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26 août 2016 5 26 /08 /août /2016 19:17

26 Août 2016

Nous avons vu dans l'article précédent que les CPL sont en passe de devenir une technologie incontournable dans l'habitat moderne.
(Et pas seulement dans l'habitat, les constructeurs automobiles y viennent également pour supporter le multiplexage en faisant passer tous les signaux sur la connexion d'alimentation, économisant ainsi un câblage spécifique fastidieux et vulnérable).
Les opposants aux CPL auront donc un rude combat a mener, et sur plusieurs fronts à la fois puisque ceux-ci "sévissent" dorénavant dans le domicile, dans les bâtiments du tertiaire, sur tout le réseau EDF de distribution "outdoor", et maintenant dans nos automobiles.
Si l'issue de ce combat est hélas prévisible (Voir le téléphone cellulaire) il aura au moins le mérite d'attirer l'attention sur un certains nombre d'inconvénients réels et de susciter des mesures de protection de l'environnement et de la vie privée, comme le durcissement des protocoles de cryptage, le masquage dynamique des fréquences sensibles, une meilleure définition des conditions de mesures des performances CEM (Compatibilité Electro Magnétique) des matériels et des installations, et un encadrement plus strict de la normalisation.
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Le réseau de la téléphonie commutée n'était pas, lui non plus, conçu à l'origine pour transmettre des signaux de communication numérique à large bande comme la TVHD .
Et pourtant ces applications sont aujourd'hui devenues la norme pour une grande majorité des lignes montées à l'origine pour transmettre la voix en analogique.
Ceci a été rendu possible grâce aux progrès considérables réalisés dans les domaines du traitement numérique du signal et de la microélectronique.
Ces progrès, qui ont permis le développement de la téléphonie cellulaire et de l'internet à haut débit, sont également mis à profit pour "booster" les communications par courants porteurs.
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Le réseau domestique de distribution de l'énergie électrique n'est pas conçu pour être utilisé comme réseau de communications numériques à haute fréquence et bas niveau de signal, en voici quelques raisons:
- Ce réseau n'est pas spécifique: Il implique la coexistence de signaux de communication à bas niveau et haute fréquence, avec les courants transportant l'énergie, de valeur quelconque entre zéro et quelques dizaines d'Ampères, affectés d'impulsions parasites liées au fonctionnement normal des appareils connectés, ou créées par le réseau EDF lui-même.
L'optimisation pour un type d'applications (La distribution d'énergie) n'est pas forcément compatible avec l'optimisation pour les applications réseau numérique de communications.
- Les conducteurs ne sont pas blindés, pas même torsadés, et les "goulottes" ne sont pas métalliques; il n'y a donc aucun obstacle au rayonnement d'éventuels signaux parasites, qu'ils soient émis ou reçus par le réseau.
- La continuité électrique du réseau n'est pas assurée, puisque des organes de coupure automatique sont prévus dans un but de sécurité des personnes et des biens ( Fusibles, disjoncteurs, disjoncteurs différentiels).
Les différents circuits du câblage secteur peuvent alors se trouver dans l'incapacité de communiquer.
- Certains appareils ménagers, bien que conformes à la norme NF-C 1500, peuvent nuire aux CPL, comme les parafoudres, les prises avec para surtenseurs, les appareils de cuisson à induction, les alimentations à découpage, les éclairages fluorescents, et certains filtres.
- La symétrie des liaisons n'est pas assurée, le trajet de la Phase n'a pas forcément la même longueur que le trajet du Neutre. Ceci est à l'origine des perturbations de mode commun, donc de rayonnements parasites.
- Le réseau supporte de plein fouet les perturbations électriques liées au fonctionnement normal des appareils domestiques connectés et/ou provenant du réseau de distribution EDF.
- De part l'architecture de raccordement des abonnés EDF (ENEDIS) , les différents compteurs d'abonnés constituent autant de ports de communication constituant le réseau "Outdoor" de EDF.
Le compteur ( CBE ou LINKY) n'ayant aucune fonction de blocage des signaux CPL (Tout au plus un affaiblissement du signal), l'ensemble des abonnés du même tronçon du transfo BT se trouvent malgré eux interconnectés, le réseau domestique n'est alors plus tout à fait "Indoor", avec les inconvénients que l'on peut imaginer.
( Cette "porte" ouverte à tous les vents rend indispensable l'utilisation d'un système de cryptage des données très robuste, DES aujourd'hui, AES demain).
- Le trafic CPL haut débit utilise aujourd'hui la bande 1,6 à 30 Mhz. L'impédance HF du réseau dans cette bande, vue depuis une prise électrique, peut être à peu près n'importe quoi selon la nature du réseau, le câblage, le diamètre des fils, les appareils connectés en fonctionnement, la qualité des raccordements, et bien d'autres subtilités, notamment le moment choisi pour faire la mesure. Ceci est contraire aux bonnes mœurs dans le domaine des réseaux numériques.
Il s'ensuit des phénomènes d'affaiblissement du signal et/ou de réflexion,
il sera parfois nécessaire d'installer des circuits de compensation.
La bande 1,6 à 30 Mhz, utilisée aujourd'hui pour les CPL domestiques, ne permet pas d'obtenir des débits binaires réels supérieurs à 40 Mbps dans la plupart des installations existantes. Il va donc être nécessaire d'utiliser des bandes de fréquences supérieures, typiquement jusqu'à 80 Mhz, pour passer des canaux TVHD avec un bon résultat. D'autres problèmes surgiront alors, mais chaque chose en son temps…
- Le fonctionnement du réseau CPL est interrompu en cas de panne de courant puisque les adaptateurs CPL sont alimentés par le 230 V.
Certains appareils, notamment ceux qui contribuent à la télésurveillance, à la sécurité, et aux systèmes anti intrusion, sont autoalimentés par batteries, mais ils sont inefficaces en cas de coupure de courant si les ordres leurs sont transmis par CPL. Une raison supplémentaire de ne pas négliger les liaisons radio et/ou filaires.
- Les performances du réseau CPL seront très dépendantes de sa configuration à un instant donné, selon le nombre et le types des appareils domestiques en fonctionnement.
- Le réseau de distribution électrique est exposé à la foudre et en général aux surtensions accidentelles, pouvant entraîner la destruction de plusieurs adaptateurs CPL.
- Le débit binaire efficace est fortement dépendant de la qualité du réseau. En effet, la norme prévoit que tout adaptateur CPL doit ajuster son débit de manière à garantir un TEB ( Taux d'Erreur Binaire) compatible avec l'application. Ceci est réalisé automatiquement par le choix dynamique du type de modulation.
Plus le réseau est perturbé et plus le débit est réduit.
C'est ainsi que des adaptateurs affichant un débit théorique de 1 200 Mbps par exemple, peuvent se trouver contraints de trafiquer à 30 ou 40 Mbps si le réseau est de mauvaise qualité, et cela est très fréquent sur les réseaux existants, de qualité assez médiocre.
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Malgré ces inconvénients, l'intérêt pratique de ce réseau préexistant est tel qu'il a été plébiscité pour constituer LE réseau domestique chargé d'assurer les communications numériques de toutes natures et jusqu'à des débits binaires considérables (Aujourd'hui 1 200 Mbps théoriques!).
On peut cependant se demander s'il est bien raisonnable d'utiliser un support à priori non destiné à cette fonction, pour des applications aussi différentes que la commande d'une cafetière électrique, la recharge d'une batterie de voiture, l'ouverture d'un portail, le téléphone, l'internet, le multimédia, la télévision numérique haute définition, la vidéo surveillance, et bien d'autres choses encore.
L'avenir nous dira rapidement ce qu'il en est…
(Des adaptateurs CPL 1 200 Mbps sont déjà commercialisés, et pour un prix très raisonnable).
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Jusqu'à présent, ERDF (Devenu ENEDIS) n'intervenait pas comme acteur CPL à l'intérieur du domicile, si l'on excepte l'application PULSADIS à très basse fréquence, destinée essentiellement à la commutation HP/HC . Mais pour la mise en œuvre du programme "SMART GRID" , il sera nécessaire d'offrir au fournisseur d'énergie la possibilité (négociée) de communiquer avec certains équipements de puissance afin de gérer les appels de puissance de pointe et/ou de négocier en temps réel certains aménagements tarifaires .
Il s'agit par exemple de gérer à distance la charge d'une batterie de voiture électrique, l'effacement de Zones de chauffage si celui-ci a été souscrit (Ancien abonnement EJP), négociations tarifaires en temps réels, etc.
Cette communication avec le domicile pourra utiliser différents supports: les CPL, un réseau filaire spécifique, ou une liaison radio.
Le nouveau compteur LINKY peut gérer ces trois modes.
Chaque compteur LINKY est équipé d'une interface filaire, et un logement est prévu pour insérer un module ERL (Emetteur Radio Linky), ceci afin de permettre à l'abonné d'échanger avec ENEDIS sur un réseau domotique résidentiel filaire ou radio, si l'usage des CPL ne lui convient pas).
ENEDIS va donc devenir un nouveau partenaire sur les réseaux énergétiques domestiques, pas seulement sur le support CPL, mais également en filaire et en radio.
Certains usagers se sont insurgés contre ce qu'ils considèrent comme une "intrusion" dans un domaine qu'ils pensaient réservé à leur usage personnel, voire intime. D'autres protestent contre une pollution insupportable des ondes Radio, ou contre des perturbations de leur propre réseau CPL.
Nous laissons aux juristes le soin de traiter ces conflits, et de faire le tri entre les problèmes de protection de la vie privée, les problèmes de compatibilité électromagnétique, et les problèmes touchant l'électro sensibilité de certaines personnes.
Nous leurs souhaitons bien du plaisir.
Rappelons cependant que l'abonné peut toujours placer un filtre passe-bas en sortie du compteur pour bloquer les signaux CPL indésirables, et utiliser les signaux disponibles sur la sortie filaire du compteur (Comme sur l'actuel CBE) ou utiliser la liaison radio, pour faire transiter les communications extérieures par le gestionnaire d'énergie du domicile.
Après tout on a toujours le droit d'être allergique aux CPL, et de leur préférer la bonne vieille paire torsadée ou l'imbattable câble coaxial, voire même la fibre optique, et pourquoi pas la liaison radio Zigbee ?
Mais pour cette dernière il faudra se méfier des rayonnements intempestifs qui peuvent bien valoir ceux des CPL…

