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Lire la feuille de route des énergies renouvelables : 20% d'ici à 2020

Feuille de route technologique européenne

 L’EREC, le Conseil Européen des énergies renouvelables, a publié en novembre 2008 sa feuille de route technologique des énergies renouvelables, document de référence dans les discussions pour l’adoption de la Directive sur les énergies renouvelables 20 % 2020.

Cette feuille de route a été élaborée dans le cadre du projet RESTMAC, cofinancé par le 6^ème Programme-Cadre de l'Union Européenne pour la Recherche & le Développement Technologique (FP6). L'EREC ainsi que ses membres et l'ADEME ont élaboré cette feuille de route technologique en évaluant et définissant comment l'industrie des énergies renouvelables pouvait atteindre l'objectif de 20 % de consommation d'énergies renouvelables en Europe en 2020.

Ce document, outre son caractère pédagogique pour comprendre l’application d’une législation européenne qui [r]évolutionne notre politique énergétique communautaire, propose surtout des feuilles de route technologiques pour chacune des filières. Concernant les technologies qui valorisent directement l’énergie solaire, trois sont proposées et présentées ci-après.

1/ Feuille de Route pour l'Energie Solaire Thermique jusqu'en 2020

Innovations technologiques

La demande énergétique des bâtiments représente environ 40 % de la demande énergétique totale en Europe, dont la majeure partie provient de la demande de chaleur à basse température pour l'eau chaude domestique et le chauffage des locaux. Actuellement, les chauffe-eau solaires domestiques sont des technologies à maturité et les systèmes combinés qui, de plus, couvrent partiellement la demande en chauffage des locaux sont devenus fréquents dans les pays d'Europe Centrale et d'Europe du Nord.

D'autres applications qui devront contribuer de manière importante à la fourniture énergétique de demain ont été démontrées avec succès et trouvent lentement leur voie sur les marchés, par exemple le refroidissement solaire, la chaleur solaire pour les procédés industriels et la désalinisation solaire.

L’augmentation des financements pour la R&D - à la fois à partir de budgets privés et publics - permettra à l'énergie solaire thermique de couvrir une part de plus en plus grande de la demande de chaleur à basse et moyenne température. L’intégration étroite à d'autres technologies de chauffage et de construction ainsi que la baisse des coûts garantiront l’adoption à grande échelle des systèmes solaires thermiques pour le chauffage et le refroidissement.

Refroidissement solaire

La demande mondiale de refroidissement et de conditionnement d'air enregistre une croissance rapide. Elle est aujourd’hui principalement satisfaite par des unités classiques fonctionnant à l'électricité. Les machines frigorifiques à commande thermique existent depuis des décennies. A l’origine, elles utilisaient la chaleur résiduelle des procédés industriels ou d'installations de cogénération et leur capacité de refroidissement dépassait 100 kW. Ces dernières années, des machines de capacité inférieure (20 – 50 kW) ont pénétré le marché. Celles-ci peuvent utiliser l’énergie solaire thermique. De plus, la prochaine génération des machines de 2-5 kW est déjà testée sur le terrain. Etant donné la concordance étroite de la demande de refroidissement avec la disponibilité du rayonnement solaire, le refroidissement solaire permet de réduire judicieusement la consommation électrique en été.

La recherche se concentre sur de nouveaux matériaux, la réduction des coûts et le développement d’outils de planification et de mise en œuvre pour les installations de refroidissement solaire. On prévoit que les systèmes solaires Combi+ qui fournissent l'eau chaude domestique, le chauffage en hiver et le refroidissement en été gagneront une part importante du marché solaire thermique d'ici à 2020-2030.

Chaleur solaire des procédés industriels

L’énergie solaire thermique pourrait rencontrer la demande de chaleur industrielle et commerciale, qui se

situe dans une gamme de températures allant jusqu'à 250°C. Pour cela, de nouveaux types de capteurs, conçus spécialement pour répondre aux besoins de chaleur à températures moyennes, sont en cours de développement. A ce stade, l'énergie solaire thermique est utilisée principalement pour des procédés tels que le lavage. Avec l'expérience, l'énergie solaire pourra répondre à tout type de demande de chaleur industrielle.

Dessalement solaire

La disponibilité de l'eau potable est une préoccupation croissante pour de nombreux pays dans le monde entier. La demande énergétique pour le dessalement de l'eau de mer est en hausse et, dans les régions non connectées au réseau électrique, le dessalement solaire thermique peut être particulièrement avantageux et cela dès à présent. En poursuivant les efforts de R&D dans cette voie prometteuse, de nouveaux systèmes de dessalement solaire plus rentables seront disponibles.

