des digues. Les centrales à accumulation sont le moyen de stockage du courant électrique le plus simple et le plus 10 économique. En raison de leur flexibilité, l’énergie issue des centrales à accumulation a plus de valeur que celle provenant des centrales au fil de l’eau. Son prix sur les marchés de l’électricité est donc plus élevé. Toutefois, les coûts de construction et d’exploitation des centrales à accumulation sont en général plus élevés que ceux des centrales au fil de l’eau. Le courant provenant des centrales à accumulation est donc utilisé comme énergie de pointe pour couvrir 15 les besoins en électricité aux heures de pointe, comme énergie de régulation pour compenser les différences entre la production et la consommation ou comme services systèmes pour permettre une exploitation fiable et stable du réseau suisse et européen. c) Centrales de pompage-turbinage En régime de production d’électricité une centrale de pompage-turbinage fonctionnent comme une centrale 20 à accumulation, à la différence que l’eau turbinée n’est pas rejetée dans la rivière mais stockée dans le lac de retenue inférieur. Leur particularité est d’utiliser l’énergie peu chère, lorsque les besoins en électricité sont moindres, pour pomper l'eau du lac inférieur vers le lac supérieur. Les centrales de pompage-turbinage utilisent à plusieurs reprises la même eau et permettent ainsi de stocker l'électricité de manière écologique et économique. La 25 rentabilité de ces centrales dépend de la différence de prix (« spread ») entre l’énergie de pointe (périodes de turbinage) et l’énergie de base (périodes de pompage). Son rendement est d’environ 80%. Filière hydraulique en France57 Avec une capacité instalée de 25,4 GW, la filière hydraulique est la deuxième source d'électricité française, 30 et la première parmi les sources renouvelables électriques. Le parc hydraulique est réparti entre 23,7 GW raccordés au réseau de transport et 1,7 GW aux réseaux de distribution (y compris la Corse). Après une croissance historique soutenue depuis les années 1950, la capacité du parc hydraulique s'est stabilisée au tournant des années 1990 autour de 25 GW. Aucune évolution significative n'a été enregistrée depuis. La file d'attente pour le raccordement des installations hydrauliques est de 0,6 GW fin 2014. 35 Bilan de l'élecricité hydraulique en Suisse58 En 2014, les centrales au fil de l’eau ont contribué avec 17 243 GWh à hauteur de 24,7% à la production totale d’électricité en Suisse. Sur l’ensemble des dix années hydrologiques écoulées, les centrales au fil de l’eau ont fourni 44,9% de la production hydroélectrique. 40 En 2014, les centrales à accumulation ont contribué avec 19 710 GWh à hauteur de 31,7% à la production totale d’électricité en Suisse. A la fin de septembre 2014, les lacs d’accumulation étaient remplis à raison de 87,6% de leur capacité, ce qui représentait 7 707 GWh d’énergie disponible pour les mois d’hiver. Durant le semestre d’hiver 2014/2015, les lacs d’accumulation ont été sollicités pour 6 673 GWh. Le taux de remplissage des lacs d’accumulation a atteint son minimum de l’année hydrologique 2014/2015 à la fin 45 d'avril 2015 avec 11,8%, ce qui correspond à une réserve d’énergie de 1 034 GWh. Par la suite, la fonte des neiges a progressivement rempli les bassins. De sorte que à fin septembre 2014, le degré de remplissage était de 88,3% (ce qui représente 7 781 GWh). La garantie d'approvisionnement en électricité en Suisse dépend fortement des capacités de l'hydraulique, 50 elle-même sujette aux fluctuations météorologiques. Ainsi, la sécheresse des saisons 2014 et 2015 a diminué la production d'électricité des centrales au fil de l'eau et les bassins d'accumulation sont moins remplis que les années précédentes. Parallèlement, l'arrêt technique pour révision des centrales nucléaires

57 www.enr.fr/userfiles/files/Brochures%20Générales/panoramaENR4-bassedef.pdf 58 www.bfe.admin.ch/energie/00588/00589/00644/index.html?lang=fr&msg-id=57048

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de Beznau I et II en 2015 a provoqué un manque de capacité de 720 MW. Pour combler les lacunes générées sur le niveau 220 kV, réseau régional et suprarégional, les fournisseurs d'énergie utilisent les réserves des lacs d'accumulation suisses pour couvrir une partie de la demande59. Conséquence directe du réchauffement climatique, la fonte des glaciers a globalement un impact positif sur 5 la production hydroélectrique. Entre 2014 et 2015, les glaciers ont perdu 1,3 million de m3, soit 2,5% du volume total. Cette fonte a un impact plutôt positif sur la production hydroélectrique, la fonte ayant apporté davantage d’eau dans les barrages depuis le 19ème siècle. Cette situation pourrait durer jusqu'en 2050 environ, puis il y aura une baisse de production hydroélectrique vers la fin du siècle. Les études des barrages de Mattmark et Mauvoisin (en Valais) montrent par exemple qu’il y aura des pertes de 20% de 10 production (d’ici la fin du siècle) par rapport à la situation actuelle. C'est assez conséquent sachant que la Suisse se dirige vers une sortie du nucléaire. Dans cette perspective, l’hydroélectricité joue un rôle central pour réussir la transition énergétique. Le principal défi causé par les changements climatiques résidera dans les conflits d’usage de l'eau entre les diverses utilisations dans l’agriculture, le tourisme, pour la production de neige artificielle et celle de l'électricité60. 15 Les prix de l'électricité très bas font souffrir les grandes centrales hydrauliques. Un soutien financier temporaire pour assurer leur exploitation à long terme est en discussion au Parlement. Une proposition serait d'accorder une prime de marché pour les centrales d'au moins 10 MW. Les entreprises concernées devraient bénéficier d'une prime maximale de 1,0 ct/kWh pour l’électricité vendue sur le marché en deçà du 20 prix de revient.

D. Filière de la biomasse Production d’electricité en cogénération L’utilisation du bois énergie dans les procédés modernes de production d’électricité et de chaleur développés à partir des chocs pétroliers du milieu des années 70-80 se fait généralement à partir de 25 plaquettes de bois déchiquetées, brûlées dans des chaudières produisant de la vapeur à haute pression qui est ensuite détendue dans une turbine à vapeur entraînant une génératrice pour produire de l’électricité. A la sortie de la turbine, la vapeur basse pression contient encore près des deux tiers de son énergie, et doit être refroidie pour la retransformer en eau afin de fermer le cycle et la ré-injecter dans la chaudière. Dans les installations promues par les appels d’offres issus du « grenelle » et des dispositifs qui lui succèdent, 30 l’utilisation d’une part significative de cette énergie perdue par cette condensation pour des besoins de chauffage collectif ou dans des process industriels constitue un des critères déterminants dans l’attribution des projets. Pour parvenir à un haut degré d'utilisation du combustible avec de la biomasse la chaleur résiduelle doit donc pouvoir être injectée dans des systèmes de chauffage à distance. Seules les régions à forte densité d'habitats offrent un potentiel de chauffage à distance intéressant. 35 Les coûts de production sont fortement impactés par les frais d'acquisition du bois et par la vente de la chaleur. Les prix de l'énergie pour la biomasse représentent une part importante des prix de revient globaux. Suivant la grandeur de l'installation, ceux-ci varient de 35 à 65%. Plus la puissance de l'installation est élevée, plus la part due au combustible est importante. 40 Le développement imprévisible des prix de l'énergie, des conditions cadres et du marché représentent un risque économique élevé pour les installations de production d'électricité par la biomasse. La méthanisation 45 La méthanisation des déchets organiques en provenance de l’agriculture, des ménages, de la restauration et de la grande distribution, mais aussi des déchets verts et des boues urbaines et industrielles produit du gaz qui peut être transformé sur place en électricité avec production conjointe de chaleur (c’est la cas des installations les plus anciennes en Allemagne), ou alors injecté dans les réseaux de gaz existants. 50 En Alsace seules une vingtaine d’installations de méthanisation existent et la tendance est d’injecter dans

59 www.rts.ch/info/suisse/7303372-l-approvisionnement-energetique-hivernal-inquiete-swissgrid.html 60 Les conséquences du réchauffement climatique sur les barrages Le Journal du matin, 08.12.2015 www.rts.ch/info/sciences-tech/7316517-le-changement-climatique-est-positif-pour-l-hydroelectricite-en-suisse.html

