C’est une innovation attendue depuis plus d’un siècle.  Avec ce disjoncteur, ABB estime avoir pris de l’avance sur ses deux principaux concurrents, le français ALSTOM et l’allemand SIEMENS, sur ce marché à forte croissance  portant sur des milliards de dollars dans le monde.

Plus vite que Lucky Luke

Le disjoncteur mis au point par ABB est dit « hybride » car il s’agit d’un disjoncteur mécanique couplé à de l’électronique de très haute puissance. Il est capable de stopper un flux de courant continu d’une puissance équivalente à celle qui sort d’une grande centrale nucléaire, ceci en 5 millisecondes, c’est-à-dire 30 fois plus rapidement qu’un battement de cil au niveau d’un œil humain.

La prouesse réalisée peut être comparée à stopper complètement en quelques millisecondes un énorme camion roulant à sa vitesse maximale sur une autoroute  a déclaré Claes Rytoft, chef du département ingénierie électrique d’ABB.

Le HVDC (Courant Continu Haute Tension) permet le transport d’électricité sur de longues distances avec un très bon rendement : moins de 3 % de pertes en 1 000 km parcourus. Une caractéristique qui
change radicalement l’équation des énergies renouvelables. Et l’innovation d’ABB bouleverse encore davantage cette équation.

La plus longue ligne HVDC du monde (2375 km) va être inaugurée au Brésil en 2013, record qui sera battu peu de temps après par l’Inde avec une ligne de 2600 km.

Mais sans disjoncteur, l’utilisation de l’HVDC était néanmoins très limitée. Grâce à cette innovation, c’est « un nouveau chapitre de l’histoire de l’ingénierie électrique » qui commence a déclaré Joe Hogan, Directeur exécutif d’ABB.

« S’il sont parvenus à faire ça, c’est très important » a commenté à Reuters-UK Roger Kemp, professeur d’ingénierie à l’université Lancaster en Grande-Bretagne. « Le courant continu est une façon beaucoup plus efficace de transporter l’électricité ».

Du point à point au multipoint

Avec la rupture technologique d’ABB, il devient à présent possible d’élaborer de grands réseaux électriques (SuperGrid HVDC), c’est-à-dire de travailler en multipoints. Cela n’était pas possible jusqu’à présent et a fortement limité l’attractivité du courant continu dans le passé.

Le réseau électrique évolue et a besoin d’être de plus en plus flexible et interconnecté, et aussi de plus en plus fiable et intelligent pour faire face à de nouveaux défis tels que l’intégration à grande échelle des énergies renouvelables.  Un pays comme l’Allemagne pourraient être l’incubateur d’une telle vision, et de nombreuses études appellent à un réseau plus intégré dans ce pays.

Par Olivier Danielo

Le courant continu consiste en un mouvement des charges dans un seul sens, avec une tension constante. C’est ce type de courant qui est par exemple généré par la première pile du monde, celle mise au point par Alessandro Volta (1800). C’est aussi celui qui est délivré par les modules photovoltaïques et qui utilisé par les ordinateurs, les téléviseurs et les téléphone portables.

Avec le courant alternatif, les charges se déplacent successivement dans un sens puis dans l’autre. Ceci au rythme d’un alternateur, constitué d’un rotor aimanté qui tourne à une fréquence donnée et d’un stator, permettant l’induction électromagnétique.

Les alternateurs de bicyclette, les éoliennes ainsi que toutes les centrales thermiques génèrent ce type de courant. La tension obtenue est sinusoïdale et les fréquences (nombre de tours par seconde) utilisées aujourd’hui dans le monde sont le 50 Hz et le 60 Hz.

Le courant continu possède une « tare congénitale », qui sera fatale aux efforts d’Edison : il est en effet impossible d’augmenter directement sa tension. Or, à puissance délivrée égale, augmenter la tension permet de diminuer l’intensité et donc de diminuer à la puissance 2 les pertes par effet Joule ((P = U x I) où U est la tension et I l’intensité. L’effet Joule (RI2) est l’effet thermique associé à la résistance électrique (R). Plus les pertes par effet Joule sont importantes, moins loin pourra être transférée l’énergie électrique.

L’Edison Illuminating Company parvient en 1884 à alimenter 508 clients (10.164 lampes) localisés sur un rayon d’environ 1,5 kilomètre autour d’un générateur à courant continu (110 volts) installé à Pearl Street, au coeur de Manhattan, New York. L’exploit est historique et marque le début d’un business très prometteur. Mais Edison ne parvint pas à dépasser cette distance très limitée.

L’invention du transformateur ouvre le règne de l’alternatif

Parallèlement, le Français Lucien Gaulard et l’Anglais John Dixon Gibbs réussirent les premiers, en 1883, grâce à un courant alternatif et une tension de 2.000 volts, à transporter de l’énergie électrique sur une distance de 40 km, pulvérisant l’exploit d’Edison. Plus encore, Lucien Gaulard réalise une véritable rupture technologique en mettant au point en 1886 le transformateur. Il devient ainsi possible d’augmenter la tension du courant alternatif et d’allonger considérablement les distances de transfert électrique.

Le transformateur, constitué de deux bobines de cuivre au nombre de spires différent, permet d’augmenter ou d’abaisser la tension alternative par induction électromagnétique. Étant donné qu’il n’y a pas de variation de champ magnétique avec le courant continu, variation nécessaire à l’induction, le transformateur ne peut donc fonctionner qu’avec du courant alternatif.

Facteur aggravant pour Edison, en 1887, une autre innovation apparaît avec Nikola Tesla : celle du courant triphasé (trois sinusoïdes) qui économise entre 30 et 50 % de matériau au niveau de la ligne électrique, facilitant la construction des lignes et la réduction des pertes.

L’homme d’affaires Westinghouse saisit immédiatement l’opportunité, dès 1887, fait breveter un transformateur, puis réalise à Buffalo le premier réseau à courant alternatif du monde pour l’éclairage.