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Les CPL tout seuls ne pourront évidemment pas tout faire.
Le réseau domestique intègrera les différents systèmes de communication: Radio, Filaire, CP, Fibre optique, Infrarouge.
Les organismes de normalisation travaillent sur l'harmonisation des différentes normes afin d'assurer l'inter opérabilité entre les différents systèmes.
La norme IEEE 1905-1 / Avril 2013, définit les dispositions pour assurer la convergence des différentes normes spécifiques telles que:
IEEE 802-3 / Ethernet
IEEE 802-11 /WiFi
IEEE 1901 / CPL / HomePlug
MoCA / Multimedia over CoAxial.
Et quelques autres…
Afin de garantir à l'usager un niveau acceptable de compatibilité et d'interopérabilité entre les produits du marché.
Affaire à suivre…
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14 août 2016 7 14 /08 /août /2016 19:11

14 Août 2016
Citation:
"L'une des principales limitations liées à la technologie CPL est le rayonnement non intentionnel de signaux électromagnétiques.
Ce phénomène est principalement dû à la nature asymétrique du réseau électrique.
La variation d'impédance des charges connectées au réseau, ainsi que les longueurs inégales des fils de phase et de neutre contribuent à la conversion du signal différentiel CPL en courant de mode commun traversant le réseau.
Dès lors, les fils de cuivre utilisés pour la transmission du signal utile réagissent comme une antenne et une partie de la puissance transmise est rayonnée.
Cela entraîne non seulement une forte atténuation du signal au niveau des récepteurs, mais génère également des problèmes de compatibilité électromagnétique (CEM).
Le signal rayonné peut interférer avec d'autres services existants tels que les communications Radio amateurs et/ou la Radiodiffusion ondes courtes".
Tout est dit dans cet en-tête de la thèse de Amilcar Mesco, présentée en 2013 sous le N° 2013 telb 0288 à l'Université de Bretagne, et portant sur l'étude des émissions électromagnétiques des CPL et des moyens de mitigation.
Travaux réalisés dans le cadre du Lab. RESA/DEAN, "Elecromagnetic Compatibility", ORANGE Labs (ex France Télécom R&D) à Lannion.
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Les CPL (Courants Porteurs en Ligne) sont utilisés depuis la nuit des temps ( Enfin, presque…) pour acheminer des communications de services à très bas débit binaire sur le réseau de distribution de l'énergie électrique, Haute et basse tension, sans créer de souci majeur au sein des populations, branchées ou pas.
Mais les progrès considérables réalisés dans les domaines des communications numériques ont donné des idées pour l'ouverture d'un marché des communications hautes fréquences sur le réseau domestique de distribution d'énergie.
En effet, les systèmes de codage et de modulation développés pour l'acheminement de la TV numérique, et pour la mise en œuvre du réseau téléphonique cellulaire, se sont révélés tellement performants qu'ils permettent de créer un réseau numérique de communication pratiquement avec n'importe quel support, même de très médiocre qualité.
Et justement, le réseau domestique électrique de distribution d'énergie, c'est bien n'importe quoi du point de vue réseau numérique.
Les travaux lancés dans les années 90 en Amérique, en Europe et au Japon, ont permis de mettre sur le marché des produits CPL permettant des débits binaires de plus en plus élevés.
De 10 Mbps au début, les meilleurs produits d'aujourd'hui affichent jusqu'à 1 200 Mbps, débit nominal théorique, est-il besoin de préciser.
On peut désormais transmettre sur les fils électriques des signaux numériques de la TVHD, de l'Internet, et du Multimédia, et réaliser ainsi un HAN , Home Area Network, dans lequel chaque prise électrique devient potentiellement un "Port" de communication à très haut débit.
Les applications visées étant évidemment le Multimédia incluant la TVHD, l'Internet, le son, la vidéo, et toutes les applications domotiques.
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Les CPL de Grand'Papa, qui ne transmettaient que du très bas débit, se contentaient de fréquences porteuses de quelques dizaines de Kilohertz.
Mais pour transmettre 1 200 Mbps, il faut travailler en VHF.
Aujourd'hui on utilise la gamme 1,6 à 30 Mhz, qui permet de faire passer quelques dizaines de Mégabits par seconde, débit limité par la mauvaise qualité du support et la nécessité de partager la ressource.
(C'est tout ce que permet un réseau électrique domestique moyen, même avec des adaptateurs CPL affichant 200 Mbps et plus).
Pour faire mieux il faut monter en fréquences porteuses, on pense aller vers 80 Mhz, et probablement travailler non plus sur deux fils (Phase et Neutre) mais sur trois fils en mobilisant le fil de Terre pour compenser en partie les déséquilibres du réseau.
Comme indiqué dans la citation en en-tête, le réseau domestique devient un émetteur VHF dont le rayonnement est source de perturbations pour les autres usagers de ces gammes de fréquences:
Radiodiffusion, Radioamateurs, Aéronautique, Police, Armée, etc…
La chasse aux perturbations électromagnétiques devient donc un sport collectif avec ses règles et ses sanctions.
Le maître mot est CEM , Compatibilité Electro Magnétique.
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La "bronca" soulevée au sein des milieux des radioamateurs et des utilisateurs de la Radiodiffusion à ondes courtes ne sera pas apaisée par des bonnes paroles, même provenant des organismes comme l'UIT ou l'UER. Des résultats concrets devront être constatés.
Les personnes électro sensibles ne sont pas en reste et n'ont pas tardé à se faire entendre afin que leur cause ne soit pas glissée sous le tapis.
Leur ire est médiatiquement dirigée vers le nouveau compteur LINKY, mais celui-ci ne représente qu'une des sources possibles de perturbations, les principales étant les rayonnements haute fréquences émis par les installations domestiques elles-mêmes, qui trafiquent sur le réseau électrique dans la bande VHF (Bonjour les adaptateurs CPL @ 1,2 Gbps !!!).
Nous devons donc nous attendre à voir pleuvoir des normes imposant des limites drastiques aux rayonnements, limites qui ne pourront être respectées qu'en apportant au câblage électrique et aux matériels connectés des modifications sensibles susceptibles d'impacter la norme NF-C 1500.
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Les CPL haute fréquence se trouvent alors à la charnière de deux domaines: l'Electrotechnique et les Télécommunications, qui sont régis par des normes et des réglementations spécifiques.
Désormais toute norme émise pour l'un des domaines devra être compatible et complémentaire des normes de l'autre domaine.
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Les réseaux domestiques CPL sont par nature de la classe des réseaux privés "Indoor" ( Réseaux résidentiels) utilisant des signaux à faible puissance dont le rayonnement est "censé" être de faible portée.
