Les chercheurs ont systématiquement sous-estimé le coût des énergies éoliennes et solaires

Par Gail Tverberg
22 juillet 2017

Comment faut-il compter l’électricité produite par les éoliennes et les panneaux solaires ? Comme si ces dispositifs étaient entièrement autonomes ? Ou bien, cette électricité est-elle d’une qualité si mauvaise, du fait de son intermittence et de divers autres facteurs, que cela oblige aussi à compter les services qui permettent d’injecter cette électricité sur le réseau électrique ? Cette question se pose pour de nombreuses approches d’évaluation des énergies renouvelables intermittentes, y compris celles du coût actualisé de l’énergie (CAE), du taux de retour énergétique (EROEI), de l’analyse en cycle de vie (ACV) et du temps de retour énergétique (TRE).

J’ai récemment présenté un exposé intitulé Le problème de l’évaluation correcte des ressources renouvelables intermittentes (PDF) au cours d’une conférence de BioPhysical Economics qui se tenait dans le Montana. Comme un certain nombre d’entre vous le savent, ce groupe s’intéresse beaucoup au taux de retour énergétique (ou EROEI). Et comme vous pouvez vous en douter, ma conclusion est que la méthodologie actuelle de l’EROEI induit largement en erreur. Lorsqu’il s’agit de fournir de l’électricité acceptable pour le réseau électrique, éoliennes et panneaux solaires ne sont pas vraiment des dispositifs autonomes. Pour que le système fonctionne réellement, ils obligent les opérateurs du réseau électrique, les producteurs d’électricité et les fournisseurs d’électricité de back-up à payer des subventions cachées.

À l’heure actuelle, ce problème n’est reconnu par aucune des équipes qui évaluent l’énergie éolienne ou solaire à l’aide d’outils de type CAE, EROEI, ACV ou TRE. En conséquence, leurs publications surestiment fortement les bénéfices qu’apportent ces énergies. La distorsion affecte aussi bien le prix que la quantité d’émissions de CO₂ évitées, estimées par ces études.

Au cours de la conférence, fut notamment soulevée la question suivante : « Cette distorsion est-elle vraiment importante quand on n’ajoute qu’une petite quantité d’électricité intermittente au réseau ? » C’est pour cela que ce billet inclut aussi une discussion sur ce point particulier. Ma conclusion est que le problème de l’intermittence, et les distorsions de prix que celle-ci génère, sont importantes même avec de faibles taux de pénétration des sources intermittentes d’électricité renouvelable sur le réseau. Ajouter des énergies renouvelables intermittentes sans stockage tampon peut être utile dans certains cas (surtout lorsque le combustible brûlé pour produire de l’électricité est du pétrole : l’éolien ou le solaire contribuent alors à réduire la consommation de ce combustible). Mais le plus souvent, les coûts en jeu dépasseront sans doute largement les avantages que l’on en tire. Il faudrait pousser beaucoup plus loin l’analyse au cas par cas des coûts et des bénéfices qui sont faites, pour pouvoir comprendre précisément dans quels cas les ressources intermittentes peuvent apporter quelque chose.

Une large partie de notre problème provient du fait que les variables en jeu ne sont pas « indépendantes entre elles ». Si l’on ajoute de l’énergie éolienne ou solaire subventionnée, cela modifie de facto les prix dont ont besoin tous les autres types d’électricité. Parce qu’elles sont utilisées de manière moins efficace, les autres sources d’électricité voient leur EROEI chuter, ce qui oblige à augmenter leur prix du kWh. Toutes les approches d’estimation du prix de l’électricité sont affectées par ce problème, y compris le CAE. Les approches de calcul des prix de l’électricité qui sont actuellement utilisées rendent donc les énergies éoliennes et solaires intermittentes beaucoup plus intéressantes qu’elles ne le sont réellement.