En 1891, la première expérience pour le transport d’énergie sur longue distance est faite en Allemagne, avec une ligne électrique de 175 kilomètres entre la centrale hydroélectrique de Lauffen sur Neckar et Francfort, avec seulement 25% de perte. Battu sur le plan technologique, Edison, qui est allé jusqu’à électrocuter un éléphant pour monter les dangers inhérents au courant alternatif,  perd alors l’énorme marché américain de l’électrification.

Les redresseurs au secours du courant continu

Les défenseurs du courant continu ne s’avouent pas vaincus pour autant et poursuivent leurs recherches. Mais par quel artifice augmenter la tension du courant continu ? Le Suisse René Thury, surnommé le « roi du courant continu », propose alors de brancher plusieurs générateurs en série. En 1906, une liaison de 200 km, sous 75 kV, est construite avec succès entre la centrale hydroélectrique de Moutiers et Lyon. L’approche montre toutefois ses limites et se révèle rapidement non compétitive. Pendant ce temps, le courant alternatif continue sa fulgurante progression.

Une seconde stratégie émerge alors, notamment de la part des Suédois: utiliser du courant alternatif, augmenter la tension avec un transformateur puis redresser et lisser (le redressage et le lissage de tension, c’est l’inverse de ce que fait un onduleur dans une installation photovoltaïque) le courant alternatif haute tension obtenu pour en faire du courant continu haute tension. Une évolution qui n’a été possible qu’avec l’apparition des premiers redresseurs de tension aux vapeurs de mercure (il s’agit de diodes, c’est-à-dire de dipôles non linéaires et polarisés.) au milieu du XXe siècle. Mais le coût de ce lourd arsenal technologique était rédhibitoire.

Atlantropa ou l’émergence du concept de supergrid

A l’issue de la Première Guerre mondiale, l’état de l’Europe inquiétait de nombreux intellectuels, comme l’architecte allemand Herman Sörgel. Ce dernier rencontra Oswald Spengler, l’auteur du livre Le Déclin de l’Occident, et craignit que l’Europe ne sombre dans une pénurie de ressources alimentaires et énergétiques provoquant un nouveau conflit planétaire.

Né d’un père constructeur de barrages hydroélectriques en Bavière, Herman Sörgel élabore alors un plan pour donner un nouveau souffle le à l’Europe : construire un énorme barrage hydroélectrique au niveau du détroit de Gibraltar pour fermer la mer Méditerranée, et créer ainsi, du fait de l’évaporation solaire, un dénivelé d’une dizaine de mètres avec l’océan Atlantique ! Un débit d’eau de mer équivalent à 12 fois les chutes du Niagara aurait alors permis de générer des quantités phénoménales d’électricité hydrosolaire, qu’il fallait ensuite distribuer. Herman Sörgel conçut alors en 1928 un réseau d’autoroutes d’électricité haute tension à l’échelle de l’Afrique et de l’Europe qu’il baptisa « Atlantropa ». Il est le premier à avoir imaginé un supergrid à l’échelle continentale. Atlantropa suscita, à l’époque, une véritable passion. l’hydroélectricité, cœur des premiers projets de super-réseaux.

Quelques années après, en mai 1929, à l’occasion d’un colloque organisé par le groupe du sud-est de la Société française des électriciens, un certain Georges Viel présente un plan visant à construire en Europe un réseau de 3.000 km sous 400 kV. Cet ingénieur français soulignait qu’avec du 220 kV seulement, il était difficile d’envisager l’exploitation de ressources hydroélectriques éloignées de 1.000 km, mais que cela devenait possible avec un réseau 400 kV. Il comprit que l’interconnexion de la France avec l’Italie, l’Espagne et l’Allemagne permettrait de mutualiser les réservoirs hydroélectriques, et d’économiser la ressource charbon. Dans les années 1930, l’Allemand Oskar Oliven proposa un réseau de 9.750 km sous 200 et 400 kV, permettant de relier le Portugal, la Norvège et la Russie.

Le Suisse Ernst Schönholster vint avec un plan similaire. L’Allemagne hitlérienne, qui avait l’ambition de construire la « Neuropa » (Nouvelle Europe), reprit les idées d’Oliven. Le régime nazi élabora alors un plan de supergrid s’étalant entre Londres, Oslo, Barcelone et Donetzk en Ukraine. Le projet fut abandonné suite à la victoire des Alliés en 1945.

20.000 lieues sous les mers

Ce sont les liaisons électriques sous-marines qui ont permis au HVDC de démontrer sa compétitivité pour la première fois. En effet, dans ces conditions, le courant alternatif souffre de l’effet capacitif (l’effet capacitif, quand il est parasite, désigne l’accumulation de charges entre deux lignes conductrices).

La première ligne HVDC sous-marine commerciale du monde, entre l’île suédoise de Gotland et le reste du pays, a été inaugurée en 1954. Le HVDC s’imposa alors dans les liaisons sous-marines et souterraines de plus de 50 km. De nombreuses autres liaisons sous-marines HVDC ont été construites depuis, notamment celle r e l i a nt l a France à l’Angleterre (1961) et celle reliant le Danemark à la Norvège. La plus longue du monde, NorNed 1, mesure 480 kilomètres et relie les Pays-Bas aux réservoirs hydroélectriques norvégiens. Dans les années à venir, une liaison HVDC de plus de 1.000 km reliera l’Islande à la Grande-Bretagne. La conquête terrestre par le HVDC n’arrivera
qu’ensuite.

HVDC : la sortie des eaux

Si le HVDC remporte sa première victoire sous l’eau, sur terre, en revanche, il faut attendre l’arrivée de progrès technologiques sur les redresseurs permettant de travailler à des tensions plus élevées (en électronique de haute puissance) pour que débute son développement. Dans les années 1970 apparaissent les semiconducteurs, et notamment les thyristors, qui se déclinent au début du XXIe siècle en de nombreuses variantes. Aujourd’hui encore, le fait que, par unité de puissance transférée, les pertes par effet Joule soient deux fois plus faibles en courant continu qu’en alternatif ne suffit pas, pour les distances inférieures à environ 500 km, à rendre le HVDC économiquement pertinent. Le HVDC nécessite en effet la construction de deux convertisseurs de tension à chaque extrémité de connexion, l’un convertissant le courant alternatif en courant continu, l’autre faisant l’inverse, tout ceci avec une électronique de haute puissance coûteuse. Pour les projets portant sur de très grandes distances, comme par exemple relier les centrales solaires d’Afrique du Nord à l’Europe, le HVDC est en revanche tout à fait pertinent.