A ce titre il n'est pas exigé d'autorisation préalable à la mise en service, par contre il est impératif de respecter les normes concernant les rayonnements électromagnétiques.
Une installation ne respectant pas les normes CEM sera purement et simplement démontée, sans préjudice des suites juridiques.
Les perturbations apportées ou subies par les CPL sont du ressort de la CEI ( Commission Electrotechnique Internationale) et plus particulièrement du CISPR ( Comité International Spécial des Perturbations Radioélectriques), créé en 1934 et actif dans tous les domaines concernés par la CEM ( Compatibilité Electro Magnétique).
Les CPL sont concernés par les normes CISPR 22 et 24 principalement.
D'autres normes existent concernant des domaines présentant des recouvrements, issues de la CEI, de la FCC (Federal Communication Commission), de l' ISO, et des normes européennes diverses.
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La dernière norme Européenne concernant spécifiquement les perturbations électromagnétiques des CPL indoor hautes fréquence est la EN 50 561-1 publiée au JO du 25/02/2014.
Norme issue des travaux du CENELEC et approuvée par l'UER.
Cette norme spécifie les limites et les méthodes de mesure des perturbations électromagnétiques des appareils utilisant l'installation domestique basse tension comme réseau de transmission dans la gamme de fréquences de 1,6 à 30 Mhz.
Les détails sont disponibles sur le Net.
Il reste maintenant à confronter cette norme aux applications de terrain, et en particulier concernant les nuisances vis-à-vis des autres applications comme la radiodiffusion et les communications des radio amateurs, et à statuer sur le traitement à appliquer aux installations CPL déjà existantes.
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Le réseau domestique est donc appelé à devenir multi services. On peut définir deux grandes catégories d'applications:
- D'une part les applications relatives au "Smart Grid", qui ne nécessitent pas un débit très élevé mais exigent une fiabilité et une qualité de service maximales. Il s'agit par exemple de la gestion des consommations énergétiques de puissance, et particulièrement les installations de charge des batteries de VE, et les installations individuelles de production d'énergie solaire ou éolienne.
- D'autre part les applications multimédia numériques comme la TVHD et Internet, qui ont besoin de très hauts débits binaires, et doivent faire appel à des procédés de codage et modulation très robustes et adaptatifs pour gérer "à minima" les perturbations électromagnétiques dans la bande VHF déjà occupée.
Les deux types d'applications doivent évidemment coexister sur le même réseau, ce qui implique une convergence au niveau des standards, au moins pour les couches basses du modèle de l'ISO.
En particulier au niveau de la cohabitation, de l'interopérabilité, de la rétrocompatibilité, de la gestion des collisions et des priorités, et bien sûr des CEM.
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On imagine sans peine que la coexistence, sur un même réseau physique imparfait, d'une multitude d'applications domestiques incluant la TVHD et Internet, auxquelles viendront s'ajouter les communications CPL du fournisseur d'énergie dans le cadre du "Smart Grid", n'ira pas sans poser de nombreux problèmes de cohabitation et d'interopérabilité, aggravés par la diversité des technologies utilisées par les différents fournisseurs de matériel ( Adaptateurs CPL) ayant choisi des protocoles pas toujours en accord entre eux.
Le protocole le plus populaire est aujourd'hui HPP, Home Plug & Play, supporté par la HomePlug Alliance, créée en 2 000, par association de constructeurs, de distributeurs d'énergie électrique, d'instituts et d'universités (Plus de 80 membres ) pour le développement d'un standard CPL à vocation internationale.
Une première version ( HomePlug 1.0) est sortie en 2001 et depuis, différentes versions sont venues enrichir les possibilités, jusqu'à la version HomePlug AV2 qui affiche un débit théorique de 600 Mbps.
On parle maintenant de débits binaires dépassant 1 200 Mbps, débits théoriques évidemment, avec un réseau non plus à deux fils (Phase et Neutre ) mais à trois fils , le fil de Terre étant utilisé pour la compensation des modes communs.
Le débit pratique dépend de la qualité du réseau et des contraintes de partage de la ressource.
Il existe d'autres protocoles, notamment DHS, Digital Home Standard, issu à l'origine de l'UPA (Universal Powerline Association), créée en 2004, qui est implémenté sur un "Chipset" pas compatible avec certaines versions de Home Plug.
Il existe donc un certain flou au niveau des normes et la nécessité d'harmoniser ce domaine n'a pas échappé aux industriels.
Ces problèmes sont pris en charge par deux projets européens:
Projet OMEGA ( hOME Gigabits Access), lancé en 2008, avec 24 partenaires (Industriels, Opérateurs Télécom, Instituts, Universités). L'objectifs est d'établir les bases d'un réseau très haute fréquence intégrant des technologies multiples: CPL, Radio, Fibre optique.
Ce projet est relayé par un autre projet européen: "Acemind", 2013-2016,
"Advanced Convergent and Easily Manageable Innovative Desing"
basé sur les acquis du projet OMEGA, et dont l'objectif est l'intégration des applications d'usages multimédias et le contrôle des objets connectés.
Y participent: Orange, SAGECOM, Devolo, IHP Microelectronics.
On comprend alors que, dans l'avenir, le réseau électrique domestique devra tenir compte de cette nouvelle fonction de communication hautes fréquences. On ne pourra plus "tirer des fils" n'importe comment, il faudra respecter certaines règles, et peut-être blinder certaines parties du réseau. Les appareils connectés devront respecter le signal CPL afin d'une part de limiter les perturbations électromagnétiques créées, et d'autre part de ne pas introduire de ruptures d'impédance HF excessives, pour préserver les débits binaires.
La norme NF-C 1500 devra comporter un volet relatif à la compatibilité CPL.
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La situation actuelle des CPL n'est donc pas "gravée dans le marbre", une certaine harmonisation des normes et des protocoles n'interviendra pas avant plusieurs années, notamment pour ce qui concerne les applications "Smart grid" et la convergence vers le concept multisupports (Radio, CPL, Fibre optique, paire torsadée) pour les objets connectés.
En attendant, il nous faudra porter attention à la compatibilité des divers appareils achetés ici et là, et se souvenir que le réseau Ethernet, ce n'est pas mal non plus, de même qu'un bon WiFi.
Comme disait feu ma grand-mère,
c'est dans les vieux pots qu'on fait la meilleure soupe…