Il existe un moyen évident pour contourner ce problème de non-indépendance des variables en jeu : il suffit de commencer par étudier le coût des énergies éoliennes et solaires (en termes d’EROEI ou de CAE) quand on les intègre à des systèmes capables de produire de l’électricité de qualité réseau, partout où de tels systèmes sont indispensables. Si, dans ces conditions, il est possible de trouver des solutions, il y a alors de bonnes chances qu’il soit possible de développer l’éolien et le solaire dans des proportions importantes du mix électrique total. Le « problème », c’est qu’il existe un seuil en-dessous duquel l’EROEI devient inacceptable (qui est probablement de 10:1, mais qui, selon les travaux de Charles Hall, pourrait bien n’être que de 3:1). Ce seuil plancher correspond plus ou moins à une limite supérieure au coût abordable de l’électricité tel qu’il est calculé par l’approche du CAE.

Cela signifie que si l’on envisage vraiment de développer l’éolien et le solaire, il va probablement falloir construire des systèmes qui produisent de l’électricité de qualité réseau (éoliennes ou panneaux solaires, auxquels on adjoint divers dispositifs qui génèrent de l’électricité de qualité réseau) avec un EROEI suffisamment élevé. Cela revient à exiger que l’électricité éolienne ou solaire, une fois toutes les modifications nécessaires effectuées pour que cette électricité devienne de qualité réseau, soit disponible pour un coût en euros suffisamment bas – probablement pas très différent de l’actuel coût de gros de l’électricité. La théorie de l’EROEI suggère fortement que pour une économie, les coûts de l’énergie ne peuvent pas augmenter de façon spectaculaire sans que cela lui pose un énorme problème. Cacher des coûts énergétiques croissants par des subventions publiques ne peut en aucun cas être une solution pérenne à ce problème.

Les distorsions se manifestent très tôt

Si l’on regarde ce qui a été publié récemment au sujet des quantités d’électricité intermittente ajoutées à des réseaux électriques, on constate que ces quantités sont étonnamment faibles. Globalement, dans le monde entier, la part de l’électricité générée par l’éolien et le solaire (presque toujours intermittents) dans le mix électrique mondial était de 5,2% en 2016. La figure 1 montre les pourcentages d’énergie éolienne et solaire dans le mix électrique d’un certain nombre de pays ou de régions du monde.

Deux raisons expliquent pourquoi ces pourcentages sont plus faibles que ce à quoi l’on pourrait s’attendre. La première, c’est que les chiffres qui sont le plus souvent publiés sont des chiffres de « capacités de production » éoliennes et solaires ajoutées. Or presque toujours, ces capacités de production sont bien plus élevées que la quantité d’électricité réellement produite, car les « capacités » éoliennes et solaires ont tendance à être peu utilisées. [NdT : Dit autrement, les facteurs de charge de l’éolien et du solaire ont tendance à être faibles : l’éolien terrestre produit typiquement entre 15 à 25% de sa capacité seulement, selon le site d’implantation des éoliennes ; le photovoltaïque produit typiquement entre 4% et 20% de sa capacité, selon le site et selon que l’on est en hiver ou en été, en l’absence de couverture nuageuse.]

La seconde raison qui explique que les pourcentages de la figure 1 soient inférieurs à ce à quoi on pourrait s’attendre, c’est le fait que les pays qui ont particulièrement développé l’éolien et le solaire (par exemple, l’Allemagne, le Danemark ou la Californie) ont tendance à dépendre, à la fois : (a) de généreux programmes de subventions, (b) de la possibilité, à faible coût, d’échanger de grandes quantités d’électricité avec des pays voisins, et (c) de la générosité de ces pays voisins à accepter l’électricité indésirable et à l’ajouter à bas prix à leurs propres réseaux électriques.

À mesure que l’on ajoute toujours plus d’électricité intermittente au réseau électrique, la disponibilité d’une capacité d’équilibrage peu coûteuse (par exemple, grâce à l’hydroélectricité de la Norvège et de la Suède) disparaît rapidement, et les pays voisins deviennent de plus en plus mécontents des quantités d’électricité qui sont produites en trop et renvoyées sur leurs réseaux. Le Danemark a constaté qu’il devait augmenter le montant de ses subventions en euros année après année s’il voulait poursuivre son programme de développement des énergies renouvelables intermittentes.