« Il est aujourd’hui possible de transmettre 6.000 MW par ligne entre le Sahara et l’Europe centrale et même le nord de l’Europe », affirme le Suédois Gunnar Asplund, directeur R&D chez ABB Power Technologies Grid Systems. « Transmettre 700 TWh (environ 20% de la demande électrique de l’Europe, ndlr) requiert une capacité de transmission d’environ 150 GW. 25 lignes seraient donc nécessaires à un coût total (conditions européennes) d’environ 60 milliards d’euros. Cela correspond à un coût par kWh d’approximativement un demi-centime d’euro. »  Autrement dit, compte tenu de la différence significative d’ensoleillement direct annuel, l’électricité thermosolaire saharienne, coût de l’infrastructure de transport et pertes d’énergie inclus (environ 10% sur cette distance), est plus économique que le solaire produit dans le sud de l’Europe. Et a fortiori ailleurs en Europe.

Le SuperGrid, catalyseur d’une europe de l’énergie durable

De 1945 à nos jours, des liaisons électriques ont été établies au coup par coup entre les différents pays européens, mais sans cohérence d’ensemble à l’échelle européenne. Les centrales nucléaires et celles à combustibles fossiles peuvent être construites à proximité relative des lieux où sera consommée l’énergie, ce qui a réduit l’intérêt de l’approche SuperGrid.

Même si l’électricité est le premier secteur industriel à avoir instauré une véritable politique européenne, ceci avant même la mise en place de la Communauté européenne du charbon et de l’acier (CECA), il a fallu attendre, d’une part, l’émergence des préoccupations environnementales face aux risques associés au nucléaire et aux énergies fossiles, et, d’autre part, la prise de conscience du colossal potentiel du solaire et de l’éolien pour qu’une véritable renaissance de l’intérêt envers le concept de SuperGrid paneuropéen apparaisse.

Avec la montée des énergies renouvelables fluctuantes dans les mix électriques de nombreux pays et la concrétisation du courant continu à haut voltage, l’approche d’un super-réseau mutualisant les outils de stockage devient particulièrement pertinente.

Par Olivier Daniélo

« Les “Amis du super-réseau” (Friends of the Supergrid, FOSG) ont tenu le 21 mars 2012 leur premier colloque. « Il n’y a pas de barrières techniques pour installer un super-réseau électrique européen », a déclaré sans ambages à cette occasion l’Irlandais Eddie O’Connor, président de ce lobby réunissant des acteurs spécialistes des réseaux, parmi lesquels le Français RTE, l’Helvético-Suédois ABB et l’Allemand Siemens. »

Alimenter Berlin avec de l’électricité solaire d’Afrique du Nord (3.000 km), Londres avec de la géothermie islandaise (1 800 km), Paris avec de l’hydroélectricité norvégienne (1 100 km) ou Marseille avec de l’électricité éolienne produite en mer du Nord (1.000 km) entre en effet dans le domaine du possible avec le courant continu haute tension (ou HVDC pour High Voltage Direct Current).

« Les sites de production d’énergies renouvelables sont souvent loin des sites de consommation. L’éolien se trouve sur les côtes, voire au large (mer du Nord, mer d’Irlande, Baltique), le photovoltaïque en Europe centrale et du Sud », constatent les auteurs du rapport European Renewable Energy Network du Parlement européen paru en février 2012. « Il faudra donc améliorer et interconnecter les réseaux de transport d’énergie si l’Europe veut atteindre les objectifs qu’elle s’est fixés. » Ils estiment que « l’une des priorités serait de mieux connecter les zones de production en Scandinavie avec l’Europe centrale. Une autre serait d’améliorer le commerce d’énergie entre l’Espagne, le Portugal et la France ».

La solution de flexibilité la plus économique

Un grand réseau électrique (supergrid) reliant les différents pays de l’Europe permettrait d’amortir considérablement la nature fluctuante des ressources éoliennes et solaires, tout en faisant fructifier leur remarquable complémentarité à l’échelle saisonnière.

Éolien et solaire sont deux ressources dont le potentiel technique peut répondre plusieurs fois à la demande électrique totale de l’Europe.

« Plus large est le réseau, plus l’effet de lissage est important », insiste Gregor Czisch, spécialiste des supergrids au sein du cabinet Transnational Renewables Consulting basé à Cassel, en Allemagne. L’expert estime qu’il convient d’étendre le super-réseau aux voisins de l’Union européenne, de la Russie à l’Afrique du Nord.

Point essentiel, un tel réseau permettrait la mutualisation et donc la réduction des capacités de modulation (lac de barrage, Step, stockage thermique, hydrogène, batteries) requises pour adapter l’offre à la demande dans le cadre d’un mix électrique à très haute teneur en éolien et solaire.

Plus vaste est le super-réseau, moins les besoins en stockage, coûteux, sont nécessaires.

La mise en place d’un supergrid en Europe n’impacterait que marginalement le coût du kilowattheure, l’élevant de moins d’un centime d’euro. En l’état actuel des technologies, il n’existe pas d’outil de flexibilité meilleur marché. Le seul obstacle sérieux, en Europe, reste l’acceptation sociale de la construction de lignes à haute tension.

Les grandes ONG écologistes y sont favorables

Les grandes ONG écologistes, comme Greenpeace International, militent en faveur de la création d’autoroutes de l’électricité verte en Europe. La Renewables Grid Initiative, dirigée par Antonella Battaglini du Potsdam Institute for Climate Impact Research (PIK), et soutenue notamment par le WWF, la Royal Society for the Protection of Birds (RSPB, Grande-Bretagne) et Natuur & Milieu (Pays-Bas), a comme objectif de sensibiliser les politiques et le grand public à l’intérêt majeur que représentent les supergrids, et ainsi de tenter de limiter les réflexes « nimby » qui freinent les projets d’interconnexion électrique en raison des impacts paysagers locaux.