2 août 2016 2 02 /08 /août /2016 11:49

2 Août 2016
Nous avons vu précédemment que le remplacement des carburants fossiles dans les transports, essence, gazole, et GNV, se fera sous la forme d'une synergie entre différentes solutions:
- Par la substitution pure et simple des carburants fossiles par des biocarburants de seconde et troisième générations, dans des moteurs thermiques "classiques", grâce aux filières BtL (Biomass to Liquid) et BtG ( Biomass to Gas).
Les véhicules "Flex fuel" en sont la préfiguration.
- Par la croissance de la part de marché des véhicules électriques purs à batteries, qui circulent déjà aujourd'hui.
- Par la croissance de la part des véhicules hybrides à bi motorisation, électrique et thermique, utilisant l'électricité d'une batterie associée à un biocarburant .
- Par le développement des véhicules électriques à Hydrogène et pile à combustible, avec stockage du Gaz dans des réservoirs sous très haute pression, ou à faible pression sur des matériaux adsorbants réversibles.
- Par le développement des véhicules électriques à Hydrogène, ce gaz étant généré in situ à partir d'un biocarburant liquide comme l'Ethanol.
Ces différentes solutions (Et éventuellement d'autres non encore émergentes) sont condamnées à cohabiter avec plus ou moins de bonheur, durant le temps de la transition énergétique à l'issue de laquelle émergeront une ou deux solutions privilégiées par le marché et les impératifs technologiques.
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La clarification de ce futur marché n'interviendra pas avant 2040 dans le meilleur des cas, et il faudra probablement attendre 2050 si le pétrole fait de la résistance, ce qui semble être le cas comme on peut le constater chaque jour à la pompe.
En attendant de connaître le ou les vainqueurs, les constructeurs qui souhaitent rester dans la course, ou y participer comme nouveaux entrants, ne doivent négliger aucune piste et garder plusieurs fers au feu, au besoin grâce à des alliances leur permettant de "manger au bon râtelier" le moment venu.
Quant au consommateur, il lui faudra beaucoup d'abnégation pour supporter ces changements perpétuels de technologies et de normes, avec tous ces plâtres qu'il lui faudra essuyer, et des voitures invendables au bout de trois ans pour crime d'obsolescence.
Les moins patients auront choisi de délaisser l'investissement désormais illusoire, et de s'orienter plutôt vers la location.
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Aujourd'hui en France, le secteur des transports consomme annuellement 50 Mtep de produits pétroliers, ce qui correspond à un total de 70 Milliards de litres de carburants (Essence et Gazole), soit une énergie de 700 TWh environ (10 KWh par Litre).
( 700 000 000 000 KWh).
Qui représentent environ le tiers de la consommation totale d'énergie du Pays, et 40% de plus que la seule consommation d'énergie électrique.
L'énormité du chiffre est souvent sous estimée car ce flot d'énergie n'est pas visible; aucun derrick dans nos campagnes, des raffineries peu nombreuses, un environnement très peu agressé, des circuits de distribution discrets, tout concourt à jeter un voile pudique sur cette orgie de pétrole.
La réalité nous apparaîtra lorsqu'il s'agira de remplacer ce pétrole par des Biocarburants que nous devront fabriquer nous-mêmes, et probablement importer comme nous le verrons plus loin.
Les trois quarts de l'énergie des transports sont perdus sous forme de chaleur dissipée par les moteurs thermiques dont les rendements moyens ne dépassent pas 25%.
Ce formidable gaspillage nous met devant l'obligation de réformer ce secteur, dès lors que l'on prétend mettre en œuvre une transition énergétique efficace.
Il est primordial de viser un rendement énergétique global supérieur à 50% dans le secteur des transports.
Si les Biocarburants sont une solution pour lutter contre l'effet de serre, par contre ils ne contribuent pas à l'amélioration du rendement énergétique.
On pense alors évidement à substituer au moteur thermique le moteur électrique, qui échappe au désastre thermodynamique du moteur à combustion.
La substitution par des motorisations électriques avec batteries, dont le rendement atteint 80 %, ramènerait la consommation énergétique des transports à 16 Mtep (220 TWh), soit trois fois moins qu'aujourd'hui !!
Un tel gain d'efficacité énergétique est sans appel, et montre à l'évidence que l'avenir est à la traction électrique, qui offre le mérite supplémentaire de n'émettre aucun polluant.
Désormais, aucun projet sérieux de transition énergétique ne sera recevable s'il ne comporte pas l'objectif de la suppression à terme des moteurs thermiques.
(Nous disons bien "à terme", car les biocarburants vont leurs donner une seconde jeunesse qui pourra se prolonger longtemps si les problèmes de la traction électrique tardent à se résoudre).
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Le moteur électrique a donc la préférence, mais la quête du Saint Graal comporte bien des embûches, le principal obstacle étant ici celui des batteries.
Les progrès incontestables apportés par les nouvelles batteries n'a pas permis d'obtenir la capacité énergétique spécifique suffisante pour envisager une généralisation du procédé.
Rappelons ici que la capacité énergétique d'une batterie et la puissance maximale qu'elle peut fournir sont des paramètres contradictoires. On ne peut avoir l'un et l'autre, il faut choisir l'un ou l'autre, c'est-à-dire chercher le bon compromis.
Aujourd'hui le compromis s'est établi à 100 Wh/kg pour la capacité des éléments Lithium-ion utilisés dans l'automobile, ce qui donne pour une batterie de 30 KWh un poids de 300 kg, et une puissance max d'environ 60 KW , soit 150 Ampères sous 400 Volts.
(Les moteurs thermiques nous ont familiarisés avec des puissances beaucoup plus flatteuses, supérieures à 100 KW, qui sont hélas inaccessibles avec des batteries de 30 KWh).
Le lecteur familier de la règle de trois aura mis le doigt sur le problème:
Une batterie de 30 KWh qui fournit 60 KW de puissance, sera vidée en une demi-heure!
C'est là le triste sort de la voiture électrique à batterie.
On peut aller vite, mais pas bien loin.
En roulant "pépère" une voiture moyenne a besoin d'une énergie de 15 KWh aux roues motrices pour parcourir 100 km.
Avec 30 KWh, et en gardant le pied léger, très léger, sur l'accélérateur, on peut donc espérer faire 200 km, à condition de pouvoir récupérer une partie de l'énergie du freinage.
De toutes façon l'engin ne sera jamais capable de faire bonne figure devant une voiture moderne à moteur thermique, le fameux test de 0 à 100 km/h est sans appel, même s'il est stupide en soi, c'est la publicité qui l'impose.
Pour permettre aux voitures électriques de ne pas être ridicules vis-à-vis des thermiques qui affichent des puissances deux ou trois fois supérieures, les constructeurs se sont crus obligés de les équiper de moteurs surpuissants tout à fait disproportionnés par rapport aux capacités de la batterie.
Alors on obtient certes des tests de 0 à 100 km/h flatteurs, mais l'autonomie en est drastiquement réduite, au grand dam de certains clients qui se retrouvent en "panne sèche" au bout de 80 km, alors qu'ils espéraient en faire 200, comme c'est écrit dans la notice!
(Ici on peut s'indigner de constater que les constructeurs profitent de l'incapacité des consommateurs non avertis à faire la différence entre un KiloWatt et un KiloWattheure, pour leur faire prendre des vessies pour des lanternes).
En face des 100 Wh/kg d'une batterie "standard" actuelle, le carburant pétrolier affiche 12 000 Wh/kg, ce qui, même en tenant compte du mauvais rendement thermique (25%), donne un avantage de x 40 au carburant liquide.
Bien sûr, moyennant un surcoût substantiel, on peut augmenter la capacité des batteries en les associant à un supercondensateur, ce qui permet d'optimiser la batterie pour améliorer sa capacité spécifique énergétique, les pointes de puissance étant alors prises en charge par le supercondensateur. On peut ainsi quasiment doubler la capacité à poids égal, et passer à 200 Wh/kg, mais au prix d'un supplément de coût significatif.
(Une batterie ne peut pas être optimisée à la fois pour avoir la plus grande capacité, et pour avoir le courant le plus fort, elle est le résultat d'un compromis entre ces deux qualités).
Quelques modèles récents de voitures sont ainsi équipés avec une batterie de 60 KWh associée à un supercondensateur, mais avec un surcoût qui a pour résultat de tirer vers le haut le prix des voitures électriques.
Le ratio de capacité au kg par rapport au carburant liquide est alors ramené à 20, en tenant compte du rendement des moteurs thermiques (25%).
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Un poids de supercarburant de 50 kg (70 Litres) confère une autonomie de 1000 km à une voiture moyenne à moteur thermique, selon les standards actuels.
70 Litres contiennent une énergie de 700 KWh.
Avec un rendement moyen de 25%, l'énergie "utile" est donc de 175 KWh.
Pour avoir la même autonomie avec une voiture électrique à batterie, il faudrait donc que celle-ci délivre à la roue la même quantité d'énergie utile, soit 175 KWh. (A égalité de poids et de dimensions).
Le rendement de la propulsion électrique étant voisin de 80%, l'énergie totale à fournir sera de 218 KWh.
Une batterie au Lithium ne peut être complètement déchargée, 10% de la charge doivent être préservés sous peine de détérioration, ce qui nous conduit à une capacité nominale nécessaire de 240 KWh.
Dans l'hypothèse d'une batterie couplée à un supercondensateur (hypothèse la plus favorable) on peut envisager une capacité spécifique de 200 Wh/kg, ce qui nous donne un poids nécessaire de 1 200 kg pour la batterie.
Ce qui est évidemment absurde pour une voiture particulière, qui se trouverait complètement plombée par cette surcharge.
En effet, sur les voitures électriques particulières, le poids de batterie est généralement limité à 300 kg (le poids de quatre personnes adultes, ce qui est déjà un surpoids considérable), et donc une capacité de 240/4 = 60 KWh, toujours dans l'hypothèse haute d'une batterie couplée à un supercondensateur.
L'autonomie est alors réduite à 250 km, puisque la capacité de batterie est divisée par quatre.
Cette autonomie pourra atteindre 300 km dans les conditions favorables permettant la récupération d'énergie au freinage. Ces conditions existent en agglomération, mais pas sur autoroute, là où l'on en a justement besoin.
C'est ce qu'on peut constater sur les quelques modèles récents équipés de batteries de 60 KWh.
Il est donc impossible, avec la technologie de batteries d'aujourd'hui, d'atteindre une autonomie de 1000 km, ni même la moitié, et de loin.
(Certains dépliants publicitaires peuvent affirmer le contraire, mais les essais en conditions "normales" montrent que les lois de la Physique ne sont jamais violées).
D'autre part, il est vite apparu que l'augmentation des capacités de ces batteries conduirait à des problèmes de puissance des stations de recharge, susceptibles de perturber l'équilibre des réseaux de distribution. Enfin, la généralisation de la propulsion électrique entraînerait une consommation énergétique à hauteur de 250 TWh (Consommations augmentées des pertes de rendement), soit la production de 21 réacteurs EPR, ou encore 17 000 éoliennes offshore de 5 MW, avec les installations de compensation de l'intermittence (STEP) indispensables.
Pour toutes ces raisons cumulées, il semble que la solution tout électrique à batterie restera réservée à une "niche" de véhicules pouvant se satisfaire d'une autonomie réduite (Taxis, véhicules de livraisons à circuits courts, véhicules de transport collectif locaux, véhicules particuliers à usage limité, ou de services publics, véhicules en libre service, véhicules de loisirs, ou de luxe*).
Ce qui pourrait correspondre à une part de marché de 15 à 20%, soit 5 à 7 millions de véhicules en France.
* Nous classons la Tesla dans la catégorie véhicule de luxe, qui sont faits plus pour être exhibés que pour tailler la route.
" Chauffeur, ce soir vous sortirez la Tesla, nous allons au casino…"