L’un des principaux problèmes que pose le fait d’ajouter des énergies renouvelables intermittentes au réseau électrique, c’est le fait que cela fausse les prix de gros de l’électricité. L’énergie solaire a tendance à réduire les pics de prix de l’électricité qui se produisent en milieu de journée, ce qui rend les centrales de « production d’électricité de pointe » moins rentables, et pousse leur exploitant à les fermer (les centrales de production de pointe sont des centrales électriques qui brûlent du gaz naturel et fournissent de l’électricité uniquement lorsque les prix de gros de l’électricité sont très élevés). Parfois, les prix de gros peuvent même devenir négatifs, si la quantité totale d’énergie éolienne et solaire produite à ce moment-là est supérieure à la quantité totale d’électricité exigée par les clients. Une telle situation peut se produire parce qu’en général, l’électricité intermittente est prioritaire sur le réseau, et elle est injectée sans se préoccuper du fait que le signal-prix indique que cette électricité ajoutée est nécessaire ou inutile. Tous ces problèmes mis bout à bout ont tendance à rendre la production électrique de back-up non rentable, à moins d’être subventionnée. Car malgré tout, si des centrales de production de pointe et de back-up sont indispensables, et si, en même temps, elles doivent fonctionner moins d’heures, on se retrouve obligé de les subventionner pour qu’elles puissent à la fois payer leur personnel toute l’année et payer leurs coûts fixes.

Si l’on considère la nouvelle demande d’électricité comme « normale », une fois qu’elle a été ajustée de la production effective, plutôt aléatoire, des éoliennes et des panneaux solaires, le nouveau modèle de demande obtenu finit par révéler de nombreuses anomalies. L’une d’entre elles est le fait que les prix doivent être négatifs lorsque la production éolienne et solaire est élevée aux moments où le réseau n’a pas besoin de cette électricité. Historiquement, on a commencé à observer ces prix négatifs durant les week-ends de printemps et d’automne, lorsque la demande d’électricité était faible. Mais à mesure que la part de l’électricité intermittente dans le mix électrique augmente, ce problème de prix négatifs devient de plus en plus fréquent.

Une autre anomalie majeure est le besoin de grosses capacités de croissance très forte et de réduction très rapide de la puissance électrique produite. Ce besoin se fait généralement sentir vers l’heure du souper, à un moment où la demande est élevée, alors même qu’une grande quantité d’électricité solaire disparaît car c’est l’heure où le soleil se couche. En matière d’éolien, les hausses et les baisses rapides de la production semblent liées à la présence d’orages ou de tempêtes. Pour tenter de résoudre ces problèmes de montée en charge rapide et de baisse de charge rapide, la Californie et l’Australie ont toutes deux décidé d’installer de gros systèmes de batteries construits par Tesla.

On parle aussi beaucoup des « réseaux intelligents », et de gros efforts sont faits pour les développer. Mais ces réseaux ne résolvent pas les problèmes qui sont spécifiquement créés par le fait d’ajouter de l’énergie éolienne et solaire au réseau électrique. En particulier, les réseaux intelligents ne permettent pas de décaler la demande estivale et hivernale (périodes où la demande est habituellement élevée) jusqu’au printemps et à l’automne (périodes où la demande est habituellement faible). Ni les réseaux intelligents, ni les systèmes de tarification de l’électricité heure par heure ne sont de bons outils pour résoudre le problème de la montée et de la baisse de charge rapide, en particulier celles-ci sont liées à la météo.