Systèmes avancés d’accumulation de chaleur

La plupart des systèmes solaires thermiques actuels utilisent l'eau pour accumuler la chaleur pendant quelques heures, voire quelques jours. On obtient de plus grandes capacités d’accumulation en augmentant la taille des cuves de stockage. Les grands réservoirs d'eau souterraine - nappes aquifères naturelles ou réservoirs de béton construits par l'homme - sont déjà utilisés pour le stockage saisonnier. Cependant, seuls des systèmes avancés d’accumulation de chaleur, qui permettent le stockage efficace d’une plus grande quantité d'énergie thermique dans des volumes plus petits, seront en mesure d’assurer, par exemple, un chauffage 100% solaire thermique aux bâtiments existants. Dans ce domaine, on se penche actuellement sur les matériaux d'inversion de phase ou des procédés thermochimiques. Augmenter la densité énergétique des réservoirs de chaleur d’un facteur 8 pourrait permettre de convertir tout le parc des bâtiments existants en bâtiments chauffés à 100 % par énergie solaire thermique. Même si on ne peut s’attendre à une percée à court terme, des efforts soutenus de R&D dans ce domaine permettraient de fournir ces nouvelles technologies de stockage d’ici à 2030.

2/ Feuille de route pour la technologie photovoltaïque jusqu'en 2020

Innovations technologiques

La production de cellules PV s'améliore sans cesse grâce aux avancées technologiques et à l’évolution des procédés industriels. Les coûts de production doivent être réduits considérablement pour pénétrer sur les principaux marchés de l'électricité. Par conséquent, le principal effort de recherche et de développement technologique et industriel est dirigé sur la réduction du coût de production. Environ 75 % du prix du système sont représentés par le module, 10 % par l'équilibre des composants du système et 15 % par les coûts d'installation. L'Association européenne des industriels du photovoltaïque (EPIA) prévoit que les prix des systèmes vont diminuer des 4 €/Wp actuels environ à 2 €/Wp d’ici à 2020. Le coût de production de l'électricité a généralement baissé de 55-110 €ct/kWh en 1990 à 22-44 €ct/kWh aujourd'hui et va continuer à diminuer en passant par 11-22 €ct/kWh en 2020 pour atteindre 7-13 €ct/kWh en 2030 - la valeur la plus faible représente les pays avec un rayonnement solaire élevé (1800 heures complètes d’ensoleillement par an) tandis que la valeur la plus élevée est destinée aux pays à faible rayonnement solaire (900 heures complètes d’ensoleillement par an).

Les cellules solaires à base de tranche de silicium (Si) dans leurs différentes formes, monocristalline (Cz-Si), multicristalline (mc-Si), ruban – représentaient en 2007 90 % du marché photovoltaïque. Les 10 % résiduels sont couverts par des technologies à couche mince, principalement du silicium amorphe (a-Si), du tellure de cadmium (CdTe) et du séléniure de cuivre-indium (gallium) CI(G)S. La part des technologies PV à couche mince augmente rapidement, surtout en raison de son coût de production faible. L’EPIA prévoit que les technologies à couche mince vont augmenter respectivement leurs parts de marché à 20 % et 30 % en 2010 et 2020.

En ce qui concerne les technologies à base de silicium, le coût des matières premières et, par conséquent, le coût des tranches est une partie importante du coût total des cellules solaires. La réduction du coût de production des tranches de silicium est un défi réel pour l'industrie. L’EPIA a adopté les objectifs technologiques suivants dans ce domaine pour 2010 :

• Consommation moyenne de matériel (Si) pour le silicium cristallin de 9 grammes par Watt-crête [g/Wc] à 7.5 g/Wc
• Rubans de 8 g/Wc à 4 g/Wc
• Epaisseur des tranches de 240 μm à 150 μm
• Perte dans le processus de découpage de 250 μm à 150 μm

Etant donné que la première cellule solaire a été développée il y a 50 ans, des perfectionnements majeurs dans le rendement ont été réalisés. Avec un grand potentiel toujours inexploité, l’EPIA a défini les objectifs suivants pour l'industrie PV européenne d'ici à 2020:

• Augmentation moyenne du rendement du silicium monocristallin de 16,5 % à 22 % (tout en prenant en compte que certains éléments commerciaux ont déjà une efficacité qui varie entre 19 et 22 %)
• Augmentation du rendement du silicium multicristallin de 14,5 % à 20 %
• Rendement des rubans de 14 % à 19 %

La technologie PV à couche mince, construite en déposant des couches extrêmement fines de matériaux semi-conducteurs sur un support à moindres coûts (verre, acier, acier flexible et films plastiques) offre le potentiel de réductions significatives des coûts et d'une intégration flexible dans les bâtiments. Tout d'abord, les coûts matériels et énergétiques doivent être inférieurs étant donné qu’il faut beaucoup moins de matériaux semi-conducteurs et des températures nettement inférieures sont nécessaires pendant la fabrication. De plus, le coût de la main-d'œuvre est réduit et les perspectives de production de masse améliorées parce que, contrairement aux technologies cristallines dans lesquelles les cellules individuelles doivent être montées et raccordées, les couches minces sont produites comme de grands modules reliés en série et intégrés.