« Une électricité à 100% renouvelable est davantage réaliste », a insisté Christian Hey, secrétaire général du SRU, à l’occasion d’un débat organisé par EuropaNova, le 29 juin 2011. « Le gouvernement allemand a déjà opté pour un objectif de 80% d’ici à 2050. » Un message qui est parfois bien mal compris en France. De leur côté, les Danois se sont déjà fixé un objectif de 100% d’énergies renouvelables à l’horizon 2050.

Une superGrid pan-européenne permettrait de réduire de 90% les besoins de stockage

Dans une étude (Speckmann, 2011) menée dans le cadre d’un projet industriel (Cette étude, menée sous la direction de Markus Speckmann, n’est pas à la disposition du grand public. Les auteurs du rapport European Renewable Energy Network réalisé pour le Parlement européen en font écho et estiment qu’il s’agit de l’étude « la plus complète » sur le sujet réalisée à ce jour.), les scientifiques du Fraunhofer-IWES ont montré que la mise en place d’une supergrid en Europe permettrait, dans sa configuration optimale, de réduire de 90% les besoins en stockage, ce qui est considérable.

Il s’agit d’une donnée essentielle dans le débat énergétique actuel. « Un stockage court mais efficace [de type Step, dont l’efficacité est de plus de 80% sur un cycle complet de pompage-turbinage, ndlr] réduit de façon importante les besoins en appoint », soulignent les chercheurs dans une communication scientifique additionnelle. Si l’on intègre la mise en place d’une gestion intelligente de la demande, les besoins résiduels en stockage ne sont, selon les experts, que de 20 TWh, soit l’équivalent de seulement 50 heures de consommation électrique européenne ! « Un système électrique 100% renouvelable est possible en Europe », concluent-ils.

Néanmoins, en Europe, un tel super-réseau n’existe encore. « Les recherches menées donnent des indications concernant les futurs besoins en stockage. Il y a des incertitudes dans les résultats, comme dans toute recherche », indique dans un esprit scientifique Stefan Bofinger, directeur du dépar tement Réseaux électriques à grande échelle au Fraunhofer-IWES. « Nous menons actuellement une autre étude sur ce thème, mais les résultats ne seront pas publiés avant 2014. » Serait-il possible de répondre aux besoins en stockage de l’Europe entière uniquement avec l’hydromodulable scandinave ? D’un point de vue théorique, « le potentiel scandinave est vraisemblablement suffisant », indique le chercheur. Mais concrètement, en l’état actuel, « nous n’avons pas la copperplate (plaque de cuivre, expression utilisée dans le jargon des experts des réseaux électriques.) ; le super-réseau électrique n’existe pas à ce jour » en Europe.

La France et l’Allemagne, fers de lance d’une Europe de l’énergie ?

Pour Eddie O’Connor, président des Friends of the Supergrid, les obstacles à la mise en place d’un supergrid ne sont pas d’ordre technique. « Ce qui est à présent nécessaire, c’est un cadre réglementaire et financier pour permettre la réalisation de ses premiers pas. Ceci afin que l’énergie propre et durable puisse voyager depuis le nord et le sud de l’Europe vers les villes et les communautés de l’ensemble du continent. » La balle est donc dans le camp des politiques. Dix jours après son élection à la présidence de la République, François Hollande a déclaré : « Plutôt que de rechercher de nouvelles avancées sur l’Europe politique, je propose de relever un nouveau défi : après l’Europe de l’acier et du charbon et l’Europe agricole au début des années 1960, le grand marché dans les années 1980, c’est l’Europe de l’énergie avec des objectifs communs en matière d’économies d’énergie et de montée des énergies renouvelables. » Une approche susceptible de séduire outre-Rhin, comme en témoigne l’appel de Philipp Rösler, ministre de l’Économie au sein du gouvernement fédéral d’Allemagne, pour une coordination des politiques énergétiques entre l’Allemagne et la France afin de développer une expansion intelligente des réseaux électriques bénéficiant à tous les pays d’Europe.

Les 15 et 16 septembre 2012, à l’occasion de la conférence environnementale, François Hollande a réitéré cette perspective, appelant l’Europe à décider d’être « une communauté européenne de l’énergie », à l’image « de ce qu’elle a été capable de faire au lendemain de la seconde guerre mondiale autour du charbon, de l’acier ».

Louis Gallois, commissaire général à l’investissement, dans son rapport sur la compétitivité qu’il a rendu à Jean-Marc Ayrault le 5 novembre 2012, dénonce l’absence de politique européenne de l’énergie. C’est une « grave lacune » lâche-t-il. Il est selon lui impératif que l’Europe se réveille sur ce thème majeur, car sinon « sa compétitivité et, à terme, son indépendance, seront exposées à de grands risques. Il importe en particulier, que la transition énergétique soit gérée de manière cohérente en Europe. Chacun peut constater que ce n’est pas le cas ».

Selon la lettre spécialisée Enerpresse, le gouvernement français travaille actuellement sur ce projet d’Europe de l’énergie, ceci sous la houlette d’Anne Lauvergeon, ex-patronne du groupe Areva, qui fait partie des six personnalités nommées pour former le comité de pilotage du débat national sur l’énergie qui vient de commencer.

Par Olivier Danielo

Le débat national sur la transition énergétique doit tracer des trajectoires pour répondre aux objectifs européens et à ceux fixés par le Président de la République lors de la Conférence environnementale de septembre 2012. Ainsi, la part du nucléaire dans la production d’électricité française doit passer de 75% à 50% en 2025 et l’objectif des « 3 fois 20 » doit être atteint. Pour cela, il faut réduire de 20% les émissions de gaz à effet de serre par rapport à leurs niveaux de 1990, porter la part des énergies renouvelables à 20% de la consommation et réaliser 20% d’économies d’énergie. Sans oublier le fameux facteur 4 à atteindre pour 2050.