Le seul cas où la tarification à l’heure peut être de quelque utilité est lorsqu’il s’agit de faire face à la baisse de charge de l’énergie solaire au moment où le soleil se couche. L’une des solutions actuellement tentées consiste à proposer les prix de gros de l’électricité les plus élevés pour la tranche horaire de la soirée (entre 18h et 21h), au lieu de les proposer plus tôt dans la journée. Une telle approche encourage ceux qui installent de nouveaux panneaux photo­voltaïques à les orienter vers l’ouest plutôt que vers le sud, et ainsi à mieux répondre à la demande. Bien sûr, au final, ces panneaux vont produire moins d’électricité que s’ils avaient été orientés au sud (cette solution réduit donc l’EROEI de ces panneaux solaires). Mais cela contribue à limiter certains problèmes de montée en charge rapide de la production de back-up à l’heure du coucher du soleil. Cette solution permet aussi de décaler une partie de la production électrique du milieu de la journée vers la soirée, et ainsi de faire mieux correspondre la production à la demande.

En théorie, des prix élevés entre 18h et 21h pourraient encourager les consommateurs à décaler une partie de leur consommation électrique de cette tranche horaire (comme par exemple faire la cuisine, regarder la télévision, climatiser) au-delà de 21h. Mais en pratique, décaler uniquement grâce aux prix une part significative de la demande d’électricité des particuliers vers les créneaux horaires désirés reste difficile. En théorie, à l’aide des prix de l’électricité, il devrait être également possible de décaler la demande estivale et hivernale vers le printemps et l’automne. Mais concrètement, il est difficile de trouver quels changements d’usage les familles pourraient facilement mettre en place pour décaler ainsi leur consommation dans le temps.

Avec le schéma bizarre de demande qui se met en place quand on ajoute des énergies renouvelables intermittentes au réseau électrique, les approches tarifaires standards (basées sur les coûts marginaux) ont tendance à produire des prix de gros de l’électricité trop bas pour que l’électricité produite par les fournisseurs de gaz naturel, de charbon et de nucléaire soit rentable. En fait, à mesure que l’on augmente la quantité d’électricité intermittente ajoutée au réseau, les prix de gros de l’électricité payés aux fournisseurs d’électricité de back-up ont tendance à s’écarter de plus en plus de ceux dont ils auraient besoin pour pouvoir rentabiliser leurs infrastructures. Dans la figure 2, la ligne pointillée montre la baisse des prix de gros de l’électricité qui s’est produite en Europe, alors même que les prix de l’électricité vendue aux particuliers augmentaient.

L’approche de fixation des prix par les coûts marginaux ne donne que peu d’indications sur la quantité d’électricité dont le système dans son ensemble a besoin en provenance des centrales électriques de back-up. Il revient donc aux gouvernements et aux agences locales de surveillance du secteur de l’électricité de trouver comment compenser ce problème connu de la tarification. Certains choisissent de subventionner les producteurs d’électricité non intermittente, d’autres non.

Pour compliquer encore les choses, les pays en récession économique ont vu leur consommation d’électricité baisser rapidement. Ajouter de l’éolien et du solaire réduit encore davantage les besoins de production électrique au gaz naturel, au charbon et nucléaire. Certains pays ont pu laisser ces producteurs s’écrouler. D’autres, au contraire, ont pu les subventionner, sous la forme de programmes de création d’emplois, indépendamment du fait que cette génération de back-up soit nécessaire ou non.

Bien sûr, si c’est le même producteur qui est responsable à la fois des programmes d’électricité intermittente et non intermittente, il est possible de définir un prix suffisamment élevé pour pouvoir payer à la fois les coûts de l’électricité intermittente et ceux de la génération de back-up, ce qui élimine le problème de fixation du prix. La question devient alors la suivante : « Les nouveaux prix plus élevés de l’électricité vont-ils être abordables pour les consommateurs ? »

Le Rapport mondial sur l’investissement énergétique 2017 que l’Agence international de l’énergie (AIE) a récemment publié fournit des informations sur un certain nombre de problèmes de développement :

« Jusqu’à présent, l’investissement dans les réseaux électriques reste robuste, mais des inquiétudes sont apparues dans plusieurs régions au sujet du risque « d’engrenage mortifère » pour les services publics d’électricité, du fait de la diminution de la viabilité économique à long terme des investissements dans les réseaux. La pratique réglementaire, encore largement répandue, consistant à rémunérer des actifs fixes de réseau sur la base d’une charge variable par kWh est inadaptée à un système électrique intégrant de grosses capacités de production photo­voltaïque et de stockage décentralisées. »

Le rapport d’investissement de l’AIE fait remarquer qu’en Chine, 10% de la production photo­voltaïque et 17% de la production éolienne ont dû être coupés en 2016, même si des problèmes antérieurs dus au manque de capacités de transport d’électricité avaient été résolus. La figure 1 montre que l’électricité chinoise provenant des centrales éoliennes et solaires ne représente que 5,0% de sa consommation totale d’électricité en 2016.