L’EPIA a défini deux objectifs pour les technologies en couche mince jusqu'en 2020:

• Modules en couche mince destinés à des rendements situés entre 10% et 17% (a-Si/mc-Si, CI(G)S et CdTe)
• Développement de PV intégré au bâtiment (BIPV) avec un faible coût au m², réduction de prix de 75%

Les futurs développements des matériaux comprennent une nouvelle optimisation des concepts des cellules identifiés précédemment mais également le développement et la commercialisation de nouveaux concepts tels que les cellules solaires polymères et d'autres types de cellules solaires organiques (cellules solaires sensibles à la teinture). Les cellules solaires en couche mince basées sur de l'arséniure de gallium (GaAS) et d'autres composés III-V montrent les rendements de conversion les plus élevés mesurés à ce jour. Bien qu'elles présentent un coût plus élevé que les cellules à base de Si, elles conviennent idéalement pour concentrer des systèmes lorsque le prix par surface des cellules solaires est d'une importance minime. Les rendements des cellules solaires de 40,7 % sous lumière concentrée ont été démontrés en laboratoire et les systèmes de concentration ont montré des rendements de plus de 25 %. Les systèmes de concentration utilisant des cellules solaires à rendement optimal deviennent une opportunité intéressante pour les installations dans les pays méridionaux qui présentent des taux élevés de rayonnement direct.

L'amélioration de la durée de vie des modules solaires est une autre étape pour continuer à réduire les prix de l'électricité solaire. L’EPIA a pour but d'étendre leur durée de vie de 25 ans à 35 ans, par exemple par un matériau d’encapsulation à durée de vie plus longue ou de nouvelles architectures des modules.

Pour l'équilibre du système (BOS), des réductions substantielles des coûts vont provenir des quantités de production plus grandes. Le temps de fonctionnement de ces dispositifs devrait être étendu à la durée de vie des modules. La standardisation des composants et systèmes est importante pour la production de masse.

3/ Feuille de route pour l'électricité thermique solaire jusqu'en 2020

L'énergie thermique solaire pour produire de l’électricité utilise des technologies solaires à concentration. Elles sont aussi appelées solaires à concentration thermodynamique (CSP) et nécessitent une forte irradiation solaire. Les technologies thermoélectriques solaires se classent comme suit :

• Installations à concentrateur cylindro-parabolique;
• Systèmes linéaires de Fresnel;
• Installations à récepteur central;
• Systèmes Dish-Stirling

Innovations technologiques

Concentrateurs cylindro-paraboliques

Ces installations utilisent des concentrateurs cylindro-paraboliques à concentration linéaire qui reflètent le rayonnement solaire dans un tube absorbant. L'huile synthétique circule par les tubes et est chauffée à environ 400°C. Les concentrateurs cylindro-paraboliques sont la technologie thermoélectrique solaire la plus avancée sur le marché. On les retrouve dès les années 80 aux États-Unis avec une puissance

totale installée d'environ 350 MW. De nouvelles installations ont été construites au cours des dernières années. Actuellement, 18 installations sont en cours de construction en Espagne, ce qui représente 700 MW.

Certaines des centrales électriques espagnoles de 50 MW en cours de construction ont été conçues pour fournir non seulement la puissance nominale durant les heures estivales mais également pour accumuler l'énergie, permettant à l'installation de produire 7,5 heures supplémentaires de puissance nominale après le coucher du soleil, ce qui améliore considérablement l'intégration des centrales thermiques solaires dans le réseau. Les sels fondus sont normalement utilisés comme fluides d'accumulation dans un concept à deux cuves, chaude et froide. Les attentes en matière de réduction des coûts de production de kWh sont basées sur l'augmentation du rendement fondé sur une température plus élevée du fluide de service, une utilisation plus efficace du groupe générateur par accumulateur, de nouveaux concepts pour la conception du collecteur et/ou la contribution d'autres sources primaires (gaz ou biomasse), par l'optimisation de la taille et aussi par l'évolution du marché, sans barrières administratives significatives. Les programmes R&D sont actuellement mis en œuvre dans plusieurs pays (Allemagne, Espagne, Italie, États-Unis, etc.) afin d'améliorer les performances et de réduire le coût de ces installations.

Le rendement nominal maximum de ces installations est actuellement de 16 % environ et est limité par la température du fluide de service. Les activités R&D sont mises en œuvre afin de trouver des fluides plus efficaces tels que la génération directe de vapeur ou les sels fondus. Ces technologies ne sont pas disponibles dans le commerce actuellement mais il existe de nombreuses initiatives de développement dont la commercialisation est attendue prochainement.

Jusqu'à présent, plus de 10.000 MW de projets en cours de développement ont été enregistrés en Espagne en octobre 2008.

Systèmes linéaires de Fresnel

Les collecteurs linéaires de Fresnel sont des systèmes de focalisation linéaires comme des concentrateurs cylindro-paraboliques avec une technologie similaire de production d'électricité et dès lors les mêmes restrictions. Ces systèmes sont au stade du développement, les premières unités pilotes ayant été construites et mises en service récemment. La différence par rapport aux concentrateurs cylindro-paraboliques réside dans la position fixe de l'absorbeur au-dessus d'une zone de bandes de miroir plates montées horizontalement qui suivent le soleil collectivement ou individuellement. Les installations pilotes à plusieurs échelles de taille (MW) doivent être construites pour évaluer et prouver les coûts de production d'électricité et acquérir l'expérience de service et, finalement, démontrer la fiabilité.