« Ce que le gouvernement attend de ce processus du débat national est de savoir comment atteindre ces objectifs : par quelle trajectoire, par quelle mesure, par quelles évolutions de la politique énergétique ? », explique Delphine Batho, ministre de l’Écologie, du Développement durable et de l’Énergie. Quatre questions principales seront abordées au cours de ce grand débat : comment déployer une grande politique de sobriété et d’efficacité énergétique ? Quelle trajectoire d’évolution du mix énergétique global et du mix électrique suivre ? Quelles énergies renouvelables privilégier et comment les soutenir ? Comment financer tout cela ?

Même si l’on oublie la menace climatique quelques instants, l’enjeu énergétique est capital pour notre société. « Il y a des enjeux aussi bien de compétitivité, des enjeux sociaux, des enjeux de développement des entreprises, des enjeux qui sont très importants en dehors de tout enjeu climatique », souligne Jean Jouzel, climatologue et membre du comité de pilotage.

Un conseil national du débat

Le conseil national du débat constitue le « Parlement », l’enceinte qui va faire dialoguer l’ensemble des acteurs. Il est constitué de 7 collèges et 112 membres. Y siègent des représentants de syndicats, du patronat, des ONG environnementales et de lutte contre la pauvreté, des associations de consommateurs, des chambres consulaires, des associations d’élus locaux, des parlementaires et des représentants de différents ministères de l’Etat.

Le conseil national va fixer les grandes orientations du débat national et son calendrier. Il va procéder par auditions publiques autour des grandes problématiques du débat. Ces auditions serviront à recueillir les préoccupations des différents secteurs de l’économie, des acteurs sociaux et des citoyens. Le conseil veillera à entretenir un dialogue continu avec le Parlement national, le Conseil économique, social et environnemental (CESE) et la Commission nationale du débat public (CNDP) pendant toute la durée du débat. A l’issue, le Conseil émettra ses recommandations.

Un comité de pilotage, un comité d’experts et un comité citoyen

Le conseil national du débat sera animé par un comité de pilotage. Ce dernier garantira le pluralisme du débat et l’élargissement du débat. Il s’assurera que le débat s’effectue correctement au niveau régional auprès des citoyens et que les questions soulevées par les citoyens sont prises en compte.

Le conseil s’appuiera sur un comité d’experts scientifiques nationaux et internationaux et un comité citoyen. Le comité des experts a une vocation technique, économique et sociologique pour étudier et apprécier les différents scénarii possibles à horizon 2030 et 2050, dans le respect des engagements climatiques de la France. Le comité de citoyens sera quant à lui représentatif de la diversité socio-culturelle et géographique française. Il devra s’assurer que l’information fournie est compréhensible par tout un chacun. Son rôle sera également de récupérer les questions des citoyens pour les faire remonter au conseil national du débat.

Il y a une feuille de route, certes. Mais, « ceux qui veulent défendre la sortie du nucléaire pourront le faire, ceux qui veulent défendre l’exploitation des gaz de schiste pourront le faire, il n’y aura pas de sujets tabous », assure Delphine Batho. « Un débat est un échange d’arguments et non pas seulement un échange de point de vue ou de prise de position », rappelle d’ailleurs Georges Mercadal, spécialiste du débat public et membre du comité de pilotage. « C’est la raison pour laquelle il y  a des experts en appui du débat », précise-t-il.

Une première réunion pour établir des règles

La première réunion a pour but de se mettre d’accord sur les règles du débat et de jeter les bases de fonctionnement du conseil national du débat. Jusqu’au mois de janvier, les « parlementaires » vont mettre en place les outils du débat : calendrier, forme des auditions publiques, thèmes abordés et lieux où vont se dérouler les débats. Le groupe de travail doit également être finalisé. Si la liste des 112 membres est arrêtée, certains collèges doivent encore être modifiés.

Le conseil national du débat devrait se réunir mensuellement jusqu’en juin 2013. La prochaine réunion est arrêtée au jeudi 13 décembre. À son issue, le plan de travail et la forme des auditions seront publiés.

Concrètement, qu’est-ce que cela va donner ?

Le débat devrait se dérouler en 3 temps selon la feuille de route pour la transition écologique publiée par le gouvernement fin septembre. Le premier temps sera celui de la pédagogie et de l’information. Les grands médias nationaux et régionaux seront mis à contribution pour informer le plus grand nombre tout au long du débat. L’objectif est d’établir un socle commun d’informations et de connaissances, sur la base de scénarii rigoureux, mais contrastés, pour élaborer et comprendre les différentes trajectoires qui s’offrent à nous en matière d’actions.

Le deuxième temps sera celui de la participation du grand public. Il devrait s’étaler de février à avril 2013. Au plus proche des citoyens, la place donnée à l’énergie sera la plus grande possible. À travers des séminaires, débats et auditions publics au niveau national et régional, forums citoyens, le grand public sera au centre de l’action. Les régions devront veiller à assurer la cohérence de l’ensemble des initiatives territoriales au niveau infrarégional.

La machine est enclenchée. Il n’en sortira cependant pas une trajectoire toute tracée jusqu’en 2050. « Il faut être conscient du fait que ce n’est pas en un débat de 6 mois que l’on va graver dans le marbre une trajectoire de transition énergétique pour les 40 prochaines années. Il y aura certainement besoin de revenir à intervalles réguliers, tous les 3 ou 4 ans, sur certains points de cette trajectoire qu’il faudra retravailler, affiner, en fonction des évolutions de la société », prévient d’ores et déjà  Bruno Rebelle, Président de l’association Planète Urgence et membre du comité de pilotage.

Par Matthieu Combe, journaliste scientifique

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S’il est un endroit sur Terre où les parcs éoliens ne gênent pas le voisinage, ce sont bien les déserts. Compris entre le nord de la Chine et le sud de la Mongolie, le désert de Gobi pourrait devenir l’une des méga-fermes à électricité verte de l’Asie.