Concernant l’Inde, le rapport de l’AIE indique :

« Une capacité conventionnelle plus flexible, y compris par des centrales à gaz, de meilleures connexions avec les ressources hydrauliques et des investissements dans le stockage par batteries, seront nécessaires pour soutenir une croissance prolongée de l’énergie solaire. »

En 2016, l’électricité intermittente ne représentait que 4,1% de l’approvisionnement total de l’Inde en électricité.

En Europe, un pic décennal des prix de l’électricité s’est produit en janvier 2017, lorsque la production éolienne et solaire était faible et que les températures étaient exceptionnellement froides. Et comme on l’a vu précédemment, la Californie et l’Australie-Méridionale ont jugé nécessaire d’ajouter des batteries Tesla pour faire face aux montées et aux baisses rapides de charge de leur production intermittente. L’Australie a également décidé d’installer de nombreuses lignes à haute tension, qui auraient été inutiles si l’Australie-Méridionale avait continué à utiliser ses centrales à charbon.

Actuellement, les analyses par EROEI ne prennent en compte aucun des coûts engendrés par les solutions de gestion de l’intermittence. Et les autres types d’analyses, comme le CAE, ne les prennent généralement pas en compte non plus. À mon avis, il est grand temps de réaliser des analyses sur une base beaucoup plus large que par le passé, afin de mieux appréhender le coût réel de l’ajout d’électricité intermittente aux réseaux.

Bien sûr, comme on l’a vu en introduction, l’énergie éolienne et solaire ne représente que de l’ordre de 5% de l’approvisionnement mondial en électricité. Les seules régions du monde où ce taux dépassait nettement les 5% en 2016 étaient l’Europe (11,3%) et les États-Unis (6,6%).

Ces dernières années, on a beaucoup entendu parler de systèmes électriques reposant uniquement sur les énergies renouvelables (hydroélectricité, éolien, solaire, combustion de la biomasse...), mais à ma connaissance, il n’existe aucun exemple concret de tels systèmes. Et tenter de remplacer l’intégralité de la consommation énergétique, y compris de pétrole et de gaz naturel, par des énergies renouvelables constituerait un problème encore plus énorme.

La quantité d’électricité exigée par les consommateurs connaît des variations considérables au cours d’une année. La demande d’électricité a tendance à être plus élevée en semaine que durant les week-ends, lorsque la plupart des usines et des écoles sont fermées. En général, il y a un « pic » de demande en hiver, quand il fait particulièrement froid, et un pic secondaire en été, lorsqu’il fait exceptionnellement chaud. Au cours d’une journée de 24 heures, la demande a tendance à être plus faible la nuit. Au cours de l’année, le plancher de demande se produit généralement durant les week-ends de printemps et d’automne.

Si l’électricité intermittente d’origine éolienne et solaire est prioritaire sur le réseau électrique, la demande « nette » qui en résulte est beaucoup plus variable que le schéma initial de demande reposant sur les habitudes de consommation des clients. Cette demande de plus en plus variable a tendance à devenir de plus en plus difficile à gérer à mesure qu’augmente le pourcentage d’électricité intermittente ajoutée au réseau.

L’EROEI est presque toujours calculé au niveau du panneau solaire ou de l’éolienne, combinés à un onduleur standard et à l’installation qui permet de maintenir le tout en place. Le calcul ne tient pas compte de tous les coûts qu’implique l’acheminement de l’électricité produite jusqu’au réseau, et de sa transformation pour qu’elle soit de qualité réseau. Si, dans le diagramme de la diapositive 6, on tourne dans le sens des aiguilles d’une montre, on voit certains des problèmes qui grossissent à mesure que le pourcentage d’E+S augmente.