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les réseaux de gaz la totalité du méthane produit. Dans le Baden-Württemberg 700 installations de méthanisation sont en production. La biomasse concernée par la méthanisation rentre en concurrence avec d’autres usages comme le 5 compostage, qui ne produit pas d’énergie, ou l’incinération. L’incinération des déchets Les déchets des ménages mais aussi les déchets non dangereux des entreprises peuvent être enfouis en décharge lorsqu’aucune autre valorisation n’existe (c’est le cas le plus courant en France) ou valorisés 10 énergétiquement dans un incinérateur (c’est le cas le plus courant en Allemagne). La chaleur produite alimentera ensuite des réseaux de chaleur ou des turbines électriques. En Alsace il existe quatre incinérateurs à déchets non-dangereux. Un cas particulier concerne les combustibles solides de récupération (CSR). Ceux-ci sont fabriqués dans 15 des centres spéciaux à partir de la partie non fermentescible des déchets des ménages ou des entreprises et fournissent un carburant de haute valeur énergétique qui alimentera ensuite des installations industrielles ou des turbines électriques. Une installation de production de CSR existe dans l’Est de la France. La filière Bois énergie en France 20 La surface des forêts françaises a doublé depuis un siècle et s’élève à 16,1 millions d'hectares recouvrant en moyenne 29% du territoire : c’est la 4ème la plus étendue d'Europe et la 3ème en volume (derrière la Suède et la Finlande). Par ailleurs, en 2006, l'inventaire forestier national estimait à près de 30% le volume de bois produit chaque année par nos forêts jamais récolté. 25 De nos jours, la forêt s’accroît d’environ 40 000 ha par an. La production annuelle des forêts françaises est d’environ 40 Mio. de m3 de bois « rond » prélevé pour l’industrie et le sciage. A ce volume, il faut ajouter environ 20 Mio. de m3 de « bois bûche » destiné au chauffage des particuliers qui ne suit pratiquement pas de circuits commerciaux et dont les volumes sont difficilement mesurables. La production biologique du bois est de l’ordre de 80 Mio. de m3 par an, ce qui dans une approche très 30 macroscopique fait apparaître que la ressource pour un nouvel usage : le « bois énergie », serait disponible jusqu’à environ 20 Mio. de m3 par an, sans entrer en concurrence avec les autres usages, et sans vider nos forêts. Mais la forêt française est très loin d'être homogène. Tout d'abord en termes de propriété : elle est 35 majoritairement privée (74%), souvent sur des parcelles très petites. D’une région à l'autre, les régimes de propriété de la forêt varient fortement : au Sud et à l'Ouest, la forêt privée prédomine très largement. A l'inverse, à l'Est, la forêt est majoritairement détenue et gérée par des acteurs publics. Ensuite, sur le plan écologique, peu de forêts sont mono spécifiques et particulièrement productives. Au contraire, la majorité de nos forêts compte plusieurs espèces dominantes et celles-ci diffèrent 40 géographiquement. Enfin, le relief crée de fortes disparités en termes d'exploitabilité; les forêts de montagne sont moins accessibles pour les engins de transport du bois et les distances de débardage fluctuent localement.

E. Filière de la géothermie C’est en Amérique du Nord et en Asie, dans des zones volcaniques, que sont situées les principales régions 45 productrices. Fin 2014, un total de 26 pays étaient équipés en géothermie électrogène, représentant une puissance de 12,63 GWe (contre 8 GWe en 2000) et ayant produit sur cette même année 73,54 TWhe, soit un chiffre d’affaires généré de plus de 1,5 Mds€. Ce sont les Etats-Unis qui arrivent en tête des pays producteurs, suivis des Philippines, de l'Indonésie, du Mexique, de l'Italie, du Japon, de la Nouvelle-Zélande, de l'Islande, du Salvador et du Costa Rica. Dans certains pays, la géothermie représente déjà 20 à 50 25% de la fourniture d’électricité (Salvador, Islande, Philippines,…). Fin 2014, 82 pays dans le monde déclaraient utiliser la chaleur produite directement par des installations géothermiques (58 en 2000). Les principaux pays producteurs sont la Chine, les pays d’Europe centrale et orientale et les Etats-Unis. La géothermie-chaleur constituait ainsi la deuxième énergie renouvelable pour 55

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les usages thermiques, après la biomasse. En 2014, la capacité thermique installée dans le monde dépassait 70 GWth (dont l'UE avec 20 GWth et la France 2,3 GWth) qui a permis de produire plus de 163 TWhth (dont l'UE>44 TWhth et la France avec 4,4 TWhth). La géothermie électrogène dans le monde ne représente quant à elle que 0,43% du mix électrique mondial, mais elle est la quatrième source d’électricité renouvelable, après l’hydraulique, l’éolien et la biomasse (données de 2012). En France, la puissance électrique nette 5 installée fin 2014 atteignait 16 MWe (une seule installation et un pilote) avec une production sur cette même année de 115 GWhe. La croissance sur le plan mondial reste cependant la plus faible des filières renouvelables avec une progression de la puissance installée observée depuis 2005 de 400 MWe/an en moyenne (3% de croissance annuelle moyenne depuis 2002 et seulement 1,5% en 2012). L’objectif pour 2020 à l’échelle mondiale est d’atteindre une capacité installée supérieure à 21 GWe (dont UE 2,1 GWe, et 10 un peu plus de 40 MWe pour la France). La géothermie dans le Fossé Rhénan Le Fossé rhénan a été exploité de longue date côté Français (Pechelbronn essentiellement) et Allemand (Landau) pour ses ressources pétrolières, gazières et minières. Les explorations géologiques profondes qui 15 ont été menées par les pétroliers montraient dès le début du 20ème siècle des températures anormalement plus élevées notamment dans le nord du Fossé rhénan. À partir des années 70, de nombreuses études ont été réalisées, motivées, entre-autres, par le premier choc pétrolier. Ces travaux ont produit les premières cartes régionales des températures des aquifères profonds qui ont été suivies des premières études de faisabilité d’installations géothermiques autour de Strasbourg entre 1973 et 1976 notamment pour l’alimentation de 20 réseaux de chaleur en création (Elsau, Hautepierre), débouchant au niveau du quartier de Cronenbourg, dans la banlieue de Strasbourg, sur la réalisation en 1980 d’un premier forage profond destiné à la reconnaissance et éventuellement à une future exploitation. Mais sa trop faible productivité du fait de l’absence de perméabilité naturelle a conduit à son abandon. Dans le cas de Cronenbourg, le modèle conceptuel initial reflétait l’exploitation d’une ressource géothermique matricielle comparable à celle du 25 bassin de Paris. Il apparaît aujourd’hui avec les connaissances acquises sur les différents projets du Bassin rhénan, que c’est probablement la présence de fractures/failles portant la perméabilité initiale qu’il aurait fallu cibler puis améliorer la connexion puits/réservoir par un traitement hydro-chimique adapté. A cette même époque débutait dans le nord de l’Alsace le projet pionnier expérimental de géothermie profonde de Soultz-sous-Forêts (1987) localisé en Alsace du Nord. Après une décennie de recherches 30 menées principalement, côté français, par le BRGM, les institutions publiques participant au financement ont souhaité que des industriels européens s’associent à la construction du pilote scientifique. Un GEIE (Groupement Européen d'Intérêt Economique) appelé Exploitation Minière de la Chaleur (EMC) a alors été créé regroupant des industriels allemands, français, mais également hollandais, anglais et italiens. Cette structure s’est vu confier à partir des années 2000 la maîtrise d’ouvrage du pilote scientifique pour le faire 35 évoluer vers un démonstrateur industriel qui a été inauguré en 2008. A l’heure actuelle, après une période de tests de validations technologiques, le GEIE s’est resserré autour d’un consortium franco-allemand en vue de mettre le site à niveau sur la base des enseignements acquis pour une exploitation industrielle de la ressource prévue à partir de fin 2016. 40 Sur le plan de la recherche, l’objectif du projet était, à ses débuts, de valider le concept de Hot Dry Rock (HDR, Roches Chaudes Sèches) qui consiste à faire circuler en boucle fermée de l’eau de surface injectée dans des fractures artificiellement créées par fracturation hydraulique. Après plusieurs années de tests, ce concept s’est avéré infructueux voire potentiellement facteur de risque sismique, ayant provoqué en 2003 des microséismes, sans dégâts matériels constatés, mais dont le ressenti par la population locale a décidé le 45 GEIE de faire stopper ces expérimentations basées sur le concept HDR. Par voie de conséquence, le projet a été réorienté vers l’exploitation du potentiel géothermique présent par amélioration de la connexion et de la perméabilité des milieux cristallins profonds naturellement fracturés dans lesquels les essais avaient confirmé la présence et la circulation d’eau géothermale apparaissant comme un réservoir naturel présent autour des puits. En effet, la première grande découverte à Soultz a été la présence abondante d’un fluide 50 naturel en grande profondeur. La ressource recherchée a alors évolué de la roche chaude à celle d’un fluide chaud. La deuxième grande découverte est celle d’une perméabilité initiale en profondeur potentiellement beaucoup plus importante que prévue. En effet, les roches cristallines profondes ont montré qu’elles pouvaient contenir des drains naturels importants, à savoir un vaste réseau de fractures naturelles. La difficulté restante était double : raccorder cette perméabilité naturelle aux puits de forage et augmenter la 55 perméabilité initiale de ces milieux cristallins profonds par la mise en œuvre de techniques de

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développement hydraulique et/ou chimique. Ce concept a été désigné sous le sigle EGS pour « Enhanced Geothermal System », dont le principe est d’agir sur le milieu pour améliorer les performances du puits, souvent trop faibles pour atteindre les conditions économiques requises lors de l’exploitation à long terme de la ressource. Sur cette base, le site de Soultz a été confirmé dans sa finalité de centrale électrogène avec une capacité nette de 1,5 MWe, suffisante pour un démonstrateur, et les travaux d’aménagement ont abouti 5 en 2008 au pilote industriel programmé tout en conservant une large ouverture vers le monde des sciences de la Terre. Plusieurs campagnes de tests ont été menées depuis, permettant de valider le concept, jusqu’en 2013-2014 où il a été acté une remise à niveau importante du site pour lui donner cette fois-ci un réel statut industriel centré sur la productivité. Il est cependant à noter que ce terme EGS ne recouvre pas les mêmes notions en fonction des auteurs, et les principes qui sont mis en avant par certains d’entre eux entretiennent 10 la confusion notamment avec la fracturation hydraulique. La carte ci-après présente les différents sites géothermiques dans le Fossé rhénan61 et certains d'entre-eux sont explicités plus avant :