Installations à récepteur central

Cette technologie de conversion utilise des grands miroirs (plus de 100 m²) qui sont généralement plats, appelés héliostats, qui suivent le soleil en deux axes. Le faisceau de rayonnement concentré frappe un récepteur au-dessus d'une tour. La température du fluide de service dépend du type de fluide utilisé pour recueillir l'énergie et est de l'ordre de 500 à 600° C.

La PS10 d'Abengoa à Séville est la seule centrale électrique de ce type en service aujourd'hui. La puissance nominale est de 10 MW et est conçue avec une zone d'héliostats au Nord et de la vapeur saturée comme fluide de service dans le récepteur. Le système d'accumulation est destiné uniquement à répondre aux situations transitoires. Une deuxième installation de 20 MW de puissance nominale, dans le même site et avec une conception similaire va démarrer son exploitation au cours des prochains mois.

Une autre installation PS 20 de 17 MW, est située également dans la province de Séville. PS 20 est d’un type à zone circulaire avec un récepteur de sels fondus et avec une capacité de stockage de 15 heures. La confiance commerciale dans cette technologie se développera avec la construction et la mise en service d'autres installations et s'améliorera certainement dans un avenir proche.

Systèmes Dish-Stirling

Dans ce cas, le système se compose d'une antenne parabolique qui suit le soleil et concentre le rayonnement sur un point où l'absorbeur de chaleur d'un moteur Stirling est placé. L'hélium est principalement utilisé comme fluide de service. Cette alternative convient particulièrement bien pour la production décentralisée d'électricité de l'ordre de quelque 10 kW, bien qu'un débit d'électricité plus élevé puisse être atteint avec le nombre correspondant d'unités disposées dans un concept de "ferme". Le rendement des systèmes dish-stirling est plus élevé que celui des deux technologies mentionnées précédemment et pourrait atteindre environ 25 %.

Jusqu'à présent, il existe seulement quelques systèmes en service, principalement comme installations pilotes et le nombre de fabricants de moteurs Stirling est également très faible. Par conséquent, il n'existe pas encore de données suffisantes à propos des expériences et du rapport coût/puissance. Le rendement amélioré et la faculté de fournir de l'électricité dans les régions isolées font de cette technologie une solution très attractive pour ces types d'applications.

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Rapport de la commission Energie présidée par Jean Syrota. Publié par la documentation française :

Partie 3 - Chapitre 7 - Énergie solaire

L’énergie solaire peut être captée principalement de deux façons.

Le solaire thermique consiste à utiliser le rayonnement solaire pour chauffer de l’eau. Dans la pratique, un fluide caloporteur, le plus souvent de l’eau, absorbe la chaleur en parcourant des serpentins placés dans des panneaux noirs vitrés placés à un endroit bien ensoleillé. La chaleur accumulée par le fluide provoque sa circulation jusqu’à un échangeur où elle est transférée, et permet d’assurer en partie les besoins domestiques en eau chaude sanitaire. Sur le plan technique, cette méthode est parfaitement au point mais ses coûts pourraient baisser avec une industrialisation plus poussée en raison de la croissance des ventes.

Elle se répand largement en France grâce à des aides publiques. L’application de cette technique à l’habitat est développée de façon plus détaillée dans le chapitre qui lui est consacré (voir chapitre 12).

Dans la production d’énergie solaire photovoltaïque, on utilise la propriété de certains matériaux de transformer directement la lumière qu’ils reçoivent en électricité. C’est en 1954 qu’apparaissent les premières cellules photovoltaïques (unités élémentaires de production d’électricité) pour des usages locaux. Aujourd’hui, la production a largement dépassé le stade expérimental puisque, en 2005, 1 500 hectares de cellules ont été installés dans le monde, totalisant une puissance de 1,5 GWc (gigawatts crête, ce qui correspond à la puissance maximale électrique obtenue lorsque le rayonnement solaire est maximal et orienté perpendiculairement à la surface des cellules). Sur la base de la croissance très forte constatée actuellement au niveau mondial (30 % par an), la puissance totale installée pourrait être de l’ordre de 15 à 20 GWc en 201021. Le photovoltaïque présente un intérêt dans trois domaines d’application : pour les particuliers ou collectivités locales non raccordés à un réseau de distribution d’énergie électrique : la centrale photovoltaïque doit être associée à des batteries de stockage et à un groupe électrogène fournissant l’électricité quand le photovoltaïque ne produit pas. Il s’agit d’un important marché à l’exportation (vers les pays en développement) ; comme complément énergétique pour le résidentiel raccordé au réseau électrique ; en saison chaude, pour fournir de l’énergie électrique d’appoint au réseau lorsque la climatisation des immeubles est en fonctionnement. Aujourd’hui, les cellules photovoltaïques fonctionnent le plus souvent à partir de silicium. Ce matériau est produit à partir de la silice en lingots mono ou polycristallins très purs et débités en fines plaques qui sont ensuite découpées en puces élémentaires destinées à être encapsulées avec leurs connexions électriques pour constituer les cellules photovoltaïques élémentaires. Le rendement de ces cellules (puissance électrique émise/puissance solaire reçue) est actuellement de 13 % à 18 %.