Une des inventions récentes est celle des « onduleurs hybrides », qui, en plus de réduire les problèmes d’intermittence, permettent d’améliorer la qualité de la production électrique et de la rapprocher de la qualité attendue par le réseau. L’Allemagne a modifié ses panneaux photo­voltaïques pour y intégrer des onduleurs hybrides, tellement elle rencontrait de problèmes avec ses panneaux équipés d’onduleurs « standard ». En général, le coût de mise à niveau des panneaux pour qu’ils utilisent des onduleurs hybrides n’est généralement pas pris en compte dans les calculs d’EROEI ou de CAE.

Un autre problème, qu’illustre la diapositive 6, est le fait que le système de tarification ne fonctionne pas pour n’importe quel combustible, si l’électricité éolienne et solaire est prioritaire sur le réseau électrique. L’approche par le coût marginal, qui est généralement celle utilisée, donne un prix de gros trop bas pour chaque producteur soumis à ce schéma de tarification. Il en résulte un système de tarification qui donne un signal-prix trompeur, parce que trop bas. En général, les régulateurs sont conscients de ce problème, mais la méthode qu’ils utilisent pour le corriger n’est pas la bonne. Pour contourner le problème, certains pays tentent de mettre en place des systèmes de marchés de capacité, mais il n’est pas sûr que cette méthode le résolve vraiment.

Parmi les effets qui sont moins évidents, il y a le fait que, en plus de donner un signal-prix trop faible pour l’électricité, l’approche actuelle de tarification par les coûts marginaux donne aussi, de manière indirecte, un signal-prix artificiellement bas pour les prix demandés au gaz naturel et au charbon en tant que combustibles. De ce fait, et aussi à cause d’autres facteurs qui agissent dans la même direction, on se retrouve dans une situation plutôt bizarre : (a) Les prix du gaz naturel et du charbon ont tendance à être inférieurs à leur coût de production ; (b) Parallèlement, les centrales nucléaires sont obligées de fermer, car elles ne peuvent plus concurrencer le prix artificiellement bas de l’électricité produite en brûlant du gaz naturel et du charbon à très bas prix. L’ensemble du système tend à être poussé vers un effondrement, à cause de prix de gros de l’électricité trompeusement bas.

La diapositive 6 montre également certains des problèmes qui semblent commencer à devenir non négligeables à mesure que l’on ajoute de l’électricité intermittente au réseau. Lorsqu’on ajoute de nouvelles lignes de transport d’électricité longue-distance, tout le « jeu » change de nature. Il devient plus facile de compter sur la production ajoutée par un pays voisin. Toute capacité de production d’électricité qu’un pays pourrait ajouter pour lui-même devient plus attrayante pour ses voisins. Tant qu’il y a beaucoup d’électricité qui circule, tout va bien. Dès qu’une pénurie apparaît, on commence à se bagarrer. Et des bagarres de ce genre ont le potentiel de déstabiliser des régions comme la zone euro.

Il y a une chose que je n’ai pas mentionnée dans ce diagramme : c’est le besoin croissant de payer les fournisseurs d’électricité intermittente sur le réseau pour ne pas injecter leur électricité sur le réseau quand il y a surproduction ponctuelle d’électricité. Au Royaume-Uni, en 2015, ces paiements ont dépassé le million de livres sterling par semaine. J’ai mentionné précédemment le fait qu’en Chine, 17% de la production éolienne et 10% de la production d’énergie photo­voltaïque avaient dû être rognés en 2016. Or les calculs d’EROEI laissent ces situations de côté : ils partent du principe que le système électrique pourra absorber 100% de l’électricité générée par l’éolienne ou le panneau solaire.