15

Bâle, DHM Project Basel : il s’agissait d’un projet de centrale combinée électrogène et chaleur directe pour le chauffage; Trois forages avaient été prévus mais un seul a été réalisé dans le granite à 5 000 m de profondeur, avec une température attendue de 200 °C, permettant d’atteindre une puissance de 6 MWe et 17 MWth. Le forage avait été conduit par une partie de l’équipe opérationnelle qui avait 20 appliqué le principe du Hot Dry Rock à Soultz-sous-Forêts jusqu’en 2003, année où la gérance du GEIE de Soultz a fait stopper les tests liés à cette technique et a limité son implication suite aux évènements sismiques que cette technique avait induits. Malheureusement, cette même équipe opérationnelle voulant réitérer la technique du Hot Dry Rock à Bâle, des évènements sismiques atteignant la magnitude maximum de 3,4 sur l’échelle de Richter ont été provoqués et ressentis en 25 décembre 2006 suite à des injections à forte pression. L’émoi de la population et des dégâts relativement mineurs ont amené les autorités à mettre le projet de Bâle à l’arrêt et à le stopper définitivement en décembre 2009 (2 200 sinistres ont été indemnisés; avec une moyenne de 3 000 Francs suisse par sinistre, il s’agissait plutôt d’un dédommagement forfaitaire que d'un remboursement de perte de valeur matérielle62. 30

61 GeORG, 2013 62 Source HIS Solutions AG

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Riehen, à 3 km du site de DHM Project Basel : ce site produit de la chaleur depuis 20 ans à partir de deux puits de 1 547 m (production) et 1 247 m (injection) dans le Muschelkalk. L’énergie annuelle délivrée par la géothermie atteint 10 à 12 GWh. La température disponible de 65 °C n’étant pas suffisante, des pompes à chaleur et des chaudières à gaz et de mazout contribuent à l’apport requis pour une production d’électricité et l’alimentation du réseau de chaleur urbain. Une extension appelée 5 « Riehen Plus » a vu le jour en 2012 permettant une augmentation de la capacité annuelle de 26 GWh à 54 GWh notamment par le doublement de la géothermie à 25 GWh/an, et ce malgré la mauvaise image laissée par le projet DHM de Bâle.

Rittershoffen : porté par l’entreprise Roquette Frères, le groupe ES et la Caisse des Dépôts et Consignations, le projet ECOGI est le premier au monde à valoriser directement la chaleur issue de la 10 géothermie profonde au sein d’un process industriel. Le futur site d’exploitation, localisé sur la commune de Rittershoffen, est situé à moins de 10 km à l’Est de Soultz-sous-Forêts. Il vise à extraire la chaleur d’un fluide géothermal qui circule dans un réseau de fractures affectant les formations profondes du Fossé rhénan à l’interface sédiments-socle. Ce projet est emblématique d’une nouvelle filière EnR63 car c’est la dimension industrielle qui a, dès sa conception, orienté le projet. Il s’agit 15 d’une différence fondamentale avec le projet de Soultz dont originellement seule la dimension R&D sous-sol avait été mise en avant. L’objectif est de transporter la chaleur via une canalisation jusqu’à la bio-raffinerie de Roquettes Frères à Beinheim, distante de 15 km, pour alimenter en vapeur et eau chaude son process pour la transformation de matières agricoles. Cette centrale géothermique fournira à l’horizon 2016, 190 GWh par an, soit le tiers environ des besoins de l’usine évalués à 600 GWh. Un 20 premier forage vertical a été achevé fin 2012 à 2 600 m de profondeur au toit du socle. Bien qu’artésien et chaud, il n’était pas assez productif pour une exploitation industrielle. Un programme spécifique de développement des performances hydrauliques du puits par amélioration de la connexion puits-réservoir a été mis en œuvre avec succès, sans nuisances notables (microsismicité non ressentie, faible surpression, utilisation de produits biodégradables, …) Il a permis d’améliorer significativement 25 les performances hydrauliques du puits en qualité de réinjecteur confirmant le bien-fondé du concept EGS qui a été appliqué. Les performances hydrauliques du second puits, dont le forage a été achevé mi-2014, ont montré une productivité suffisante pour les besoins industriels et une température élevée, permettant de s’affranchir d’un programme de développement des performances et confirmant les bonnes caractéristiques du site. D’après les premiers tests, les performances hydrauliques du doublet 30 devraient atteindre un débit de production de 70 L/s et une température du fluide en surface de 160 °C, suffisants pour assurer une puissance thermique de 25 MW sur les 90 MW dont l’usine Roquette a besoin.

Landau, Geox GmbH : la centrale combinée électrogène et chaleur a été mise en service en novembre 2007 et fonctionne sur un doublet géothermique. En 2005 et 2006, les 2 forages ont été forés jusqu’à 35 3 300 et 3 200 m de profondeur ciblant un réservoir gréseux (Trias inférieur) et granitique (Carbonifère). En surface, grâce à un système binaire de type ORC (Organic Rankine Cycle) et à partir d’une température de 160 °C et un débit de 50 à 70 L/s, la centrale délivre une puissance de 2.9 MWe et 3-4 MWth. En août 2009, un séisme de magnitude 2.7 a été enregistré lors de la circulation de la boucle géothermale. De plus, le projet est en expertise sous-sol suite à des problèmes de réinjection 40 courant 2013 ayant provoqué l’apparition de fissures sur la surface du sol aux alentours de la centrale. Elle est à l’arrêt depuis cette date et une expertise judiciaire est en cours.

Insheim, Pfalzwerke geofuture GmbH : la centrale combinée électrogène a été mise en service en novembre 2010 et fonctionne sur un doublet géothermique. En 2008 et 2009, les 2 forages ont été forés jusqu’à 3 850 m de profondeur ciblant un réservoir multi-horizon sédimentaire (Trias moyen et 45 inférieur, Permien) et granitique (Carbonifère). En surface grâce à un système ORC et à partir d’une température supérieure à 160 °C et un débit de 70 L/s, la centrale délivre une puissance de 4.8 MWe. La réalisation d’un « sidetrack » hydraulique (forage d’un second fond de puits) sur le premier puits du doublet en août 2010, a permis d’apporter une perméabilité suffisante pour la viabilité économique du projet. 50

63 Énergie renouvelable

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La géothermie, vecteur de la coopération transfrontalière et de l’association des mondes académique et industriel : quelques exemples remarquables : Le projet GeOrg : un instrument au service de l’intérêt général En matière de coopération transfrontalière, le projet Georg est l’exemple d’une réussite à l’échelle d’une région tri-nationale. GeOrg est un projet associant l’Allemagne, la Suisse et la France. Financé dans le 5 cadre du programme Interreg IV Rhin supérieur, son objectif est de mettre à la disposition des scientifiques, des industriels, des bureaux d'études, des administrations mais aussi du grand public, une banque de données numériques rassemblant les informations géologiques relatives à ces trois secteurs du bassin rhénan. GeOrg se présente sous la forme d'un site internet donnant libre accès à une cartographie déjà bien 10 détaillée. L'objectif du projet est la réalisation d'un modèle en 3D représentant la structure géologique jusqu'à une profondeur de plusieurs kilomètres. Une cartographie sur la base de Geoportail est disponible permettant notamment de faire des coupes sur des secteurs donnés afin de visualiser la structure du sous‐sol (couches géologiques, failles naturelles, etc.). De nombreuses autres options sont sélectionnables. GeOrg est un excellent outil pour visualiser le sous-sol dans le cadre d'un avant-projet. Il dispose en effet 15 d’une banque de données du sous-sol basée sur une importante masse d'informations. Mais celle‐ci étant limitée au nombre (fini) de données disponibles au jour de son édition, des interpolations ont été nécessaires et l'affichage est de ce fait limité à l'échelle d'une ville. Il doit être complété par une recherche supplémentaire locale si le projet devait s’affiner. 20 Le LABoratoire d’EXcellence G-eau-thermie profonde et la chaire industrielle : une symbiose des compétences académiques et industrielles La géothermie profonde a été identifiée par le « Grenelle de l’Environnement » et les récents débats sur la transition énergétique comme un axe important pour le développement des énergies renouvelables en France. La finalité du LabEx G-Eau-Thermie profonde de Strasbourg est de contribuer au développement 25 de l’utilisation de cette source d’énergie, grâce à une meilleure connaissance des réservoirs géothermiques profonds et au développement de nouvelles technologies permettant de les exploiter. Le LabEx s’articule autour de 4 piliers qui sont la recherche, la formation, le centre de données et la valorisation. Le partenariat entre les différents acteurs s’est concrétisé à partir de 2012 autour du Laboratoire d’Excellence G-Eau-Thermie profonde. Celui-ci a donc la particularité d’être un projet mixte 30 Industrie/Académie à long terme (8 ans à compter de mars 2012), et est doté d’un financement ministériel. Il fédère du côté industriel le Groupe ÉS, acteur industriel régional, ÉS Géothermie, sa filiale experte et le Groupement Européen d’Intérêt Économique (GEIE) Exploitation Minière de la Chaleur (EMC) de Soultz-sous-Forêts, et du côté académique deux laboratoires rattachés à l’EOST (École et Observatoire des Sciences de la Terre), soit l’Institut de physique du globe de Strasbourg (CNRS/Unistra) et le laboratoire 35 d’hydrologie et de géochimie de Strasbourg (CNRS/Unistra), et l’équipe Génie civil du département mécanique au sein du laboratoire Icube (CNRS/Unistra). Afin de renforcer le partenariat industrie-université engagé au travers du LabEx G-Eau-Thermie profonde, une chaire industrielle a été mise en place à l’Université de Strasbourg et inaugurée en avril 2014. Elle est unique en son genre, tant dans sa thématique que par ses « porteurs » : EDF, le Groupe ÉS, l’Université de 40 Strasbourg et l’EOST. Il s’agit de la première chaire industrielle dédiée à la géothermie profonde dans une université française. Une des ambitions affichées est d’être un outil de valorisation et de développement de la filière française dans le domaine de la géothermie. Dans ce sens, elle s’inscrit parfaitement dans la continuité des objectifs du LabEx G-Eau-Thermie profonde à travers ses quatre axes structurants qui définissent les objectifs de la chaire : approfondir la recherche et le développement industriel de la 45 géothermie profonde, développer et professionnaliser l’enseignement en géothermie profonde, créer de l’activité économique et de l’emploi en Alsace et en France grâce au développement des compétences et du savoir-faire de la filière géothermique en bassin rhénan et faire connaître la filière géothermique et accroître son rayonnement français, européen et mondial. 50 La chaire de Géothermie du KIT (Karlsruher Institut für Technologie) Le LabEx a son pendant transfrontalier à Karlsruhe avec la chaire de Géothermie du KIT. Des travaux de recherche communs via des acquisitions de données géophysiques, le partage d’étudiant en co-tutelle et l’organisation d’un workshop annuel soit à Karlsruhe soit à Strasbourg (EGW : European Geothermal Workshop) sont les principales actions transfrontalières significatives entre le LabEx et le KIT. 55