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Pour s'affranchir des problèmes liés à la batterie, tout en conservant les avantages décisifs de la traction électrique, les ingénieurs ont imaginé de fabriquer l'électricité dans le véhicule lui-même, à partir d'une pile à combustible, puisque les combustibles liquides ou gazeux ont une capacité énergétique spécifique beaucoup plus grande que celle d'une batterie.
On utilise alors soit de l'Hydrogène, soit un biocarburant comme l'Ethanol.
De tels véhicules roulent déjà sur nos routes.
L'autonomie ne dépend alors plus que de la contenance du réservoir d'éthanol, ou d'Hydrogène.
Malgré quelques pertes de rendement au niveau du vaporeformage de l'Hydrogène et au niveau de la pile, l'efficacité énergétique demeure très supérieure à celle de la motorisation thermique ( la valeur de 60% est généralement avancée).
Le coût de la pile à combustible ne sera pas plus élevé que le coût d'une batterie au Lithium de 60 KWh avec supercondensateur, ce qui en fait une solution compétitive, d'autant plus qu'elle permet de répondre au critère d'autonomie exigée.
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Sur la base de ces considérations on peut tenter de se projeter à moyen terme (2040-2050) pour évaluer la répartition des différentes solutions dans deux ou trois décennies:
La solution à biocarburants liquides avec moteur thermique est de loin la plus simple à mettre en oeuvre puisque qu'elle n'exige aucun saut technologique coté motorisation, et que les biocarburants de première génération (1G) sont déjà disponibles et largement utilisés dans certaines régions du Globe, et en Europe.
La seconde génération (2G) atteint le stade industriel et pourrait être proposée rapidement aux automobilistes.
(La génération 3G est encore en phase de validation).
Compte tenu de cette facilité d'utilisation, mais en tenant compte des problèmes de croissance de la production des carburants 2G et de la concurrence des produits pétroliers toujours disponibles, on peut estimer à 50% la part du secteur des transports convertie aux biocarburants 2G à l'horizon 2040.
Même si on peut le regretter, le moteur thermique ne cédera donc pas facilement le terrain.
On peut également estimer que 20% resteront fidèles aux carburants fossiles, gazole et super ( S'ils existent encore à un prix abordable).
Le pétrole n'est pas prêt de dire son dernier mot.
Les 30% restant seront partagés entre la solution électrique à batterie, et la solution à pile à combustible.
(Cette dernière solution exige encore une longue phase de validation et d'optimisation des rendements et des coûts de fabrication, qui peut s'étendre sur deux décennies).
En gardant toujours présent à l'esprit l'objectif ultime de suppression des moteurs thermiques, mais sans pouvoir en fixer l'échéance.
Par la suite, au-delà de 2050, l'avenir du moteur thermique dépendra d'une part de l'efficacité technico-économique des solutions à pile à combustible, et d'autre part de la disponibilité et du prix des biocarburants de seconde et troisième générations issus de la Biomasse terrestre et aquatique.
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Quelles que soit les prévisions tentées en 2016, l'évolution réelle du marché et sa physionomie en 2050, seront conditionnées par le maintien ou non de la suprématie des combustibles fossiles sur le secteur de l'énergie.
Aucune transition de grande ampleur ne pourra être entreprise tant que le coût du pétrole restera à son niveau actuel de braderie.
Le prix de vente HT du KWh de supercarburant pétrolier est de 5 centimes d'euro ( Extraction, raffinage, distribution, marge), soit 50 centimes HT le Litre environ.
Le reste est composé de taxes ( TICPE et TVA en France).
Compte tenu du rendement des moteurs thermique (# 25%) et de celui de la propulsion électrique à pile à combustible (# 65%), la parité de prix serait obtenue pour un prix de vente HT de 13 centimes d'euro pour le KWh de biocombustible utilisé.
Soit 90 centimes par litre pour de l'Ethanol (prix HT).
(Un litre d'Ethanol contient 7 KWh d'énergie, contre 10 KWh pour du super).
Aujourd'hui le Bioéthanol de première génération est distribué à la pompe à un prix HT encore supérieur à la limite de parité avec le supercarburant. Cette différence est compensée par une réduction des taxes sur les émissions de CO2.
Mais cette première génération est condamnée puisqu'elle utilise des produits de cultures vivrières.
La génération G2, utilisant les résidus lignocellulosiques et des produits de cultures dédiées, est prête pour l'industrialisation, mais l'énergie est produite à un coût très supérieur à la limite de parité.
Cette production devra donc être abondamment subventionnée, sans certitude d'atteindre la parité dans un délai raisonnable.
Il en est bien sûr de même pour la troisième génération, qui en est aujourd'hui au stade des démonstrateurs industriels.
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On constate donc que le pétrole reste toujours le maître du jeu.
Seule une lourde taxe carbone pourrait faire bouger les lignes, mais au prix d'une augmentation très significative du coût de l'énergie pour le consommateur, qui n'est évidemment pas prêt à l'accepter.
Le prix de la transition sera décidément difficile à avaler…
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La véritable volonté des Etats de lutter contre le réchauffement se mesurera aux moyens qu'ils mettront en œuvre pour "plomber" financièrement les combustibles fossiles afin de permettre le déploiement des solutions à énergie renouvelable.
Cette manœuvre nécessitera un grand discernement car il faudra éviter, en "plombant" le pétrole, de plomber aussi l'économie…
Il suffit de constater les difficultés rencontrées en France pour harmoniser les taxes sur les carburants, pour comprendre qu'une action sur le levier des taxes n'est jamais exempte d'effets secondaires non souhaitables.
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Aujourd'hui, avec # 100 % de moteurs thermiques, la consommation est de 700 TWh, pour 70 Milliards de litres.
Dans un futur à moyen terme, et selon les hypothèses proposées plus haut, la répartition en 2040 pourrait être la suivante:
20% Moteurs thermiques, carburants pétroliers inchangés.
50% Moteurs thermiques, Biocarburants( Ethanol, Biodiesel, Bio GV).
15% Moteurs électriques à Batterie.
15% Moteurs électriques à pile à combustible.