Personnellement très marqué par la catastrophe nucléaire de Fukushima et la détresse des habitants qui ont dû évacuer le secteur, le milliardaire japonais Masayoshi Son veut trouver des solutions afin que son pays produise l’électricité qui lui est nécessaire autrement qu’avec le nucléaire. Président Directeur Général et fondateur du holding japonais SoftBank Corp., numéro trois mondial des opérateurs de téléphonie mobile et opérateur exclusif de l’iPhone au Japon, Masayoshi Son s’associe à la très grande majorité de la population japonaise qui est aujourd’hui fortement opposée à cette énergie qui, sur cet archipel très sismique, fait peur.

Renouvelable, et bon marché

Pour que la transition énergétique soit acceptable et rapide, Masayoshi Son, homme d’affaires très expérimenté, a conscience qu’il convient que l’électricité verte soit compétitive et que l’installation des unités de production ne fasse pas l’objet d’oppositions locales.

Le potentiel de la géothermie est élevé au Japon (lire à ce sujet sur Techniques de l’ingénieur l’article « Japon : Vers une exploitation du potentiel géothermique de l’archipel»), mais le secteur du thermalisme, très développé au Japon, craint que l’utilisation des eaux chaudes pour la production électrique ne tarisse la ressource. Le solaire photovoltaïque offre de belles perspectives, mais à un coût à ce stade encore élevé. Etant donné l’absence de grands fleuves, le potentiel hydroélectrique japonais est limité.

Importer de l’électricité éolienne en provenance du désert de Gobi qui est, à vol d’oiseau, situé à environ 2.000 kilomètres de l’archipel japonais, s’avère l’option la plus solide. Bien plus pertinente économiquement, par exemple, que de construire des parcs éoliens offshore dans les eaux territoriales japonaises. Softbank et Newcom LLC, entreprise basée à Oulan Bator en Mongolie, viennent ainsi d’établir un partenariat afin de réaliser des études de faisabilité pour la construction de parcs éoliens au sein de ce grand désert.  C’est ce qu’a déclaré Naoki Nakayama, un porte-parole de SB Energy Corp., la division énergie de SoftBank, au  journal japonais Nikkei, le quotidien économique le plus important du monde.

Des centaines de kilomètres carrés de terrains relativement plats jouissant d’une très bonne ressource éolienne sont disponibles dans le désert de Gobi. On peut y envisager d’excellents facteurs de capacités, en moyenne environ deux fois supérieurs à ceux des parcs éoliens terrestres allemands. Il est ainsi possible d’envisager de produire un kWh éolien à un coût inférieur à 4 centimes d’euros.  

SofBank  et Newcom LLC vont examiner avant la fin de l’année un site dans le désert de Gobi qui pouvant accueillir un premier parc éolien de 300 MW. Les opérations pourraient commencer dès 2014. Le montant de l’investissement de ce parc pourrait s’élever à 626 millions de dollars (491 millions d’euros) selon le Nikkei.

Le  mercredi 7 novembre 2012, le producteur d’électricité Tepco a déclaré que le coût total de la catastrophe nucléaire de Fukushima, comprenant la décontamination et les dédommagements des victimes, pourrait atteindre les 100.000 millions d’euros. Ce qui plombe lourdement l’équation économique du nucléaire.

Objectif 7.000 MW

Trois autres sites éoliens du désert de Gobi sont dans la ligne de mire de SoftBank et Newcom LLC. Au total, ce ne sont pas moins de 7.000 MW qui sont en perspective, assez pour produire 24 TWh (milliards de kWh) par an dans l’hypothèse d’un facteur de capacité de 40%, ce qui est le cas sur les meilleurs sites. C’est équivalent à 2,4% de l’électricité consommée au Japon chaque année, grand pays industriel de 127 millions d’habitants qui engloutit deux fois plus d’électricité que la France.

A raison d’une densité éolienne de 10 MW par kilomètre-carré (hypothèse basse), la surface nécessaire est d’environ 700 kilomètres carrés, c’est-à-dire 0,05% de la surface du désert de Gobi, région semi-aride s’étendant sur 1,3 million de km2. Délimité par les montagnes de l’Altaï, la steppe de Mongolie, le plateau tibétain et la plaine du nord de la Chine, le désert de Gobi  offre un colossal gisement éolien. La Mongolie a la volonté de devenir un grand producteur d’énergie renouvelable, ce qui contribuera à son développement économique.

D’un point de vue théorique, une dizaine de projets semblables, occupant au total 0,5% de la surface du désert de Gobi, permettraient de répondre à un quart de la demande électrique japonaise.

Cap vers une “Asia Super Grid”

Transférer de l’électricité sur de très grandes distances n’est pas un problème avec la technologie HVDC (Courant Continu Haute Tension). Les pertes sont inférieures à 3% pour 1.000 km. Selon le groupe helvético-suèdois ABB, l’un des leaders du secteur qui domine la moitié du marché mondial, le coût du transport de l’électricité par câble HVDC sur 3.000 kilomètres, y compris si une partie de la ligne est sous-marine (pour relier Chine et Corée du sud en mer jaune, puis Corée du sud et Japon en mer du Japon) est inférieur à 1 centime d’euro par kWh. Le kWh éolien du désert de Gobi, transport compris, est donc très compétitif (5 centimes d’euro au total) par rapport au kWh gaz naturel que le Japon importe massivement par bateau méthanier (LNG), et au nucléaire japonais.

La montée en puissance de la Chine, de l’Inde et du Brésil a été un facteur clé pour l’émergence de l’HVDC terrestre. Tous trois ont en effet besoin de raccorder de très grands barrages hydroélectriques situés à plusieurs milliers de kilomètres des grandes villes, comme par exemple le barrage des Trois-Gorges en Chine, le plus grand du monde.

Ce nouveau marché a poussé ABB, Siemens et Areva TD (racheté par Alstom Grid) à développer des outils de très haute technologie permettant de travailler avec des tensions de 600 kV, puis de 800 kV. Les progrès sont rapides : nous sommes aujourd’hui entrés dans l’ère de l’ultra-HVDC (UHVDC), avec des tensions de plus d’un million de volts. La plus longue liaison HVDC du monde (2.600 km) est actuellement en construction en Inde, et opérera sous 1.100.000 volts.