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Bruchsal, EnBW AG : ce projet initié en 1983 fonctionne sur un doublet géothermique et basé sur un concept matriciel. De 1983 à 1985, les 2 forages ont été forés jusqu’à 1 900 et 2 500 m ciblant un réservoir gréseux (Trias inférieur). L’utilisation de la chaleur n’étant pas rentable, le projet est abandonné en 1990. Dans le cadre du German Renewable Energy Act, le projet est repris par le consortium de la ville de Bruchsal, Stadtwerke Bruchsal GmbH, et EnBW Kommunale Beteiligungen 5 GmBH, et la centrale est rénovée en 2002. Elle produit depuis 550 kWe à partir d’un système binaire de type Kalina en surface, alimenté par une ressource géothermale affichant une température de 123 °C et un débit de 25 L/s.

Brühl, Geoenergy GmbH : ce projet est initié en 2005 avec une phase d’exploration géophysique. En 2012, le premier puits est foré jusqu’à 3 300 m de profondeur ciblant la série gréseuse du 10 Buntsandstein (Trias inférieur). Les tests de puits montrent une température d’environ 160 °C et un débit de 70 L/s, ce qui est suffisant pour un projet économiquement viable. Le projet est en attente de financement pour le second puits.

Rien que sur le secteur de l’Eurométropole de Strasbourg, pas moins de 4 demandes de travaux de forage 15 devant déboucher sur des centrales géothermiques ont fait l’objet chacune d’une enquête publique en 2015. Ces projets sont situés sur les communes d’Eckbolsheim et de Strasbourg Port aux pétroles pour l’opérateur Fonroche, et d’Illkirch-Graffenstaden et de Mittelhausbergen pour l’opérateur Électricité de Strasbourg. En Suisse, l'Ecole Polytechnique de Zürich et l'Université de Neuchâtel ont des programmes de recherche 20 et de développement dans le domaine de la géothermie profonde. La géothermie faisant partie de la nouvelle stratégie énergétique, la recherche scientifique est subventionnée et l'exploration de sites potentiels est soutenue par une couverture des risques.

F. Filière du photovoltaïque Le phénomène photoélectrique (émission d'électrons par la l'action de la lumière sur un matériau) a été 25 observé en 1839 par un physicien français, Antoine Becquerel, qui a par ailleurs donné son nom à une unité de mesure physique utilisée en physique nucléaire, le Becquerel (Bq, exprimant la transformation par seconde des noyaux atomiques). Ces travaux ont été repris par Einstein en 1905. Le premier brevet de cellule solaire a été posé en 1913 (William Coblens) et la première production a été obtenue en 1916 par Robert Millikan. Puis l’affaire a été oubliée car les rendements étaient jugés trop faibles. En 1954 Bell a 30 construit le premier vrai panneau solaire. Mais le réel essor a été donné par la conquête spatiale, à partir des années 1960. Il était nécessaire de produire une énergie fiable dans l’espace à partir du seul « carburant » disponible dans l’espace : le soleil. Les caractéristiques de la production 35 La production est cyclique, parfaitement liée au cycle solaire. Il y a une régularité parfaite et prévisible qui est seulement atténuée par la météorologie, selon le degré de couverture nuageuse du ciel. La courbe de production est en forme de cloche, avec bien naturellement un maximum au midi solaire et une production nulle, la nuit. La production peut être effectuée près du lieu de consommation ou bien loin du lieu de consommation. La petite taille des cellules, leur relative facilité d’installation sur une toiture par exemple, 40 permettent leur installation près du lieu d’utilisation. Des projets (tel DESERTEC, ou il était imaginé de produire dans le Sahara et d’alimenter l’Europe) ont été abandonnés, autant pour des raisons de risque lié à la situation géopolitique des espaces concernés, que pour du bon sens (recouvrir le désert d’une surface grise n’est-ce pas dénaturer nos espaces naturels?) 45 Les différents modes de consommation Deux typologies de consommation : Utilisation directe sur place, cela nécessite, dans le cas d’une habitation, le passage par des batteries,

qui assurent le stockage et la régulation. Le courant produit étant continu il peut être utilisé tel quel ou transformé soit avec une tension plus élevée, soit en courant alternatif. Ce mode est fréquemment 50 rencontré en montagne, dans les refuges isolés.

Injection dans le réseau (avec un prix de rachat, fixé par la loi ou négocié). Dans ce cas l’utilisateur consomme directement à partir du réseau. Les circuits de production et de consommation sont séparés.

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Le cycle de vie et l’impact écologique Le concept est excellent : l’énergie du soleil est la source de la vie sur terre, elle est inhérente à notre existence et elle existera aussi longtemps que notre système solaire. L’estimation actuelle indique une durée de vie du système solaire évaluée à 4 milliards d’année. Pour assurer la production électrique de la France il faudrait disposer 5 000 km² de panneaux et des moyens de stockage pour assurer la réinjection de 5 l’électricité dans le circuit lors des périodes d’utilisations qui par définition sont celles ou le soleil est le moins présent : il faut redistribuer la nuit le courant produit le jour et l’hiver le courant produit en été. Il est nécessaire de disposer de silicium de bonne qualité, or pour le produire il faut beaucoup d’énergie. Les développements futurs se concentrent sur l’emploi de métaux, dont certains sont rares (Gallium, Sélénium) ou situés dans des pays précis L’utilisation de panneaux impliquent obligatoirement l’emploi de batteries, 10 avec le problème de la raréfaction des composants (même si on soupçonne de grandes réserves de lithium en Bolivie et en Chine). On arrive tout naturellement à la question des impacts environnementaux de la production et du recyclage de tous ces composants, dont certains sont hautement toxiques. La durée de vie d’une cellule est de 25 ans 15 et 85% du panneau se recycle. L’estimation la plus couramment admise actuellement est d’un amortissement des couts énergétique d’une production de cellule photovoltaïque en quelques années (les données sont variables de 2 à 10 ans). Les panneaux solaires sont gris, ils modifient considérablement l’aspect de nos cités et de leurs toitures 20 anciennes, ainsi que de nos paysages. Dans les conditions actuelles, le bilan environnemental global est mitigé et difficile à chiffrer; il montre aussi la nécessité d’importants progrès techniques et d'une meilleure prise en compte globale des contraintes environnementales et sociétales. Ces paramètres mis bout à bout expliquent les freins concrets 25 et réels qui sont apparus lors de la réalisation d’excellents concepts à priori, et ont ralenti le développement de la production d’énergie électrique photovoltaïque. Les contraintes attendues La contrainte principale a été prévue de longue date et elle est liée au concept lui-même : Elle est liée non 30 seulement au cycle solaire journalier et aux saisons, qui sont prévisibles, mais aussi à la météorologie. La prévision météorologique devenue très performante est un outil encore peu utilisé tant que le photovoltaïque est minoritaire dans la production nationale, mais devra être implémentée dans le futur. Les solutions sont techniques (stockage d’électricité, non seulement entre le jour et la nuit mais entre l’été et l’hiver) et culturelles (afin de minimiser les couts il faudra retrouver un cycle solaire de nos activités). 35 Les contraintes inattendues Un certains nombres de contraintes n’avaient pas été imaginés par les premiers concepteurs. Le législateur a eu très peur de voir le territoire se recouvrir de panneaux gris, de voir des terres agricoles neutralisées par des panneaux. Aussi un certains nombres de règlements ont été édictés, quelquefois avec maladresse ou 40 avec des difficultés d’interprétation. Ainsi des panneaux ne pourront pas être installés sur des terres agricoles, mais seront encouragés sur des sites pollués, et des anciennes décharges inutilisables autrement. Des contradictions sont apparues entre les administrations, certaines souhaitant développer le solaire en ville (Environnement) d’autres s’y opposant (Monuments historiques). Toutes ces contraintes règlementaires ne sont pas encore parfaitement maitrisées et représentent un important champ 45 d’expérimentations pour les améliorer. En France le législateur a introduit une disparité dans la tarification selon que le panneau photovoltaïque est intégré à la toiture ou surajouté. Ceci a été fait pour respecter l’esthétique visuelle des zones urbanisées. Ce point est important et freine le développement du photovoltaïque en zone urbaine. En Suisse, on invoque 50 des coûts plus élevés pour justifier une subvention plus forte des installations photovoltaïques intégrées. La sécurité Les panneaux sont sous tension dès le premier rayon lumineux. Les pompiers se sont retrouvés face à un danger nouveau inattendu : comment éteindre un incendie d’un immeuble couvert de panneaux 55 photovoltaïque, sachant que les soldats du feu utilisent de l’eau sous pression et que le panneau reste sous