Les Biocarburants devraient alors fournir environ 400 TWh, soit l'équivalent de 50 Milliards de litres si l'on tient compte du PCI de l'Ethanol, inférieur à celui du super.
Tous ces chiffres sont évidemment des ordres de grandeur reposant sur des hypothèses de travail, aussi réalistes que possible, mais qui demeurent des hypothèses.
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Les Biocarburants ne seront pas obtenus en creusant quelques puits dans le sol. Il faudra les fabriquer.
Pour savoir d'où sortiront ces milliards de litres, Il est essentiel de dresser un bilan des ressources éligibles de Biomasse, afin de prévoir le degré d'autosuffisance qu'elles pourront garantir au Pays, et mettre sur pied, si nécessaire, des accords de coopération avec les pays susceptibles de compléter nos approvisionnements.
Sans oublier que les transports ne sont pas les seuls consommateurs d'énergie, et que les ressources de la biomasse devront être partagées avec les secteurs de l'Industrie, du résidentiel-tertiaire et de la Chimie.
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L'ADEME et L'INRA se sont évidemment intéressés à la chose, car il est essentiel d'identifier nos possibilités d'indépendance énergétique, celle-ci étant l'un des objectifs du remplacement des énergies fossiles.
Les chiffres ci-dessous sont tirés du rapport de L'INRA:
"Semer aujourd'hui les carburants de demain"
Il faut d'abord oublier les biocarburants de première génération, non conformes à l'esprit de la transition énergétique, qui impose de ne pas porter préjudice aux capacités de production de produits alimentaires, que ce soit sur le territoire national ou ailleurs.
Le seul intérêt des biocarburants 1G est de permettre le rodage d'une filière, d'en voir les avantages et les inconvénients, et de développer les matériels adaptés, que ce soit pour la production ou pour l'utilisation.
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Les Biocarburants 2G , qui nous intéressent ici, utilisent la matière ligno-cellulosique, considérée comme non concurrentielle vis-à-vis des productions agricoles vivrières, comme les céréales, la betterave, le maïs, les oléagineux consommables.
La 2G utilise en gros les résidus agricoles et les cultures dédiées pratiquées sur des sols infertiles ou délaissés.
Ceci doit être nuancé puisqu'une partie des rémanents agricoles sont utilisés pour le bétail, et une autre partie reste sur le terrain pour contribuer à l'amendement des sols; que serait l'agriculture Bio sans un bon fumier ? On pourrait aussi évoquer une troisième partie utilisée à des fins non agricoles, par exemple dans des matériaux de construction ou d'isolation.
Donc, l'évaluation de la quantité de matière lignocellulosique pouvant être consacrée aux biocarburants doit tenir compte de ces autres utilisations qui ne doivent pas en souffrir.
On ne peut déshabiller Pierre pour habiller Paul.
Cette évaluation doit également tenir compte de la facilité d'accès à la ressource (Récupération, conditionnement, transport, séchage), qui impacte le prix évidemment, lequel ne doit pas plomber de prix de revient du carburant.
Il faudra également évaluer le coût énergétique de ces différentes opérations. Il n'y aurait aucun sens à dépenser un litre de gazole pour produire un litre de Biodiesel !
Ces considérations valent également pour les résidus de sylviculture, qui doivent être évalués en tenant compte des autres usages du bois (Bois énergie, pellets, bois de trituration, de construction, d'ameublement, etc..).
Tenant compte de toutes ces contraintes, le rapport en question évalue la masse de matière sèche lignocellulosique accessible à environ 15 Millions de tonnes par an, en comptant les résidus de l'agriculture et de la sylviculture.
Cette masse pourrait être doublée en ajoutant les cultures dédiées sur les sols non utilisés par l'agriculture "vivrière".
Soit un total de 30 Millions de tonnes MS (Matière Sèche).
Cette évaluation devra être affinée évidemment, mais elle constitue un bon ordre de grandeur.
Toutes les matières sèches lignocellulosiques présentent une composition à peu près semblable quelque soit le produit: C6-H9-O4
Et une valeur énergétique sensiblement constante.
Leur transformation en Biocarburant s'obtient avec un rendement d'environ 20%, soit 200 kg par tonne MS.
30 Mt/MS permettent donc d'obtenir environ 8 Milliards de litres de Biocarburant de densité 0,7.
Dans notre hypothèse ci-dessus, pour alimenter 50% du parc roulant en biocarburants, il nous faudrait 50 Milliards de litres.
La production intérieure de 8 Milliards de litres, telle qu'elle est évaluée ci-dessus, ne représente que 16% des besoins du seul transport, Il faudrait donc importer le reste, soit 84%.
Les autres secteurs, comme le Résidentiel/Tertiaire et l'Industrie, devront également se convertir aux biocarburants, lequel devra être importé en totalité.
Cette évaluation, grossière mais réaliste, donne la mesure du problème à résoudre pour remplacer les produits pétroliers.
La seule exploitation de la matière lignocellulosique disponible sur le territoire national ne suffira pas, et de loin, puisqu'elle ne permettra de couvrir que 4 à 5% des besoins intérieurs.
L'apport des Biocarburants de troisième génération, obtenus à partir de cultures d'algues, atténuera la pénurie mais ne permettra pas combler le déficit, et de loin.
Ces Biocarburants de troisième génération sont en cours de développement depuis plusieurs décennies. Différents programmes soutenus par les Gouvernements et l'Union Européenne ont permis de valider plusieurs voies de fabrication. Quelques unités industrielles sont en cours de validation.
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Le remplacement pur et simple du pétrole par des biocarburants dans des moteurs thermiques, s'il permet de verdir le CO2 émis, n'améliore pas le rendement énergétique.
Le rendement des moteurs demeure minable, voisin de 25%, et la quantité de carburant nécessaire est augmentée de 20% dans le cas de l'Ethanol dont un litre ne contient que 7 KWh contre 10 KWh pour du Super.
Quant au Biodiesel, il présente les mêmes inconvénients que le pétrole, les émissions de Nox sont difficiles à maîtriser.
Ces considérations justifient de s'intéresser à la solution pile à combustible avec moteur électrique.
Le rendement global peut y atteindre 60%, ce qui permet de réduire considérablement la quantité de carburant nécessaire, dans un rapport 2,3,
Ce qui représente une économie de 200 TWh !
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La transition énergétique devra atteindre deux objectifs:
- Supprimer les émissions de CO2 fossile.
- Réduire drastiquement la dépense énergétique.
Dans les transports, il semble bien que le moteur électrique soit un passage obligé, associé à une batterie et/ou une pile à combustible.
Le moteur électrique apporte son excellent rendement et son absence d'émissions polluantes ou de GES.
La pile à combustible utilise un carburant propre de très haute capacité énergétique, garant d'une grande autonomie.
La solution à batterie seule restant dédiée aux applications se satisfaisant d'une autonomie réduite.
La généralisation de ces solutions permettrait à terme d'économiser 400 TWh, de supprimer les émissions de GES , et de s'affranchir des problèmes de pollution générés par les moteurs thermiques, même utilisant des biocarburants.
La solution à batterie seule a montré ses limites, à la fois technologiques, et surtout logistiques à cause des problèmes de recharge de batteries de très grandes capacité.
Reste la solution à pile à combustible, qui peut constituer une planche de salut pour l'après pétrole.
Mais le combustible en question, obligatoirement renouvelable, devra être majoritairement importé, ce qui ne va pas dans le sens de l'indépendance énergétique.
Mais peut-on faire autrement ?

26 juillet 2016 2 26 /07 /juillet /2016 09:47

Quelle vie après le pétrole ?