Le silicium utilisé dans les cellules photovoltaïques est le même que celui servant à la fabrication des composants électroniques. Sa part dans le prix de revient d’une cellule est très élevée (50 %) et joue un rôle important dans le prix de revient de la production électrique d’origine photovoltaïque. En France, le coût de production moyen du mégawattheure photovoltaïque s’élève ainsi actuellement à environ 300 € (en supposant que le matériel et son installation sont amortis sur vingt ans, et que l’entretien se limite au changement tous les sept à dix ans de l’onduleur transformant le courant continu produit par les cellules en courant alternatif), soit plus du double du prix moyen actuel du mégawattheure vendu aux particuliers. Naturellement ce coût varie en fonction de l’ensoleillement et donc de la latitude du lieu de production. Ainsi, à San Diego, il n’est que de 170 €/MWh. En France, la production est subventionnée par les pouvoirs publics depuis plusieurs années sous forme de contrat sur vingt ans prévoyant un tarif de rachat préférentiel ; en 2006 ces conditions ont été portées à 300 €/ MWh pour les centrales photovoltaïques et à 550 €/MWh pour la production photovoltaïque intégrée au bâti22. En dépit de ces aides, mais sans connaître encore les effets des mesures prises en 2006, la production française est peu développée par rapport à celle de certains pays européens et en particulier par rapport à l’Allemagne (en 2004, le parc installé en France était de 26,3 MWc, contre 794 MWc en Allemagne23). L’industrie photovoltaïque française peine à s’imposer sur le marché international. La production française ne représente aujourd’hui que 3 % de la production mondiale, contre 50 % pour le Japon et 20 % pour l’Allemagne. La Chine investit actuellement massivement dans ce domaine.

Sur la période 1976-2001, avec les progrès technologiques et l’industrialisation de la production, les prix ont baissé régulièrement de l’ordre de 20 % chaque fois que la puissance installée a doublé. Peut-on raisonnablement compter sur un prolongement de cette loi pour le futur ?

1. Quasi sûr

À court terme, des progrès peuvent encore être attendus des procédés de production des cellules à base de silicium en technologie classique (première génération). On peut par exemple penser que le silicium sera mieux utilisé : le débitage par sciage classique se traduit par une perte de 50 % de la matière première dont nous avons vu la valeur. Pour améliorer le rendement de cette opération, des techniques de découpe au laser sont aujourd’hui développées. Par ailleurs, la production de silicium de qualité « électronique » atteignant ses limites, on s’efforce de produire des cellules photovoltaïques directement à partir de silicium « métallurgique », moins pur. Des projets sont actuellement en cours, notamment en France. Ces évolutions et d’autres devraient permettre de continuer à abaisser les coûts de production, qui devraient cependant rester supérieurs à 1 €/Wc (contre environ 3,5 €/Wc actuellement). Si la production de modules photovoltaïques en couches minces à bon rendement relève plutôt du probable (cf. ci-après), cette technologie pourrait cependant trouver rapidement une application quasi sûre dans le bâtiment, sous forme de matériau souple posé sur le toit ou en façade et s’intégrant plus facilement à un projet architectural que des panneaux rigides. Un tel équipement pourrait fournir un complément énergétique intéressant, son faible rendement pouvant être compensé par une plus grande surface de pose.

2. Probable

Pour aller au-delà dans la rationalisation de l’utilisation du silicium, il faut chercher à en réduire l’épaisseur, qui, dans la technique classique, est de 250 μm, alors que l’épaisseur nécessaire à l’effet photovoltaïque n’est que de 50 μm. Pour ce faire, on développe des techniques dans lesquelles le silicium est déposé en couche mince sur un substrat bon marché, par exemple un ruban de carbone. Dans certains cas, les dépôts en couches minces sont réalisés avec d’autres matériaux que du silicium. Aujourd’hui ces diverses pistes en phase d’industrialisation représentent au total 7 % de la production mondiale de cellules. La croissance de cette part de marché nécessite une poursuite de l’optimisation des procédés industriels de production et aussi des progrès en matière de rendement pour atteindre un niveau de l’ordre de 18 %, comparable à celui des meilleures cellules au silicium classiques. Ces technologies de deuxième génération devraient faire leurs preuves et remplacer la technologie classique à l’horizon 2030. Elles pourraient permettre de franchir le seuil symbolique de 1 €/Wc.

Ces avancées sur les cellules devront s’accompagner de progrès sur les autres composants plus classiques (onduleurs, etc.) et sur l’intégration dans les bâtiments, condition nécessaire pour que le prix global du solaire photovoltaïque diminue significativement.

3. Possible

À très long terme, de nombreuses filières sont actuellement étudiées en laboratoires. La filière dite multijonction, consistant à empiler des cellules élémentaires convertissant chacune une bande du spectre de la lumière solaire en électricité, donne des rendements très élevés mais son coût la réserve à des applications militaires et spatiales. Celles faisant appel à des matériaux organiques utilisés comme capteurs semblent intéressantes mais les rendements obtenus sont encore très faibles et on ne peut espérer obtenir une production industrielle de cellules photovoltaïques à base de matériaux organiques avant 2030.

20 – Les nouvelles technologies de l’énergie et la séquestration du dioxyde de carbone : aspects scientifiques et techniques, op.cit.

21 – European Photovoltaic Industry Association, www.epia.org

22 – Arrêtés du 10 juillet 2006.