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tension électrique? Ce danger nouveau est pris en compte, avec la mise au point de règles, mais sans solution satisfaisante à ce jour pour supprimer le risque induit. Des accidents graves, apparus dès les années 2000/2010 en Allemagne, ou un pompier a été mortellement électrocuté, et dans l’Est de la France, ont attirés l’attention des services de sécurité sur le risque très 5 important des panneaux solaires en cas d’incendie. Outre le risque d’électrocution direct ou indirect (par le jet d’eau par exemple), il faut prendre en compte le risque toxique du à la combustion des matières plastiques enrobant les cellules, ou bien servant d’isolant, et le risque de chute des panneaux placés en toiture. La tension en sortie des panneaux peut atteindre 900 V en courant continu. 10 Les développements innovants La production industrielle d’énergie électrique photovoltaïque est entrée dans sa phase de maturité (réduction des couts de production et d’installation des cellules) et on observe son intégration dans la processus de production mondialisé : panneaux solaires produits à bas coût en Chine ou à Taiwan, montage et mise en place par des bureaux d’études spécialisés, souvent des sociétés jeunes, sur les lieux 15 d’exploitation. L’Allemagne a perdu le leadership de la production des cellules, au profit de la Chine, mais elle garde une grande capacité de montage et de commercialisation des panneaux. Des technologies originales sont testées (vitrages isolants et producteurs d’électricité photovoltaïque) et les produits grand public se développent (panneaux souples de petite taille pour recharger son portable lors de randonnées, par exemple). Cette dernière catégorie de produit contribue à la banalisation et donc à 20 l’adoption par le grand public de la production photovoltaïque). La rentabilité La production d’électricité par voie photovoltaïque est devenue une industrie capitalistique. La technologie est simple à mettre en œuvre. Le coût d’installation est maitrisé et nécessite des capitaux importants, mais 25 accessibles pour des investisseurs régionaux. Il faut bien sûr tenir compte de la durée de vie des panneaux, limitée à 25 ans, sachant que les panneaux représentent 25% du coût Le principal obstacle est la maitrise des contraintes administratives. Le prix des équipements produits en Asie ayant fortement chuté, le solaire devient relativement compétitif : à 80 €, voire 70 €/MWh, l'électricité solaire est même moins coûteuse que celle des nouvelles centrales nucléaires de type EPR (109 € prévus pour les deux premiers EPR 30 britanniques) 64 . Néanmoins, le coût extrêmement bas du pétrole défavorise le développement du photovoltaïque. La rentabilité dépend essentiellement du coût de rachat de l’électricité et des aides des collectivités locales. Elle est fortement liée à la politique énergétique du pays et à sa volonté de développer une énergie renouvelable d’origine solaire. Une installation bien maitrisée rapporte dès la première année pleine de production. 35 France et Alsace La production photovoltaïque augmente fortement en 2014, atteignant 5,9 TWh, soit une augmentation de 27% en 2014 par rapport à 2013. Le niveau de production mensuelle est supérieur sur chaque mois de l’année par rapport à 2013, sauf en décembre. Cette progression est liée aux bonnes conditions 40 d’ensoleillement de l’année 2014 ainsi qu’à l’augmentation des nouveaux parcs photovoltaïques installés. En moyenne sur l’année 2014, le parc photovoltaïque permet de couvrir 1,3% de la consommation, contre 1,0% en 2013. Les plus fortes contributions viennent des quatre régions méridionales de la France continentale : Aquitaine, Midi-Pyrénées, Languedoc-Roussillon et Provence-Alpes-Côte d’Azur65. 45 Le parc des installations photovoltaïques en Alsace connaît un léger ralentissement de sa progression dont la puissance s'élève à 133 MW en 201466, plaçant ainsi la région au 12ème rang français. 50

64 www.lemonde.fr/energies/article/2015/10/13/en-france-l-eolien-a-du-retard-et-le-solaire-de-l-avance_4788626_1653054.html#Y5s4ziXFHR2dh7Dk.99 65 www.rte-france.com/sites/default/files/bilan_electrique_2014.pdf 66 Bilan électrique RTE 2014 pour l'Alsace.

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La centrale solaire « HELIOPARC68 » située au pied du terril Marie Louise dans le Haut Rhin, au nord de Mulhouse, est, à ce jour, la plus grande centrale photovoltaïque d’Alsace. Elle est installée sur un terrain qui a servi autrefois au stockage temporaire de sel des mines de potasse, avant dilution et rejet dans le Rhin, selon la convention de Bonn. Ce terrain impropre à toute culture est idéal pour l’installation d’une centrale solaire. Située près d’une voie rapide, la centrale a été conçue 5 comme une zone d’activité économique, afin de cumuler l’activité économique et la production d’énergie. Les cellules ont été installées en premier sous forme de toiture (60 auvents installés, dont 8 auvents de grande surface, la totalité représente 40 000 m² de panneaux solaires). Les entreprises s’installent ultérieurement sous la toiture. Ce concept a permis de démarrer la centrale dès 2012, alors que les dernières entreprises prenant place sous les toitures de grande surface ne viendront ici que pour fin 2015. Autre 10 caractéristique écologique, le terril voisin a été acquis par le promoteur, et il sera replanté comme zone de compensation (à des déboisements par exemple). Il sera géré pour devenir un vivier de la biodiversité. Des études ont aussi été réalisées pour vérifier l’absence d’émission d’ondes néfastes pour les personnels travaillant sous toiture productrice d’électricité. Les panneaux installés sont d’origine chinoise et taïwanaise. Assemblés en Allemagne ils ont une durée de vie de 25 ans et sont recyclables à 80%. Leur 15 rendement est de 20%. Le taux d’ensoleillement moyen est estimé à 1 050 h/an. L’année écoulée il a été de 1 150 heures. La puissance installée à HELIOPARC est de 5 300 kWc. La seconde centrale d’Alsace est celle de WEINBOURG (Bas Rhin) avec puissance installée de 4 400 kWc. C'est la plus grande centrale photovoltaïque agricole en toiture intégrée de France. Elle est installée sur les 20 collines du village de Weinbourg en Alsace. Cinq hangars d'une longueur cumulée de 1,4 km, 27 000 panneaux photovoltaïques représentant une surface de 36 000 m2, et une capacité de 4,5 MW. Destiné à servir de toit à d'immenses hangars de séchage de biomasse, les panneaux solaires font office de couverture étanche. L'ensemble de la production électrique est revendu à Electricité de Strasbourg. Cette centrale photovoltaïque produit suffisamment d'électricité pour alimenter 4 000 à 5 000 foyers de la ville voisine 25 d'Ingwiller. Autoconsommation à UNGERSHEIM La cuisine communale de la commune d’UNGERSHEIM (France, Haut Rhin) est équipée de cellules 30 photovoltaïques. Elle fournit 600 repas par jour. L’installation est calculée pour que la quasi-totalité de la production soit auto consommée sur place et ne passe donc pas par le réseau. Le taux d’autoconsommation est de 94%. Le faible excèdent de 6% est injecté gracieusement sans frais dans le réseau (la mise en place d’un contrat de rachat n’est pas rentable dans ce cas). L’installation de 40 kW produit 40 000 kWh. L’installation a été possible grâce à la subvention de la région à hauteur de 30%. Ceci confirme bien que la 35 production d’énergie électrique, d’origine photovoltaïque n’est possible que si elle résulte d’un choix politique. Suisse La forte évolution du photovoltaïque en Suisse se reflète également dans l’estimation du rendement 40 énergétique des installations mises en place. La production spécifique annuelle moyenne des installations raccordées au réseau se montait à 915 kWh/kWp en 2013 (2012 : 975 kWh/kWp). Longtemps, le photovoltaïque a produit moins de 30 GWh, mais depuis 2008, la production a rapidement progressé jusqu’à 544 GWh produits en 2013, correspondant à 0,92% des besoins en énergie finale d’électricité (59 323 GWh). 45 La plus grande partie des installations est mise en place sur les maisons individuelles. Mais mesurée en termes de puissance installée, l'utilisation de cellules photovoltaïques sur l'habitat privé ne représente qu’à peine 20%. La majeure partie de la puissance installée se trouve sur les grandes toitures de l’industrie, de l’artisanat et de l’agriculture67. 50