Le PDG de Softbank souhaite qu’émerge un super-réseau électrique pan-asiatique. Un SuperGrid qui puisse abreuver en électricité verte la Mongolie, la Chine la Corée du sud et le Japon. Puis l’Inde et les pays du sud-est asiatique.  « Ce partenariat entre SoftBank et Newcom LLC est la première étape du plan Asia Super Grid », a déclaré Naoki Nakayama.

Tout comme l’Allemagne en Europe, en décidant de sortir du nucléaire, le Japon va probablement devenir l’un des principaux laboratoires à grande échelle des énergies vertes.

Une solution pour économiser l’eau douce

Contrairement au centrales thermiques, l’éolien a l’énorme avantage de ne pas consommer une seule goutte d’eau douce. Un atout très appréciable en Asie où cette ressource, vitale pour l’agriculture, l’industrie et les particuliers, devient de plus en plus précieuse.  

Par Olivier Daniélo
 

Pour François Lempérière, expert hydraulicien président de l’association à but non lucratif Hydrocoop, les Stations de Transfert d’Energie par Pompage (STEP) peuvent être des alliés très précieux dans cette perspective.

E.T.I : Comment fonctionne une STEP et à quoi servent-elles ?

F.L : Une Station de Transfert d’Energie par Pompage est constituée d’un grand bassin haut et d’un grand bassin bas. Le pompage de l’eau vers le bassin supérieure permet d’accumuler de l’énergie potentielle et le turbinage permet de récupérer l’énergie stockée. Le rendement d’un tel cycle, pompage puis turbinage, variable en fonction des sites et des technologies, est de 80% en moyenne. Cette forme de stockage peut avoir trois objectifs. Stocker une partie de l’énergie intermittente éolienne ou solaire pour l’adapter aux besoins. Ou stocker pendant la nuit ou le week-end du courant qu’on réutilisera en heures de pointes. Et enfin améliorer la qualité et la sécurité du réseau électrique par réglage de la fréquence et par adaptation rapide en cas de défaillance d’une autre source d’énergie.

    E.T.I : Dans sa roadmap sur l’hydroélectricité qu’elle vient de publier fin octobre 2012, l’Agence Internationale de l’Energie estime que 140 000 MW de STEP sont aujourd’hui en place dans le monde, constituant 99% de la capacité de stockage mondiale disponible pour le réseau électrique. Comment expliquez-vous un tel succès et une part aussi faible pour les autres technologies de stockage comme les batteries ou l’hydrogène ?      

Les solutions concurrentes sont pénalisées soit par leur rendement, soit par leur coût, soit par leur durée de vie. Il est probable que les batteries s’amélioreront et prendront une part plus importante. Mais il est très probable que les STEP resteront la solution essentielle, même en 2050. Une STEP peut fonctionner pendant des siècles à un coût d’exploitation très faible. Il existe déjà des usines hydroélectriques qui ont plus de 100 ans, qui continuent à produire et qui continueront à le faire. Le taux de 99% dont fait écho l’AIE, c’est la situation actuelle mais c’est aussi ce qui s’est passé depuis deux ou trois ans dans les réalisations supplémentaires.

    E.T.I : Donc la tendance est conservée ?    

F.L. Tout à fait. Il peut y avoir un miracle sur une autre technologie dans les années ou décennies à venir, mais à ce stade la tendance concernant les STEP reste intacte. Le nombre de STEP va très probablement être multiplié par 3 à 5 dans le monde d’ici 2050.

    E.T.I : Les STEP aujourd’hui installées en France seront-elles suffisantes si l’on souhaite que l’éolien et le solaire occupent une part appréciable dans le mix électrique français ?          

On peut retarder un peu l’utilisation des STEP en développant du gaz pour équilibrer les fournitures intermittentes. Les 5 GW de STEP que nous avons dans le sud de la France devraient passer à au moins une dizaine de GW dans 10 ans, et à 15 ou 20 GW en 2030. C’est un ordre de grandeur tout à fait raisonnable et qui, je crois, n’est pas très discuté. On peut faire 3 à 4 GW de plus dans le sud, et pour bien faire d’ici une vingtaine d’années il faudrait en avoir 5 à 10 de plus dans le nord.

   E.T.I : En France, où serait-il possible d’installer ces 5 à 10 GW de STEP ?       

F.L. : Dans le sud de la France on peut avoir une dizaines de GW au total. Dans le nord de la France, qui n’est pas très montagneux, on a intérêt à rechercher des STEP en bord de mer. On trouve des sites possibles sur les 500 kilomètres de bord de mer, aussi bien en Bretagne qu’en Basse-Normandie, en Haute Normandie, et jusque dans la région de Boulogne.

Avec les STEP en bordure de falaise, on opère sous une charge d’une centaine de mètres, alors que dans les STEP de montagne on a plutôt 300 mètres en moyenne, ceci en général dans le monde. Il existe dès à présent des STEP opérant avec une centaine de mètres au Japon, notamment à Okinawa, et aussi en Russie, à Zagorsk, à environ 100 kilomètres de Moscou. C’est un peu plus cher au kilowatt comparativement, mais en bord de mer on n’a pas besoin d’aussi longs tunnels que dans le cas des STEP de montagne pour relier les deux bassins.

  E.T.I : Dans le sud, l’  Assemblée  Corse semble intéressée par les STEP en bord de mer. Un projet piloté par EDF SEI est également en cours en Guadeloupe…    

F.L. : Ce sont effectivement dans les îles que les premiers développements français de STEP en bordure de mer seront réalisés.

 E.T.I : Un article du journal Le Monde daté du 7 novembre 2012 et intitulé « Le stockage de l’électricité, véritable enjeu des énergies renouvelables » fait écho d’un projet de STEP au niveau des falaises d’Etretat ? Que pensez-vous de ce projet ? 