23 – Le baromètre européen 2005 des énergies renouvelables, op.cit.

Chapitre 12 –Habitat

Le bâtiment représente 46 % de la consommation d’énergie finale en France, soit près de 800 TWh48 répartis entre 550 TWh pour le résidentiel et 250 TWh pour le tertiaire. Cette énergie consommée entraîne l’émission de 120 millions de tonnes de CO2 (85 Mt pour le résidentiel et 35 Mt pour le tertiaire), représentant 25 % des émissions nationales.

Depuis 1974, des réglementations thermiques ont été établies pour réduire progressivement la consommation d’énergie de la construction neuve, en particulier celle qui est destinée au chauffage, car ce poste représente les deux tiers de la consommation d’énergie et la majeure partie des émissions de CO2, en moyenne du parc. Ces dispositions s’inscrivent désormais dans le cadre de directives européennes. La réglementation thermique a également pour but de limiter l’inconfort d’été dans les locaux non climatisés par l’introduction du calcul de la température intérieure. Des exigences s’appliquent également aux performances minimales des éléments de l’enveloppe et des équipements. Dans le parc de logements existants, le diagnostic de performance énergétique (DPE) est désormais obligatoire lors des mutations. L’affichage auquel il correspond devrait conduire, une fois le dispositif rodé, à une prise de conscience de l’importance des décisions individuelles pour faire des économies d’énergie dans les bâtiments. Une réglementation va prochainement paraître qui imposera des dispositifs à performance minimale lors du remplacement de composants importants.

Les connaissances statistiques et typologiques sur le tertiaire sont encore mal appréhendées du fait de son hétérogénéité. Toutefois, on constate que les dépenses de chauffage, qui représentent la moitié des consommations, augmentent beaucoup moins que les autres consommations liées à la climatisation, à l’eau chaude sanitaire (ECS), aux cuisines, à l’informatique, aux ascenseurs, etc.

Les mutations qui s’imposent dorénavant au secteur du bâtiment prennent place dans un horizon de réduction drastique des consommations énergétiques et des émissions de gaz à effet de serre. Cela a justifi é la mise en place d’un important programme de recherche sur l’énergie dans le bâtiment : le PREBAT, dont le fonctionnement est analogue à celui du PREDIT dans le domaine des transports.

Les évolutions technologiques qui concernent le secteur du bâtiment et sa consommation énergétique visent en priorité :

• la réduction des besoins de chaleur, dans le bâtiment neuf et dans le parc existant ;
• l’inversion de la croissance des consommations d’électricité (climatisation et confort d’été, éclairage, électronique, etc.) ;
• la production locale par le développement des énergies renouvelables (solaire, bois, etc.) ;
• la gestion des différentes sources de chaleur et d’électricité, par la mutualisation et le stockage de la production locale.

La cible dite du « facteur 4 » implique également un arbitrage entre les sources d’énergie, selon leur contenu en carbone. Les énergies renouvelables, solaire et bois en particulier, occupent une place privilégiée dans les solutions à promouvoir. Le bois de chauffage qui, à plus de 7,5 Mtep, compte pour 20 % des consommations de chaleur (chauffage et eau chaude sanitaire) du parc de logements, pourrait ainsi occuper une place plus importante. L’utilisation des pompes à chaleur nettement moins consommatrices d’électricité introduirait une rupture avec la spécificité française du chauffage électrique par effet Joule, qui semble pourtant perdurer dans la construction neuve.

Le parc résidentiel métropolitain en 2004 comporte plus de 30 millions de logements, dont 25,3 millions de résidences principales constituées en majorité (56 %) de maisons individuelles. Les logements construits annuellement, de l’ordre de 400 000 unités en année moyenne, représentent 1 % du parc total.

Le taux d’accroissement du parc est encore inférieur car il faut déduire les logements détruits annuellement (0,1 % à 0,2 % par an). Le renouvellement du parc est en conséquence très lent. Sur la base de 25,7 millions de résidences principales en 2005, le parc atteindrait en 2050 un total de près de 33 millions d’unités. Dans le secteur du logement, la consommation moyenne annuelle d’énergie est de l’ordre de 250 kWh d’énergie finale par m², dont 190 kWh pour le chauffage. Le chauffage demeure une priorité d’action dans le parc existant, puisqu’il représente 75 % de la consommation énergétique totale du logement, alors que sa part se réduit dans le neuf à 50 % ou 60 %, et 30 % dans le cas de logement à très basse consommation d’énergie (TBE).

Deux principaux gisements de réduction des consommations d’énergie de chauffage apparaissent dans le parc existant :

• pour les maisons individuelles (MI), le parc antérieur à 1975, date de la première réglementation thermique, qui cumule 68 % des consommations de chauffage totales pour seulement 35 % des effectifs ;
• pour les immeubles collectifs (IC), essentiellement le parc construit entre 1949 et 1975, dont la consommation est supérieure à celle des immeubles plus récents.

C’est dans ces segments de parc que les actions devraient être engagées en priorité, les consommations unitaires étant élevées en raison d’équipements de chauffage vétustes, associés à un bâti faiblement isolé.