Le système de tarification ne fonctionne plus car l’électricité éolienne et solaire est systématiquement ajoutée au réseau dès qu’il y en a de disponible, prioritairement sur l’électricité fournie par les autres systèmes de production électriques. À bien des égards, le système de tarification ressemble à notre système de détection de la faim. En général, on mange quand on a faim, et les aliments que l’on mange augmentent notre sensation de satiété. Mais l’électricité éolienne et solaire est, elle, ajoutée au système en méprisant totalement la question de savoir si le système a ou non besoin de cette électricité, et en laissant les autres producteurs d’électricité tenter de réparer le désordre ainsi créé sur la base des signaux-prix trompeurs qu’ils reçoivent. Le rapport d’investissement 2017 de l’AIE recommande aux pays de développer de nouveaux systèmes de tarification qui corrigent ces problèmes, mais il n’est pas sûr que cela soit possible sans corriger aussi le problème des subventions cachées.

Pourquoi augmenter vos propres approvisionnements en électricité si vous avez des chances de pouvoir profiter d’approvisionnements supplémentaires créés par votre voisin ?

L’Australie-Méridionale a récemment connu deux pannes électriques majeures – toutes deux dues en partie à l’ajout au réseau électrique de grandes quantités d’énergie éolienne et solaire et à la perte de ses deux dernières centrales électriques à charbon. La première grande panne a eu lieu lors de conditions météorologiques inhabituelles. La seconde grande panne s’est produite alors que l’Australie-Méridionale connaissait des températures estivales caniculaires et, pour cette raison, une demande d’électricité très élevée.

Il était prévu de faire face aux pénuries d’approvisionnement avec du gaz naturel. Malheureusement, dans les faits, l’Australie-Méridionale ne dispose pas d’un très bon approvisionnement en gaz naturel pour pouvoir faire fonctionner ses centrales électriques à gaz naturel. Les centrales à gaz naturel disponibles n’ont donc pas pu vraiment répondre à la pénurie comme on l’espérait, sauf à des prix très élevés. Depuis, l’État a décidé de réaliser un certain nombre de changements, y compris en planifiant d’installer un système de batteries Tesla. Selon certains rapports, les changements pourraient impliquer une hausse allant jusqu’à 120% des tarifs de l’électricité pour les entreprises d’Australie-Méridionale.

L’ironie de l’histoire, c’est que l’Australie est un important exportateur de gaz naturel. Les entreprises s’attendaient à pouvoir gagner plus d’argent en vendant leur gaz naturel à l’étranger sous forme de GNL qu’en le fournissant aux habitants d’Australie-Méridionale. À présent, un sérieux coup de frein a été donné à ces exportations pour tenter de résoudre le problème de gaz naturel de l’Australie-Méridionale.

Ces problèmes soulignent à quel point les différents types de production d’électricité sont interdépendants, et à quel point une situation de crise peut rapidement apparaître si les régulateurs se contentent de supposer que « les forces du marché apporteront la solution ».

Un panel d’experts en Australie a recommandé une approche similaire à celle-ci. Faire fonctionner un système reposant sur des subventions intégrées à ce système devient tout simplement trop difficile.

Le décalage dans le temps fait toute la différence. On ne peut payer les intérêts de dette aujourd’hui qu’avec, directement ou indirectement, des biens et des services futurs. Or ces biens et des services futurs ne peuvent être fabriqués que grâce à des produits énergétiques. Les paiements d’intérêts exigent donc eux aussi de consommer des produits énergétiques.

Il y a une vraie différence entre (a) regarder quelles sont les conditions réelles d’exploitation d’une entreprise pétrolière, gazière ou charbonnière existante, et (b) deviner quelles pourraient être les conditions futures d’exploitation d’un système reposant sur des éoliennes et des panneaux solaires. Quand il s’agit d’envisager les problèmes futurs qui pourraient apparaître, on a tendance à les sous-estimer largement.