F.L. : Il n’existe évidement aucun projet de STEP au voisinage des falaises d’Etretat. L’article du Monde serait parfait si on y ajoutait une phrase et une photographie. Cet article comporte une phrase qui peut être mal comprise : « Si, sur le papier, les massifs montagneux ou le littoral de la Manche se prêtent à merveille à la construction de STEP, on imagine mal une station de pompage-turbinage accrochée à un lac de la Vanoise ou aux falaises d’Etretat… ». Il faudrait y ajouter : mais entre Brest et Boulogne il existe plus de 10 fois plus de sites favorables aux STEP que nécessaire. Et il faudrait joindre une photo de la STEP d’Okinawa qui permet d’illustrer le faible impact d’une telle STEP sur un paysage de falaise. L’impact sur l’environnement est plus faible qu’avec une STEP de montagne.

E.T.I : Est-il possible d’optimiser l’intégration des STEP dans les paysages ?  

F.L. : Une STEP comprend une usine souterraine et une sortie en mer peu importante, donc le problème paysager c’est le lac supérieur à quelques centaines de mètres du bord de la falaise. Ce lac est entouré par une digue d’une vingtaine de mètres de haut, dont l’extérieur sera en pente douce, revêtu de terre végétale, engazonné et arboré. D’autre part la plupart des sites inventoriés ne déplacent aucune habitation. Il n’est pas indispensable de se mettre en bordure immédiate de falaise, on peut se mettre à 200 ou 300 mètres, ce qui signifie que pour apercevoir la digue, il faudra être très loin en mer.

E.T.I : Et même s’éloigner encore davantage du rivage ?

F.L. : Dans ce cas on allonge la longueur de tunnels. 200 ou 300 mètres, cela parait raisonnable.

E.T.I : Les bassins étant remplis d’eau de mer, n’y a t-il pas un risque de contamination des nappes phréatiques ? Et cela ne risque-t-il pas d’abimer les usines ?

F.L. : Le fonctionnement de l’usine de la Rance depuis 50 ans en Bretagne montre que l’on sait très bien résoudre le problème de la corrosion marine. Concernant l’étanchéité des bassins, il convient si nécessaire de protéger la partie basse du bassin supérieur par géomembranes. Cela coûte moins de 5% de l’investissement. Quelques pourcents.

E.T.I : Les communes littorales concernées ont-elles intérêt à accepter de tels projets ?  

F.L. : Les communes littorales auront les mêmes avantages que les communes voisines d’un grand aménagement hydroélectrique, ce sont des communes très riches grâce aux compensations économiques qu’elles touchent. Et en plus ces communes auront la possibilité d’utiliser un lac de quelques kilomètres-carrés pour l’aquaculture ou les sports nautiques comme la planche à voile et le canoë. De quoi vivifier l’activité touristique locale.

E.T.I : Finalement, ces projets peuvent être très attractifs ?

F.L. : Il y a une trentaine de sites possibles le long de la Manche, je pense que cela ne sera pas difficile de trouver un ou deux sites au départ très acceptés, et une fois que les autres communes verront comment cela se passe, pour les suivantes cela ne sera pas difficile de choisir.

E.T.I : Comparativement aux STEP classiques, qu’en est-il au niveau des coûts avec ce type de STEP en bordure de mer, avec un dénivelé plus faible, mais un bassin inférieur déjà en place étant donné que c’est la mer ?

F.L. : Cela sera un peu plus cher ou un peu moins cher suivant les cas. Le coût des STEP de montagne est assez variable suivant les sites, les estimations actuelles arrivent à la conclusion que c’est du même ordre de grandeur dans certains cas, un peu plus cher ou moins cher dans d’autres. Ceci avec moins d’impacts environnementaux. En Montagne, dès qu’on touche à une rivière, cela crée beaucoup de problèmes.

E.T.I : Quel est le surcoût engendré sur le kWh éolien ou solaire avec ce type de stockage ?  

F.L. : En kilowatt investi, que ce soit en STEP de montagne ou en STEP de bord de mer, c’est entre 1000 et 2000 euros. L’impact total du stockage sur le coût de fabrication de l’énergie, en supplément du coût de production de l’énergie est inférieur à deux centimes d’euro par kWh. Cela permet tout à fait le développement des énergies renouvelables variables. Et d’avoir du courant de bonne qualité pour le réseau électrique.

E.T.I : Il est également possible de placer les STEP entièrement en mer…

F.L : Oui, mais c’est plus coûteux de construire les digues en mer qu’à terre. Par contre cela peut tout à fait être envisagé sur l’on construit de grande usine marémotrices dans le futur et on pourra alors associer de telles STEP en pleine mer.

E.T.I : Installer à ces systèmes combinés des éoliennes, en tirant profit des digues, serait-il possible ?  

F.L. : On peut le faire, mais ce n’est pas fondamentalement important.

ETI : Parmi toutes les options possibles, pour commencer, quel est celle qui vous semble la plus pertinente ?

F.L. : Cela dépendra de l’acceptation locale. Il me semble qu’une première STEP en Haute-Normandie, sur les 100 kilomètres du pays de Caux, cela parait bien situé, près des centrales nucléaires qu’on peut moduler. Une autre STEP en Bretagne, ou l’on peut faire beaucoup d’énergie éolienne intermittente, cela serait assez logique. Il y a d’autres sites dans le Cotentin près de Flamanville, il y a d’autres sites  dans le Pas-de-Calais. Trouver deux sites à réaliser d’ici une dizaine d’années parmi la trentaine possibles ne devrait pas être très difficile.

Ce grand stockage économique bien situé pourrait être la meilleure solution pour permettre réellement un programme d’énergies renouvelables important. Les sites français sont assez proches des Pays-Bas et de la Ruhr allemande, et il est possible que l’on utile les sites français non seulement pour la France mais aussi pour l’Europe.

Propos recueillis par Olivier Daniélo

François Lempérière  est ex-président du Comité Français des Grands Barrages (CFGB) ainsi que de plusieurs comités au sein  de la Commission Internationale des Grands Barrages (CIGB), et est également lauréat de l’Académie des Sciences.
La CIGB a été fondée en 1928 et est destinée à favoriser l’échange des connaissances et de l’expérience dans le domaine de l’ingénierie des barrages. Elle rassemble 95 Comités Nationaux qui comportent au total environ 10 000 membres individuels.