L’application du facteur 4 retenu pour les émissions de CO2 conduirait à un objectif de consommation moyenne en 2050 pour l’ensemble des logements de l’ordre de 50 kWh/m² pour les usages de chauffage de locaux et de l’eau chaude sanitaire, si les parts de marché des énergies actuelles étaient maintenues.

Mais le recours aux énergies renouvelables (bois, géothermie) permettrait de desserrer la contrainte pour certaines catégories du parc existant. Le gisement doit être estimé, notamment pour ce qui concerne l’extension et la création de réseaux de chaleur, qui pourraient être alimentés au bois.

L’application de la réglementation thermique progressive, qui prévoit des gains de consommation de 15 % tous les cinq ans, conduit à des consommations unitaires de l’ordre de 25 kWh/m2 en 2050 (et environ 15 kWh/m2 pour le chauffage). La consommation moyenne de chauffage du parc neuf cumulé sur l’intervalle,

sans intervention nouvelle, serait voisine de la cible de 50 kWh/m2 pour le chauffage : les objectifs de performance de ce parc neuf pourraient être plus ambitieux.

1. Quasi sûr

Dans une double perspective de limitation des consommations énergétiques et de compatibilité avec les conditions climatiques prévisibles en été, des critères de performances minimales pour les matériaux et équipements devraient être instaurés. Ces critères sont précisés dans le cadre de la loi POPE par l’arrêté

du 13 novembre 2007. La rénovation thermique globale sera obligatoire à partir du 1er avril 2008, pour tout maître d’ouvrage d’un bâtiment de plus de 1 000 m2 qui réaliserait des travaux supérieurs à 80 € HT/m2. Ce principe d’une réhabilitation globale, éventuellement répartie en plusieurs phases pour des raisons de financement, semble pouvoir s’appliquer sans difficulté majeure aux maisons individuelles.

L’application systématique des MTD (meilleures techniques disponibles), conduirait à une économie d’énergie approchant 50 % (réf : 49). Les actions principales concernent l’isolation thermique extérieure des parois verticales, l’isolation des combles, des planchers, l’installation de chaudières performantes, les pompes à chaleur (à haute température en remplacement de chaudières), les doubles vitrages, l’eau chaude solaire, et dans une moindre mesure – le gisement apparaissant plus faible dans le logement – le froid et l’éclairage. En complément de ces actions, une gestion intelligente de l’énergie peut contribuer à diminuer les consommations, par la prise en compte des prévisions météorologiques et de l’occupation des pièces, par une régulation des occultations, par le contrôle des équipements énergétiques et de l’éclairage. Il convient également de faciliter le respect des niveaux de température d’air intérieur, que la réglementation fixe à 19°C. Les niveaux atteints sont sensiblement supérieurs (de 21°C à 23°C), ce qui affaiblit considérablement les impacts de la réglementation. Pour s’appliquer à la réhabilitation des logements existants dans des conditions économiques plus accessibles, ces MTD nécessiteront des développements et des adaptations qui, compte tenu de l’importance de ce parc, constituent un enjeu majeur. C’est d’ailleurs la priorité du programme PREBAT.

À l’image de ce qui se pratique en Suisse et en Allemagne, un label « Bâtiment basse consommation » a vu le jour, à l’initiative de l’association Effinergie : dans l’habitat, la cible serait de 50 kWh/m2 en énergie primaire (réf : 50 ), modulée suivant la zone climatique, pour le chauffage, l’ECS, la ventilation, le refroidissement et l’éclairage. L’expérience suisse montre que le surinvestissement peut être estimé à 2-3 % pour chaque saut de - 15 % dans les consommations énergétiques. On peut dresser une première liste de ruptures technologiques et architecturales s’appliquant à court terme (5 à 10 ans) pour le parc neuf (réf : 51) :

• une isolation thermique par l’extérieur pour réduire les ponts thermiques ;
• une bonne étanchéité à l’air ;
• la généralisation de la ventilation mécanique contrôlée double flux (réchauffage de l’air entrant par l’air sortant, avec un rendement supérieur à 0,8) ;
• des procédés de génération et distribution de chaleur de faible puissance (10 à 15 W/m2) ;
• la prise en compte du confort d’été qui devient prioritaire dans une conception bioclimatique d’ensemble (bonne exposition solaire, inertie thermique intérieure suffisante, recours à l’éclairage naturel dans le maximum de pièces) ;
• la généralisation du solaire thermique pour l’eau chaude sanitaire (réf : 52) en l’absence de réseau de chaleur bois ou de géothermie.
• La pompe à chaleur, qui à prix acceptable, réduit d’un facteur proche de 3 la consommation d’énergie finale pour un même niveau de besoin de chauffage, devrait remplacer le chauffage électrique par effet Joule, pour l’équipement des logements neufs.