Il n’y a pas que les éoliennes et les panneaux solaires qu’il va falloir remplacer au fil du temps. Il faudra aussi remplacer tous les dispositifs qui leur sont adjoints, les maintenir en état de marche et les remplacer avec le temps. De plus, pour son entretien, le réseau électrique dépend lui aussi du pétrole. Si la disponibilité du pétrole se met à devenir un problème, le risque est réel que le réseau électrique devienne inutilisable, et avec lui, l’électricité qui est généralement distribuée à travers le réseau, y compris celle d’origine éolienne et solaire.

Les économies et les hommes sont, les unes et les autres, des systèmes auto-organisés qui dépendent de leur consommation d’énergie pour exister. Les unes et les autres ont également d’autres caractéristiques en commun.

On sait que quand il s’agit d’êtres humains, il est indispensable d’étudier comment, concrètement, tout nouveau médicament ou tout nouveau régime alimentaire fonctionne. En particulier, les hommes n’utilisent pas toujours les médicaments et les régimes alimentaires comme on pouvait s’y attendre. Sur le long terme, peuvent se produire des conséquences inattendues qu’il était impossible d’anticiper.

Le même genre de problèmes se produit quand on ajoute de l’électricité éolienne et solaire à un réseau électrique. Pour avoir une idée du schéma global, il faut vraiment étudier avec soin ce qui se passe.

Quiconque suit l’actualité sait que la médecine a une longue histoire de déclarations fracassantes suivies de rétractations.

On peut s’attendre à des choses assez semblables en matière de solutions énergétiques proposées.

Il y a tout un ensemble de coûts et de résultats directs et indirects à prendre en compte.

À ma connaissance, jamais aucune des tentatives pour construire un système reposant à 100% sur des énergies renouvelables n’a été couronnée de succès. Dans certains cas, des baisses de consommation de combustibles fossiles ont pu être réalisées, mais pour un coût élevé.

Une analyse par EROEI de Weissabach et al., datant de 2013, étudie une situation de production éolienne et solaire avec un tampon partiel (avec environ 10 jours de capacité de stockage). Cela laisse de côté plusieurs autres coûts engendrés par le fait de transformer l’électricité éolienne et solaire en électricité de qualité réseau, comme par exemple les coûts de transport longue-distance, et les coûts d’un stockage intersaisonnier permettant de stocker de l’électricité produite au printemps et l’automne jusqu’à ce qu’elle soit consommée en période de plus forte demande, en hiver ou en été. Avec ce tampon partiel, les auteurs de cette étude ont trouvé un EROEI de 4:1 pour l’éolien, et un EROEI compris entre 1,5:1 et 2,3:1 pour le photo­voltaïque.

Il est évidemment indispensable de pousser encore plus loin les recherches, en particulier en regardant au cas par cas tous les dispositifs qu’il faut adjoindre aux éoliennes et aux panneaux solaires pour fournir une électricité non intermittente de qualité réseau. Les progrès techniques réalisés ont tendance à augmenter les EROEI obtenus ; à l’inverse, inclure encore plus de dispositifs additionnels aux éoliennes et aux panneaux photo­voltaïques pour que leur électricité soit de qualité réseau a tendance à réduire les EROEI obtenus.

Si le seuil pour pouvoir faire fonctionner durablement une société moderne est de l’ordre de 10:1, comme certains le mentionnent, alors éolien et photo­voltaïque se trouveraient l’un et l’autre bien trop loin en-dessous du seuil d’EROEI minimum indispensable pour pouvoir être utilisés de manière massive.

Si, par contre, comme l’affirme Charles Hall, un EROEI de seulement 3:1 peut être utile, alors il est possible qu’une certaine quantité d’énergie éolienne soit utile, en particulier là où l’éolien a un facteur de capacité très élevé (c’est-à-dire là où il est capable de générer de l’électricité une grande partie du temps), et à condition de pouvoir gérer les problèmes de prix de manière adaptée. Par contre, il est probable que l’EROEI du photo­voltaïque soit encore trop faible pour la plupart des applications. En tout état de cause, il faut étudier avec plus de soin les différents cas, et non pas simplement supposer que l’on pourra indéfiniment compter sur des subventions cachées.