67 www.swissolar.ch/fileadmin/user_upload/Shop/Recensement_2014_def.pdf

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Approvisionner BÂLE VILLE (Suisse) en énergie renouvelable Le canton de Bâle-Ville a choisi d’alimenter ses consommateurs (250 000 ménages, PME et grosses industries) exclusivement en énergie renouvelable. La production de chaleur et d’électricité à Bale est assurée par une centrale thermique à bois (voir chapitre biomasse) et des panneaux solaires placés discrètement et en abondance dans la ville. La nouvelle halle de foire (« Basler Messe »), outre sa 5 conception architecturale avant-gardiste est recouverte par la plus grande centrale photovoltaïque du canton mise en service en décembre 2013, dont les caractéristiques peuvent être résumées comme suit : Superficie de la toiture : 19 000 m² Puissance installée : 1,2 MW Production annuelle : 1,1 MWh 10 4 517 modules (chacun de 260-265 W)

Pour assurer un approvisionnement « vert » suffisant, le canton de Bâle a créé des installations de biomasses, photovoltaïques et hydrauliques hors de ses frontières : il est actionnaire de plusieurs barrages 15 d'accumulation en Suisse et a construit des parcs éoliens, photovoltaïques ou solaires en France, en Allemagne et en Espagne.

20 Il s’en suit un tarif d'électricité plus élevé qui est compensé par un système de ristourne pour les ménages et PME les plus économes. Sur une base du nombre d’occupants par logement respectivement d'employés, un quota de bonus est défini. Ce système incite à un emploi rationnel du courant électrique et en cas de consommation réduite, la ristourne peut atteindre 30% du coût annuel.

G. Filière de l'éolien 25 A l’échelle mondiale, 2014 est une année record. Jamais auparavant n’avaient été érigées autant de nouvelles installations. En tout, ce sont plus de 51 000 MW supplémentaires qui ont été installés, soit l’équivalent de la puissance de 51 tranches nucléaires de dernière génération. A l’échelle des pays, c’est la Chine qui s’est développée le plus, suivie par l’Allemagne et les USA. Par continent, c’est en Asie que

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l’expansion de l’énergie éolienne a été la plus forte. Avec ces nouvelles installations, la puissance éolienne mondiale totale se monte aujourd’hui à 369 000 MW. En Europe, aucune autre technologie n’est parvenue à augmenter autant sa puissance que ne l’a fait l’énergie éolienne; cette performance est due aux prix d’achat soutenus. Le photovoltaïque pointe à la 5 seconde place. Toutes les autres technologies voient un nombre de nouvelles installations bien inférieur ou alors le voient compensé par des fermetures d’anciennes centrales. En 2014, sur approximativement 13 000 MW de puissance éolienne nouvellement installé, on compte 10% de machines implantées au large des côtes (= éolien offshore). L’Allemagne, malgré des conditions difficiles, conserve aisément sa première place en terme de développement (+5 279 MW). Suivent la Grande-Bretagne (+1 736 MW), la Suède 10 (+1 050 MW) et la France (+1 042 MW). Lors d’une année moyennement venteuse l’Europe couvre 10% de la consommation électrique par l’éolien. Le Danemark couvre, grâce à l’éolien, jusqu'à 39% de sa consommation électrique totale. La Suisse est en queue de peloton : en 2013, le courant éolien suisse a produit quelques 100 GWh qui correspondent à une part inférieure à 0,2% des besoins électriques du pays68. 15 Processus d'obtention de permis pour éolienne en Allemagne69 La détermination des surfaces susceptibles d'être utilisées pour des éoliennes se déroule en plusieurs étapes tout au long de l'instruction des plans d'aménagement. Dans un arrêté récent, le Tribunal administratif fédéral a défini la méthodique à suivre, entérinée par arrêté du Sénat : 20 Dans un premier temps les zones taboues ne pouvant en aucun cas servir de site éolien doivent être établies. Ces zones sont de deux types : les zones taboues dures (harte) et les zones taboues souples (weiche). Les zones dures désignent les parties des communes qui ne peuvent en aucun cas être utilisées comme parc éolien (réserves naturelles, villes, ...). Les zones taboues souples sont des secteurs qui selon les vues des communes ne devraient pas pouvoir être utilisées comme parc éolien pour des raisons diverses. Les 25 surfaces restantes des communes doivent être évaluées en vertu de leur potentiel éolien selon le §35, alinéa 1/5 de la loi sur les construction (BauGB), tenant compte des arguments du public contre un classement en tant que parc éolien potentiel. L'étape suivante oblige la commune à statuer sur quelles parcelles l'utilisation de l'énergie éolienne doit être 30 exclue sur la base d'arguments juridiques ou techniques. Il s'agit par exemple de zones protégées (parcs nationaux, réserves naturelles) ou de régions n'offrant pas de conditions de vent exploitables. Puis les communes peuvent définir unilatéralement leurs propres critères d'exclusion qui lui semblent prépondérant. Cela concerne par exemple les distances de prévention du bruit qui peuvent être plus contraignantes que les valeurs réglementaires (par exemple distance minimale de 800 m) ou l'exclusion de 35 zones trop petite (par exemple place suffisante pour au moins 3 installations) afin de concentrer les parcs éoliens. Dans une dernière étape, les surfaces potentielles restantes sont évaluées avec soin au regard de leurs autres aspects d'utilisation (zone de repos, protection de la faune ou de la flore, tourisme etc.). Les communes sont 40 contraintes d'octroyer des zones suffisantes permettant une exploitation substantielle de l'énergie éolienne. Les communes ne peuvent en aucun cas décider que l'éolien est exclu de leur territoire (planification négative). Le risque qu'une commune abuse de son droit d'exclusion est minimal. Il est du ressort du centre de compétence du Land de vérifier la probité des plans d'aménagement communaux. En cas de constat d'abus du droit d'exclusion l'agrément officiel du plan incriminé est refusé. Ce droit de veto n'a pour 45 l'instant jamais dû être utilisé. Un délai pour l'établissement du plan communal d'aménagement n'est pas fixé et les communes disposent ainsi de suffisamment de temps pour ce faire. Si un porteur de projet dépose une demande pour un parc éolien, la commune concernée peut dans un premier temps proposer à l'autorité compétente de surseoir à la 50 décision. Dès lors, un délai de 1, maximum de 2 ans pour des cas complexes, est donné à la commune pour finaliser son plan d'aménagement. Un tel cas de refus préalable n'est possible que si la commune est réellement en phase de planification. Si tel n'était pas le cas, elle ne pourrait faire usage de son droit de

68 www.suisse-eole.ch/media/ul/resources/CP_SuisseEole_Production_2014_150219f.pdf 69 Sebastien Oser, Kompetenzzentrum Energie, Regierungspräsidium Freiburg