Dans les maisons individuelles existantes, une partie du parc des chaudières gaz ou fioul pourrait être progressivement remplacée par des équipements valorisant les énergies nouvelles et renouvelables : bois, géothermie, solaire thermique en particulier pour la production d’eau chaude sanitaire. Dans les tissus urbains plus denses et en immeubles collectifs, une voie complémentaire consiste à développer des chaufferies collectives au bois alimentant des réseaux de chaleur. La cogénération gaz pourrait se développer, en réponse à des besoins conjoints de chaleur et d’électricité. Des équipements de type pompe à chaleur haute température peuvent également être envisagés, tout en maintenant une distribution classique par chauffage central. Le bilan final en émissions de gaz à effet de serre dépend de multiples facteurs : le mix de production électrique en période de chauffage, les consommations induites pour la climatisation dans le cas de système réversible, enfi n les progrès technologiques qui seront accomplis pour limiter le recours aux fluides frigorigènes à fort impact en effet de serre.

2. Probable

Des recherches portent sur les composants d’enveloppe et les équipements (réf : 53 ) : les super-isolants pour réduire les épaisseurs, les isolants sous vide en isolation par l’intérieur ; les isolants adaptatifs pour se protéger du froid et profiter des apports solaires ; les vitrages actifs et sélectifs : isolants, producteur d’énergie avec intégration de cellules photovoltaïques, filtrants pour éviter l’éblouissement, autonettoyants ; les protections solaires produisant de l’énergie ; les systèmes d’éclairage à diodes ; l’intégration de micro-éoliens en façade et en toiture ; les panneaux solaires et cellules photovoltaïques (tuiles, éléments de façade, etc.) ; la cogénération solaire, par panneau solaire hybride à eau (face extérieure équipée de cellules photovoltaïques, circulation d’eau en face arrière pour récupération de la chaleur dissipée) ; des doublages intérieurs avec des plaques de plâtre contenant des matériaux à changement de phase assurant l’inertie thermique (stockage et restitution de la chaleur diurne durant la nuit en hiver, de la fraîcheur nocturne durant la journée en été).

On le voit, l’application des technologies nouvelles destinées à produire, à utiliser ou à économiser l’énergie dans l’habitat est d’une extrême complexité. Cela tient à la diversité des techniques, à leur évolution continuelle, à la diversité des cas d’application (en particulier pour les logements anciens), à la nécessité d’assurer une maintenance des installations en service, à la multiplicité des corps de métier impliqués dans ces opérations, au grand nombre d’entreprises, souvent artisanales, et aux effectifs bien plus grands encore. Pour offrir aux clients un service de qualité, ce sont toutes les corporations du bâtiment et les opérateurs en énergie, des centaines de milliers d’entreprises le plus souvent très petites, plus d’un million d’artisans et de compagnons qui vont devoir opérer une véritable révolution culturelle. Ce service nécessite la formation des professionnels, évidemment, mais aussi la coordination des différents corps de métier de façon à offrir au client un interlocuteur unique et disponible. Des objectifs de maîtrise énergétique clairs et ambitieux, comme celui d’une consommation dans l’habitat limitée à 50 kWh/m² par an, peuvent permettre de mobiliser la profession. Mais cette révolution ne pourra se faire que progressivement et demandera sans doute de l’ordre d’une génération, environ vingt-cinq ans, pour se mettre totalement en place.

La question du bâtiment relève également des règlements d’urbanisme qui pourraient prendre en compte les performances énergétiques des bâtiments : au-delà de la construction neuve de conception énergétique très performante, qui bénéficierait d’un dépassement de coefficient d’occupation des sols (COS) dans certaines conditions, il conviendrait d’inclure la réhabilitation du bâtiment existant. Un autre domaine peu exploré concerne l’impact des mesures proposées sur l’industrie des matériaux de construction, et en particulier celui des matériaux isolants : aujourd’hui fortement dépendants de l’industrie pétrolière, dans un proche avenir ils pourraient provenir de l’activité agricole, certes fortement sollicitée par les secteurs des transports (pour la production de biocarburants) et de la production énergétique (pour la cogénération issue de la biomasse).

48 – Bois et EnR inclus, à hauteur de 7,7 Mtep pour le secteur résidentiel et 1,2 Mtep pour le tertiaire. Source : MinEFI, 2005.

49 – Communication de Jean-Pierre Benque, directeur général adjoint d’EDF, à la commission Énergie, le 10 janvier 2007.

50 – La réglementation 2005 fixe les coefficients de conversion entre l’énergie finale et l’énergie primaire : 2,58 pour l’électricité, y compris les pompes à chaleur électrique, 1 pour les autres énergies. La Suisse, de son côté, a introduit dans le label Minergie un coefficient de 2 pour l’électricité, 0,5 pour le bois et 1 pour les autres énergies.

51 – Vers des bâtiments à énergie positive, CSTB, Alain Maugard, Jean-Robert Millet et Daniel Quénard, www.cstb.fr/bepos/animations.asp.

52 – Une surface de captation de 2 m² par logement est prise comme référence pour les maisons individuelles de la RT 2005. Pour les immeubles collectifs, compte tenu des difficultés d’insertion en zone urbaine ou de limites constructives, la référence est établie sur la base de 1 m² par logement.

53 – Économies d’énergie dans l’habitat, CSTB, Emmanuel Fleury et Ahmad Husaunndee, Département développement durable, 29/09/05.

http://lesrapports.ladocumentationfrancaise.fr/BRP/074000660/0000.pdf

http://lesrapports.ladocumentationfrancaise.fr/BRP/074000659/0000.pdf

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