26 Juillet 2016
Dans les pays dits développés, et depuis quatre générations, la Société et l'Economie se sont structurées sur la base du machinisme, lequel a été rendu possible par la découverte de sources fossiles d'énergie disponible en quantités illimitées, et donc à bas coût.
Aujourd'hui le KWh de carburant prêt à l'emploi est vendu 5 centimes HT à la pompe. Le prix du Gaz naturel est du même ordre.
Un seul paquet de cigarette est vendu CINQ fois plus cher qu'un litre de super ( 7 euro TTC contre 1,4 euro TTC).
Un fumeur "moyen" ( Un paquet par jour) dépense TROIS fois plus d'argent pour ses cigarettes qu'un automobiliste moyen parcourant 12 000 km par an ne dépense pour son gazole !!
L'abondance de ces ressources naturelles fossiles à bas coût nous a conduits à ignorer délibérément pendant un siècle la démarche de recherche de l'efficacité énergétique.
L'exploitation de cette énergie repose, pour l'essentiel encore, sur des cycles thermodynamiques dont le rendement est bien souvent déplorable, rarement supérieur à 30%, et parfois 25% dans les transports.
(Même l'électricité nucléaire n'échappe pas au cycle thermodynamique puisqu'un réacteur à fission n'est qu'une chaudière un peu sophistiquée dont la vapeur actionne une turbine, en somme une machine à vapeur modernisée).
Quasiment les trois quart de cette énergie sont donc perdus sous forme de chaleur dissipée en pure perte.
La cogénération, qui permet de récupérer une partie de la chaleur perdue, n'est encore que faiblement utilisée.
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Les énergéticiens savent évidemment depuis longtemps que ces ressources naturelles fossiles ne sont pas inépuisables. Leur existence résulte de l'enfouissement catastrophique d'énormes quantités de matières organiques ayant subi un processus de transformation au cours des millions d'années écoulées.
Une fois ce stock épuisé, la pénurie surviendra inéluctablement.
Oui mais, quelle est l'échéance ?
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Ici l'honnêteté intellectuelle nous impose de signaler l'existence d'un courant d'opinion minoritaire qui soutient l'idée d'une possible origine abiotique d'une partie au moins des Hydrocarbures puisés dans le sol.
Abiotiques signifie que ces produits se sont formés non pas à partir de matières organiques, mais par des réactions chimiques entre composés minéraux présents dans la croute terrestre, donc potentiellement inépuisables.
Des géologues ont effectivement constaté que des Hydrocarbures abiotiques (Donc non fossiles) peuvent se former spontanément dans le sous-sol à grande profondeur, sous les effets conjugués des très fortes pressions et des très hautes températures, en présence de certains composés minéraux présents dans le substrat. Ces produits remonteraient ensuite à travers les fissures de la croute terrestre.
Si ce processus de formation a bien été constaté et expliqué par les scientifiques, et reproduit partiellement en laboratoire, les recherches en cours n'ont pas encore confirmé l'existence de quantités significatives justifiant une exploitation industrielle.
(On trouvera un excellent article référencé sur la question sur le site de Médiapart).
Ce qui vient d'être dit vaut également pour les sources naturelles d'Hydrogène signalées ici et là, et dont l'étude pourrait révéler l'intérêt comme sources décarbonées.
Bien sûr cette "affaire" de pétrole abiotique fait l'objet de débats acharnés où il est question de "complot" au bénéfice des pétroliers, toujours la théorie du complot, objet de sarcasmes de la part de ceux "à qui on ne la fait pas".
La meilleure ruse du diable n'est-elle pas de faire croire qu'il n'existe pas ?
Si l'une ou l'autre de ces "Hypothèses" s'avérait exacte, il en résulterait évidemment un changement considérable affectant la notion de réserve énergétique.
Mais jusqu'à nouvel ordre, les réserves d'Hydrocarbures accessibles demeurent officiellement un résidu décomposé de Biomasse ancienne non renouvelable et donc appelé à s'épuiser. C'est vrai aussi pour le charbon.
L'échéance fatale dépendra de l'évolution du profil de consommation des
pays émergents, qui aspirent à améliorer leurs conditions de vie.
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Le remplacement de ces sources fossiles est donc une nécessité inéluctable qui fait consensus, du moins dans les réunions internationales, la seule inconnue étant le calendrier de cette transition que, faute de mieux, on s'accorde à fixer à un ou deux siècles, ce qui nous laisse un temps "raisonnable" d'adaptation (On n'a pas parlé de Calendes Grecques, mais certains y ont pensé très fort).
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Sur ce problème d'épuisement des ressources fossiles, somme toute peu urgent, est venu se greffer un problème beaucoup plus pressant, celui du changement climatique dû (attribué) aux émissions anthropiques de GES, liées à la combustion des énergies fossiles.
Il ne s'agit alors plus de gérer "en bon père de famille" la baisse des réserves fossiles, mais bien de freiner de tout urgence la montée des taux atmosphériques de GES et de CO2 en particulier.
(Le Méthane est lui aussi fortement concerné, mais nos automobiles n'en rejettent pas, c'est donc beaucoup moins médiatique).
Les éventuels hydrocarbures abiotiques seront eux aussi condamnés puisqu'ils émettent en brûlant autant de CO2 non renouvelable que les autres.
Ce n'est plus une question de siècle, mais de décennie pour amorcer une transition énergétique vertueuse susceptible de limiter une éventuelle catastrophe climatique.
Il va donc nous falloir fermer prématurément les robinets du pétrole et du gaz naturel (Abiotiques ou pas) et cesser de brûler du charbon, et ceci dans des délais beaucoup plus courts que prévus initialement.
C'est du moins le consensus proclamé "urbi et orbi" par les Etats périodiquement réunis en Assemblée constituante de notre futur énergétique.
Cette courageuse décision étant proclamée, il reste à rechercher la ou les solutions de rechange, et à les mettre en œuvre.
L'énormité d'un tel projet n'a évidemment pas échappé à ceux qui ont pris cet engagement.
Jusqu'à présent il "suffisait" de faire des trous dans le sol pour se procurer cette énergie dont nous avons fait le sang de nos sociétés. Demain il faudra un peu plus d'imagination et d'efforts, de sacrifices aussi, pour "fabriquer" ces Kilowattheures désormais indispensables.
Le sevrage ne se fera pas sans douleur. Le bébé n'accepte pas sans protester l'abandon du lait maternel pour des nourritures qu'il devra fabriquer lui-même.
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Certains ont cru trouver le salut dans l'énergie nucléaire.
Energétiquement parlant, elle a fait ses preuves. Mais hélas à un prix que l'Humanité n'est peut-être pas disposée à continuer de payer.
Quelques voix protestataires commencent à se faire entendre au sein de la génération montante, dont la descendance devra gérer les déchets radioactifs dont nous leurs faisons "cadeau".
Tchernobyl et Fukushima ont démontré la réalité des risques encourus, la leçon finira bien par être retenue.
La génération des réacteurs à fission devrait logiquement s'éteindre avec ce siècle, mais il faudra probablement un autre Fukushima pour emporter la décision d'arrêt.
D'autres procédés nucléaires sont mis en avant, soi-disant moins dangereux, et plus efficaces, comme la fusion. La preuve de leur innocuité n'a pas encore été fournie.
Le Nucléaire "propre" reste donc, jusqu'à nouvel ordre, une vision utopiste, qui ne devrait en aucun cas constituer une base pour la transition énergétique vertueuse à laquelle nous sommes contraints.
Cette technologie est cependant toujours soutenue par une fraction puissante des énergéticiens, qui lui prédisent un avenir brillant, eu égard à ses capacités d'assurer une production de base non intermittente, et sans émission de GES.
Près de 450 réacteurs nucléaires sont en service dans le monde, et 70 sont en construction.
Le lobby nucléaire constitue, par sa puissance industrielle et politique, un sérieux obstacle au développement des énergies renouvelables, reléguées au rang d'énergies d'appoint incapables d'assurer une production de base de manière continue.
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Entre la résistance du pétrole, du Gaz naturel, et du Charbon, et la puissance du lobby nucléaire, les énergies renouvelables auront la tâche difficile de démontrer qu'il y a une autre voie énergétique et que c'est la seule capable d'écarter la menace d'un bouleversement climatique.
Il ne faut pas attendre des énergéticiens du pétrole, du Gaz naturel, du charbon et du nucléaire, qu'ils acceptent de se saborder à la seule vue d'une courbe d'augmentation prévisionnelle des températures, fut-elle bénie par le GIEC.
Jusqu'à nouvel ordre, c'est toujours la loi du marché qui s'applique.
Les énergies solaire, éolienne, et de biomasse, ne seront admises de plein droit que si elles apportent la preuve de leur rentabilité financière.
Or, jusqu'à aujourd'hui, personne ne sait produire un KWh à 5 centimes avec du Soleil, du Vent, ou de la biomasse.
Pour débloquer la situation les Etats tentent d'agir sur deux leviers:
- Imposer une lourde taxe sur les émissions de CO2 fossile.
(Qualifiée d'Arlésienne, tant on en parle sans jamais la voir).
- Détaxer les énergies nouvelles (Electricité verte, Biogaz, Biocarburants).
Ces deux leviers doivent être actionnés avec la plus grande circonspection sous peine de provoquer des dégâts collatéraux dans tout le système économique mondial.
(Inutile de rappeler que la transition énergétique ne peut être que planétaire).
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Nonobstant les remarques et réserves ci-dessus, il faut y croire et forger les outils qui permettront de démontrer la rentabilité des énergies renouvelables, au besoin en soutenant financièrement la phase d'industrialisation à grands coups de subventions, de tarifs de rachat préférentiels, de détaxations diverses, d'incitations fiscales, et de projets internationaux de nature à fédérer les enthousiasmes des entrepreneurs.
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C'est dans cet esprit de conquête que le déploiement des énergies renouvelables est mis en œuvre.
Il faut faire feu de tout bois:
Le rayonnement solaire direct, la Biomasse terrestre et aquatique, l'énergie cinétique atmosphérique macroscopique ( Le vent…), le cycle de l'eau (Fleuves, marées, chutes d'eau, courants marins,…), la chaleur solaire emmagasinée dans le sol (Géothermie de surface), l'énergie cinétique atmosphérique microscopique (Pompes à chaleur), etc…
A cette énergie solaire, on peut ajouter l'énergie interne du Globe qui nous parvient sous forme de volcanisme de surface, et de géothermie profonde.
Ces manifestations énergétiques multiples peuvent subvenir amplement aux besoins de l'Humanité.
Encore faut-il aller les chercher.
Les technologies nécessaires existent déjà et ont été mises en œuvre, certaines à grande échelle.
Le problème est maintenant de les développer à l'échelle industrielle, ce qui implique de se placer en concurrence avec les vieux produits bon marché.
Et c'est là l'obstacle principal.