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sursis, comme cela est spécifié dans le paragraphe §15, alinéa. 3 de la loi sur les constructions. L'octroi de permis pour des installations éoliennes implique le processus standard d'étude d'impact selon la loi. Le porteur de projet a la possibilité de procéder à une information préalable du public (scoping). L'autorité compétente (il s'agit toujours du service idoine du Land) convoque les autres unités 5 administratives concernées qui sont celles impliquées dans l'étude d'impact. Le projet est alors discuté et des recommandations sont faites, de sorte que la réalisabilité de projet puisse être estimé très en amont du processus. Le public ne participe pas à cette première phase. Le public n'est obligatoirement impliqué que dans le cas d'une étude d'impact, ce qui n'a pas encore été le cas jusqu'à présent. Les exigences réglementaires sont très strictes (une étude d'impact est obligatoire à partir de 20 éoliennes; dès 3 éoliennes 10 une pré-étude est exigée). Le promoteur peut toutefois librement demander la participation du public. Cela peut faire partie du processus d'autorisation (rarement utilisé car couteux en temps et en argent) ou être réalisé par le promoteur en-dehors du processus d'autorisation, ce qui est en règle général appliqué. Les soucis et questionnements des citoyens peuvent être notablement réduits lors de ces séances d'information, sans toutefois éliminer totalement les résistances au projet. En pratique, chaque projet de parc éolien fait 15 l'objet d'une opposition. Le rôle des communes est essentiel dans ce processus : grâce à sa proximité aux citoyens, elle peut encore mieux gérer le processus d'autorisation en sélectionnant les zones potentielles les moins sensibles. Dans bien des cas elle est elle-même propriétaire des terrains concernés et est mieux à même de tenir compte des intérêts particuliers. L'expérience a montré que les projets portés par les communes se sont majoritairement bien développés. Pour cela il faut que les communes aient la volonté de 20 s'investir. France et Alsace70 L’énergie éolienne constitue le potentiel de développement pour la production d’électricité renouvelable le plus important en France. Les coûts de production de l’électricité éolienne à 8,5 c€/kWh, essentiellement 25 constitués des charges d’amortissements élevées pour ces installations (une éolienne terrestre de 2 MW coûte environ 3 M€), sont actuellement encore nettement supérieurs au prix du marché « de gros » de l’électricité d’environ 4 c€/kWh, mais cet écart se réduit et les évolutions du mix énergétique en France dans les 10 ans tendent à renchérir ce prix sans toutefois avoir de perspective d’obtenir la parité avant une dizaine d’années71. 30 Le système de rémunération actuel est basé sur le principe d’une obligation d’achat de toute la production renouvelable, que le marché en ait besoin ou non, à un prix fixe garanti et indexé, permettant à l’investisseur le plus souvent privé en France de réaliser son opération avec les garanties suffisantes pour couvrir son risque et obtenir une rentabilité suffisante pour lever les fonds. La différence de valeur entre le 35 prix garanti au producteur et le prix réel du marché qui va absorber cette production est financé par une « Contribution au Service Public de l’Electricité » additionnée à chaque kWh acheté par le consommateur final (environ 2 c€/kWh, tendance croissante). Un inconvénient majeur de ce système de valorisation réside dans le fait que la production est aléatoire ne 40 suit pas la demande. On peut donc se retrouver dans la situation d’injecter de l’électricité à un coût très élevé dans le réseau alors qu’il y a déjà trop de disponibilité ce qui fait encore baisser le coût des producteurs classiques (charbon, gaz, nucléaires) et génèrent des pertes importantes pour ces derniers, qui doivent cependant rester présents sur le réseau pour faire face aux variations offre/demandes non pilotables. 45 Le nouveau système de rémunération de l’électricité renouvelable sous toutes ses formes (éolien et autres) qui sera mis en place à compter de 2016, sera basé sur d’une part le prix du marché, et d’autre part d’une prime de soutien dont le niveau diminuera si le prix du marché augmente, de sorte à réduire l’impact de la contribution collective sur les productions non pilotables. 50 Suisse Fin 2014, on comptait 34 éoliennes >100 kW d'une puissance totale de 60,3 MW. Les installations érigées avant l'an 2000 sur le site du Mont Crosin ont été remplacées et les 16 installations contribuent pour moitié

70 www.developpement-durable.gouv.fr/Le-tableau-de-bord-eolien.html

71 www.rte-france.com/sites/default/files/panorama_des_energies_renouvelables_2013.pdf

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à cette capacité. On compte en outre 5 éoliennes d'une puissance de 10 à 100 kW et 14 de moins de 10 kW, totalisant 0,32 MW. En 2014 elles ont produit 101 GWh d'électricité. Plusieurs installations sont projetées, mais aucun nouveau projet n'est mis en oeuvre. En 2014 et 2015, aucune instalation éolienne n'a été construite. Un remplacement de 4 installations est prévu pour 2016 ce 5 qui portera la puissance éolienne installée à 63 MW.

H. Filière du transport et de la distribution Dans les trois pays concernés la structure technique du réseau de transport et de distribution est similaire, à l'instar du schéma français ci-dessous:

10 Cependant, il existe quelques différences au niveau administratif : ainsi la partie transport est gérée par un seul opérateur en France (RTE) et en Suisse (Swissgrid) qui fournit le courant à différents distributeurs. En Allemagne, les réseaux de transport et de distribution sont intégrés mais gérés par plusieurs opérateurs. 15 Europe Néanmoins, l’ensemble des réseaux européens est interconnecté permettant un accès ouvert, équitable et non discriminatoire aux échanges transfrontaliers d’électricité. Ceci grâce à un système d’enchères qui lui permet d’attribuer les capacités disponibles à ses interconnexions. Pour fluidifier davantage les échanges entre pays européens, le dispositif implique de décloisonner les marchés nationaux de l’électricité. C’est 20 tout l’enjeu du déploiement progressif du couplage des marchés72. Objectifs : faciliter la convergence des prix sur la zone géographique couplée; optimiser l’utilisation des capacités d’interconnexion. Ce mécanisme est mis en œuvre conjointement par les opérateurs de réseaux et les bourses de l’électricité.

L'année 2014 a marqué une étape importante avec l’extension du couplage de la zone Centre-Ouest de 25 l’Europe (France, Allemagne et Benelux) à la Grande-Bretagne, aux pays Scandinaves et à la péninsule ibérique. Désormais, les transactions journalières (allocation de capacités, prix …) et les moyens de production sont couplés sur une zone qui représente 75% de la consommation d’électricité européenne. Ce lancement a mobilisé la coopération de 13 gestionnaires de réseaux, et de 4 bourses de l’électricité. Et nécessité plus de 10 mois de test. Prochaine étape : la Suisse. Un focus sur le Flow-Based, outil innovant au 30 service de l’optimisation des échanges d’électricité en Europe, est décrit en encadré ci-dessous.

Le renforcement de la coopération entre RTE et les autres opérateurs européens passe par une harmonisation des règles de gestion des réseaux électriques au sein des États membres de l’Union

72 www.audeladeslignes.com/couplage-marches-europeens-23749

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européenne. C’est l’objectif des codes de réseau qui portent sur le marché de l’électricité, sur le raccordement des producteurs au système électrique et sur son exploitation. Ces codes visent à créer les conditions favorables au développement d’un secteur électrique compétitif, sûr et durable. Sur demande de la Commission européenne et de l’Agence de Coopération des Régulateurs de l’Énergie (ACER), ENTSO-E (l’association European Network of Transmission System Operators for Electricity, qui 5 rassemble 41 gestionnaires de réseau de transport au sein de 34 pays) rédige un projet de code en collaboration avec les différentes parties prenantes. Si l’ACER recommande l’adoption du Code à la Commission européenne, celle-ci le soumet à la procédure réglementaire de comitologie. Le texte devient ainsi contraignant et d’application directe pour l’ensemble des États membres de l’Union européenne. 10 Flow-Based, un outil innovant au service de l’optimisation des échanges d’électricité en Europe Fruit de la collaboration entre RTE et ses partenaires européens, le couplage de marché fondé sur les flux (méthode Flow-Based) a été lancé avec succès en mai 2015. Ce nouveau modèle de calcul et d’allocation des capacités d’échanges d’électricité disponibles aux interconnexions entre la France, le Benelux et l’Allemagne va permettre d’optimiser les échanges transfrontaliers d’électricité et de faciliter l’intégration 15 des énergies renouvelables. Cette évolution représente une avancée majeure dans la construction du marché européen de l’énergie. Le Flow-Based présente une vision fine des contraintes du réseau et de l’injection d’électricité depuis les centrales de production, et permet d’accroitre et de prévoir plus précisément les capacités d’échanges d’électricité disponibles aux frontières, tout en maintenant les marges de sécurité nécessaires. 20 Cette méthode renforce la sécurité d’approvisionnement de cette zone grâce à l’augmentation du potentiel d’échanges entre pays, à la mutualisation de moyens de production complémentaires (qui permet de couvrir plus facilement et à moindre coût les pointes de consommation), et à une coopération accrue des Gestionnaires de Réseau de Transport européens. En outre, le Flow-Based contribue à la transition énergétique : en offrant une vision et une gestion plus fine du réseau, il permet de mieux intégrer les 25 énergies renouvelables et de faciliter ainsi leur développement. Le Flow-Based est la méthode ciblée par l’Union Européenne pour calculer et allouer les capacités d’échanges d’électricité aux interconnexions des réseaux nationaux. Il a ainsi vocation à s’étendre à d’autres zones européennes. 30 Concertation : partage des bonnes pratiques En ce qui concerne la concertation sur les projets d’infrastructures, les GRT sont confrontés à l’évolution des attentes sociétales des populations concernées par un ouvrage électrique. Plusieurs organisations permettent d’échanger sur les bonnes pratiques et le partage d’expériences dans le domaine de la concertation en Europe. 35 L’association RGI (Renewables Grid Initiative) regroupe six ONG (BirdLife Europe, Germanwatch, Natuur en Milieu NL, the Royal Society for the Protection of Birds UK, WWF International, CAN Europe) et 8 GRT (50Herz, Elia, National Grid, RTE, Statnett, Swissgrid, TenneT, Terna). BESTGRID, projet financé par l’Union Européenne, est une plateforme d’échanges en matière de méthodologie participative 40 pour les parties prenantes dans le processus de planification des réseaux, et a produit un manuel de recommandations sur ce thème. Des groupes de travail au sein d’ENTSOE se réunissent autour du sujet de la concertation. Et des initiatives de partage se réalisent en bilatérale pour des retours d’expériences sur des outils pratiques de concertation, comme par exemple entre RTE et SwissGrid sur la comparaison des tracés de moindre impact pour la construction de nouvelles lignes. 45 Allemagne Jusqu'en 2020, le réseau de transport devra s'équiper de 3 600 km de nouvelles lignes pour un investissement estimé à 0,946 Mia. € par an. Le réseau de distribution devrait quant à lui installer 135 000 km de lignes supplémentaires jusqu'en 2030 pour un investissement global de 27,5 Mia. €. Ce 50 réseau est important car les installations de production décentralisées toujours plus nombreuses y seront connectées. Les tarifs d'achat d'électricité incluant les coûts de production, de transport et toutes les taxes rendent l'installation de production personnelle d'électricité de plus en plus attractive. Même sans subvention, une 55 production d'électricité autonome devient rentable tenant compte que les redevances et taxes ne sont pas

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perçues. Si en plus le nombre de consommateurs-producteurs venait à augmenter fortement, les coûts des réseaux électriques devraient être partagés par un nombre toujours plus petit de consommateurs, augmentant par là le prix du kWh, incitant d'autant plus à une production autonome. Les décideurs devront tenir compte de ce scénario. 5 France RTE, société anonyme, est le gestionnaire du réseau de transport d’électricité français. Entreprise de service public, elle a pour mission l’exploitation, la maintenance et le développement du réseau à haute et très haute tension. Il est garant du bon fonctionnement et de la sûreté du système électrique. Le réseau de transport, compense les grandes disparités des situations électriques régionales. C’est un élément clef de 10 l’équilibre offre-demande du pays. Le stockage de l’électricité à l’échelle industrielle reste problématique. Pour autant, production et consommation d’électricité doivent être équilibrées à chaque instant. D’où le besoin d’un réseau de transport d’électricité sur l’ensemble du territoire… A titre d’exemple, dans l’Est de la France les régions 15 Champagne-Ardenne et Lorraine sont excédentaires en électricité, tandis que les régions Bourgogne et Franche-Comté ont des besoins supérieurs à leur production. La région Alsace quant à elle, produit actuellement plus d’énergie qu’elle n’en consomme. Le réseau de transport d’électricité permet ainsi d’optimiser toutes les énergies produites en s’appuyant sur 20 la complémentarité des diverses productions énergétiques régionales pour répondre à tout instant aux besoins des consommateurs, où qu’ils soient en France. C’est le premier outil de flexibilité du système électrique français. Cet équilibre électrique est d’autant plus facile à réaliser que les réseaux sont largement interconnectés 25 entre eux. En fait, plus le réseau est grand, plus sa capacité est accrue pour absorber d’un côté, les aléas et interruptions de production et d’un autre côté, les variations de consommation. Le réseau de transport d’électricité interconnecté est l’outil industriel, qui permet de répondre aux disparités énergétiques régionales. 30 Le réseau de transport d’électricité contribue aussi à fluidifier le marché de l’électricité. Plus les capacités de transits inter-régionaux sont importantes, plus les échanges d’électricité sont physiquement facilités à l’échelle du pays. Et donc les achats et ventes le sont aussi sur le marché de l’électricité. Le réseau national maillé et interconnecté est un outil d’optimisation économique de l’électricité. 35 Suisse Le réseau de transport qui est la propriété de Swissgrid accueille le courant produit par les grandes centrales électriques ou importé des pays voisins. Le courant est transporté avec une tension de 380 kV ou 220 kV à proximité des consommateurs. Il est alors mis à la disposition des réseaux de distribution. 40 Dans la haute tension, le courant est distribué pour l’approvisionnement énergétique suprarégional avec une tension de 150 à 50 kV à des exploitants de réseaux de distribution cantonaux, régionaux et municipaux ainsi qu’à de grandes installations industrielles. La moyenne tension de 35 à 10 kV est utilisée pour la distribution régionale de courant. Des réseaux locaux 45 de distribution approvisionnent certains quartiers des villes ou des villages ainsi que des petites et moyennes exploitations industrielles. Le courant à basse tension à 400 ou 230 V alimente quant à lui les foyers, les exploitations agricoles et les commerces. Les échanges d'électricité avec les pays riverains sont réalisées pour 90% sur le réseau 380 kV et sont 50 restreintes en raison des capacités limitées de transformation entre le niveau 220 kV et celui de 380 kV73. Une situation qu'il s'agira d'améliorer dans un avenir proche.

73 www.rts.ch/info/suisse/7303372-l-approvisionnement-energetique-hivernal-inquiete-swissgrid.html

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Exemples de Smart Grid en Suisse Exemple 1 74: Une start-up de Romandie a mis au point un système intelligent (Smart Energy Management System - SEMS) qui permet de contrôler et de répartir de manière dynamique la consommation d’électricité au niveau d’une entité, afin d’éviter les pics de consommation et de réduire ainsi les frais d’électricité. 5 Basée sur une technique d’intelligence collective bio-inspirée, cette solution innovante est actuellement testée en grandeur nature sur un site d'industrie métallurgique. Concrètement, chaque appareil de l’usine gourmand en énergie a été équipé d’un module SEMS qui analyse en temps réel la consommation de l’appareil auquel il est rattaché, et qui partage l’information avec l’ensemble des modules installés sur le 10 même site. Connaissant ainsi l’ensemble des besoins, les modules SEMS sont capables d’optimiser la demande globale en énergie en répartissant de manière dynamique les besoins tout au long d’une journée, sans perturber la production des appareils concernés. Les situations de pics de consommation électrique, qui impactent le réseau, peuvent ainsi être limitées. 15 À la fin de la période de test, en juin 2016, les gestionnaires connaîtront avec précision la baisse des coûts de l’énergie inhérente à la mise en place du système, estimée aujourd’hui à environ 15%. La société de production et de distribution impliquée envisage d’inclure les modules SEMS dans son offre pour les grands consommateurs. À terme, ces terminaux pourraient également être combinés à un système local de production d’énergie, voire à une solution de stockage d’énergie, afin d’améliorer encore la gestion des pics 20 de consommation. Exemple 2 75: Une solution technique permet de réagir de manière simple et efficace aux fluctuations du réseau en reliant les chauffages de gros consommateurs au sein d’un réseau d’accumulation intelligent. Le réseau 25 d’accumulation compte plus de 4 500 clients et est l’un des plus grands «Smart Grids» au monde. Grâce à la mise en œuvre de technologies cloud et Machine-to-Machine, le réglage du réseau est assuré en temps réel. A l'aide d'une application dédiée, les industriels peuvent suivre leur consommation de courant et l’optimiser en toute simplicité. Ils ont en outre la possibilité d’économiser de l’électricité, gardent la vue d’ensemble sur leur consommation de chauffage et sont informés de tout dysfonctionnement par SMS ou 30 par e-mail. Cette solution permet aux entreprises de réaliser des économies d’énergie, d’augmenter la sécurité de l’approvisionnement et d’accroître la transparence en termes de consommation.

74 www.romande-energie.ch/espace-presse/151012-communique-fr 75 www.swisscom.ch/fr/about/medien/press-releases/2015/02/20150210-MM-Speichernetzwerk-tiko.html

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VII. Annexe RES

A propos de RES L’association RES a été créée en 1976 avec comme objet « d’effectuer et de promouvoir, avec des agents économiques et sociaux volontaires, des recherches expérimentales sur la conduite de leur action et le changement des instruments de son contrôle, ainsi que d’assurer le développement théorique de telles 5 recherches-actions et de favoriser la transmission des méthodes ». Les relations entre la puissance publique et les autres acteurs socio-économiques constituent un objet central pour l'association RES. 10 Les travaux de recherche de RES, avec le concours d’une équipe de chercheurs-consultants socianalystes, s’organisent autour de thématiques explorées dans le cadre des programmes expérimentaux. Les programmes expérimentaux visent à permettre aux entités concernées et qui s’y impliquent d'élaborer une vision renouvelée de leurs enjeux et des relations qu'elles ont entre elles. Pour ce faire, RES a construit 15 une situation démarquée de la réalité du terrain, abritée de l’action et des interactions réelles. Il s’agit d’un dispositif du type « analyse collective » où les acteurs sont aussi observateurs-chercheurs. Ce dispositif technique est appuyé sur des principes et des modalités de travail spécifiques (comme le volontariat des acteurs, la « confidentialité » vis-à-vis de l’extérieur …). 20 La méthode ne s’intéresse pas aux individus, mais exclusivement au fonctionnement collectif au sein et entre les entités ; elle vise à favoriser une expression progressivement libérée des contraintes qui pèsent habituellement sur le fonctionnement des entités, sur leurs relations et sur les rapports sociaux, tout en rendant ceux-ci plus perceptibles. Elle n’est pas une machine à consensus, mais plutôt un accélérateur des processus d’échanges au sein d’un groupe constitué d’acteurs pertinents sur un sujet défini. 25 Les instances de travail des programmes expérimentaux sont des TP (travaux particuliers) conçus pour fonctionner dans la durée et des instances constituées avec des modalités adaptées pour mener en des temps définis des actions ou des opérations sur des thèmes plus spécifiques. 30 Les actions spécifiques et les opérations de terrain (menées avec la méthodologie dite ASC), articulées sur les TP, en constituent des prolongements ; en effet, tandis que dans les TP les points de vue des entités sont en général portés par leurs seuls responsables (membres de la direction ou des services centraux), ces actions et opérations permettent d’associer au travail des catégories de personnels plus diversifiées. 35 Les lieux des opérations de terrain, conçues pour faire émerger et rendre perceptibles la variété des positions en présence et la complexité des interactions en jeu, sont en particulier protégés des risques de confrontations brutales par des règles techniques et déontologiques strictes acceptées par les acteurs en présence.