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S'agissant de technologies nouvelles, leur mise en œuvre sur sites industriels est nécessairement très onéreuse, conformément à tous les cycles industriels, qui doivent passer par une "courbe d'apprentissage" pour monter en puissance et atteindre la maturité et donc la rentabilité.
Pendant la période d'apprentissage, le produit (Ici de l'énergie électrique verte ou des biocarburants) se heurte à la concurrence de produits énergétiquement équivalents, qui ont depuis longtemps atteint leur rentabilité (Pétrole, Gaz naturel, charbon, électricité nucléaire) et sont donc proposés à bas prix.
(Nous avons déjà cité le KWh de super à 5 centimes HT!)
Le seul avantage des nouveaux produits est leur caractère renouvelable et décarboné ou à carbone recyclable.
Si cet avantage n'est pas considéré d'emblée comme décisif par le marché, le nouveau produit n'a aucune chance de s'imposer.
Rappelons que le "marché" est sans moralité et sans vertu; la régulation y est apportée par les Etats. La fameuse "main invisible du marché", chère à certain gourou, nous a déjà montré ce dont elle est capable.
Le problème de la transition énergétique ne sera donc pas technologique, mais économique, voire même politique.
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Tant que le trio Pétrole-Gaz-Charbon sera disponible (Tant que les réserves ne seront pas effectivement déclinantes), les autres sources d'énergies ne pourront s'imposer que grâce au soutien d'une politique commerciale à base de taxation sélective.
Une telle taxation (Taxe Carbone) permet effectivement de compenser des différences de prix de revient, et/ou de favoriser telle solution pour des raisons comme leur intérêt écologique, mais à condition de faire l'objet d'un consensus mondial et d'un encadrement effectif, sous peine de créer un gisement d'escroqueries, on en a vu un exemple récemment à propos des quotas de CO2.
Par ailleurs une taxation se traduit par un accroissement des coûts, qui ne doit pas résulter en une mesure discriminatoire à l'encontre des classes défavorisées et/ou des pays émergents.
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Devant ces problèmes d'ajustements de marchés par "forçage" du principe de concurrence "pure et parfaite", les Etats hésitent à prendre le risque de déstabiliser des pans entiers du secteur de l'énergie.
Il peut alors en résulter une situation de la poule et de l'œuf, dans laquelle les investisseurs rechignent à lancer une production dont il savent qu'elle ne sera pas concurrentielle par rapport aux anciens produits qui sont toujours disponibles à bas prix.
Quant à la production subventionnée, elle n'est qu'un encouragement à profiter d'un effet d'aubaine, et constitue de toutes manières une distorsion de concurrence qui se saurait être longtemps tolérée par les partenaires commerciaux.
Sauf à changer de modèle économique, ce qui n'est pas dans l'air du temps, il faut nous attendre à une guerre de tranchées qui se livrera pour tenter de réduire à merci le trio PGC ( Pétrole-Gaz-Charbon) , qui ne cesse de recevoir des renforts comme les Gaz de schiste, et qui bénéficie de l'appui du Nucléaire qui n'a pas du tout l'intention de rendre les armes.
Allons-nous vers une nouvelle guerre de cent ans ?
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Heureusement le clan des optimistes voient, plutôt qu'une guerre, une occasion qui nous est offerte de relever un nouveau défi pour résoudre un fois pour toutes ce problème d'énergie sans nécessairement recourir à des solutions incontrôlables comme le Nucléaire.
Après tout, nos combustibles ne sont que des arrangements de quelques briques élémentaires. Le diagramme ci-dessous montre qu'un chimiste un peu dégourdi peut obtenir aisément des combustibles de bonne facture avec du vent ou du soleil.

Quelle vie après le pétrole ?

En ajoutant quelques cornues on peut fabriquer des carburants liquides à base de Biomasse comme l'ETBE qui remplace le super et l'EMHV qui se substitue au Diesel avec de meilleures performances.
La réaction de Méthanation consomme du CO2, qui peut être prélevé en sortie des cheminées d'usines.
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Avec du vent et du Soleil la technologie actuelle permet donc de "fabriquer" n'importe quel combustible liquide ou gazeux, sans faire appel aux sources énergétiques fossiles.
Le problème est uniquement économique:
Comment concurrencer des produits d'origine fossile offerts sur le marché à 5 centimes d'euro HT le KWh ?
Il n'y a plus d'autre obstacle que celui-là…
Nous n'avons donc plus le droit de nous cacher derrière des problèmes technologiques imaginaires, puisqu'ils sont déjà résolus.
Il nous appartient désormais de nous attaquer aux vrais problèmes, qui sont politiques et planétaires, et du ressort de l'ONU.
Tâchons de ne pas attendre la COP75 pour prendre enfin les bonnes décisions.

23 juillet 2016 6 23 /07 /juillet /2016 19:01

1er Juillet 2016
Le renoncement aux carburants fossiles n'ira pas sans quelques sacrifices.
Entrer en religion écologique suppose un noviciat au cours duquel le prétendant découvre le monde auquel il aspire, ses joies, mais aussi ses souffrances.
L'automobiliste d'aujourd'hui entreprend un noviciat.
Renoncer à ce qui fut la sainte huile durant un siècle, pour embrasser la nouvelle religion du Soleil et du vent, c'est un peu comme, pour un alpiniste, détacher sa corde d'assurance et faire de l'escalade libre.
Quelle voie choisir entre le Bio Ethanol, le Bio diesel, l'Hydrogène, le Bio Méthane, l'électricité d'une batterie, l'électricité d'une pile à Hydrogène, ou quelques savants mélanges de plusieurs d'entre eux ?
Vers quelle obédience se diriger ? Le moteur thermique ? Le moteur électrique ? Ou bien une solution œcuménique qui serait un mélange des deux ?
Cette période de noviciat risque de durer quelques décennies, eu égard au caractère assez approximatif des diverses propositions auxquelles, comme dirait ma grand'mère,
"il manque toujours dix-neuf sous pour faire un franc".
Aussi, il n'est pas inutile de chercher à identifier quelques-uns des dix-neuf sous manquants, peut-être alors y verrons-nous plus clair.
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En matière d'automobile, la transition énergétique est soutenue par deux écoles:
D'une part les pragmatiques, qui considèrent qu'il suffira de remplacer super et gasoil par du Bio Ethanol ou du Bio Diesel, sans rien changer d'autre que quelques réglages par ci par là.
D'autre part les idéalistes, qui veulent non seulement remplacer le pétrole, mais aussi améliorer significativement l'efficacité énergétique, la dite énergie risquant fort de devenir une denrée rare et chère.
Les premiers ont raison et les seconds n'ont pas tort, de là vient tout le problème du choix.
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La première école a pour elle la simplicité apparente. Même type de moteurs thermiques, on se "contente" de changer le produit que l'on verse dans le réservoir.
Mais cette solution présente deux inconvénients majeurs:
Le premier est son rendement énergétique très faible, proche des 25% en usage normal, ce qui est indécent dans un contexte d'économie d'énergie.
Le second inconvénient est lié à la fabrication des nouveaux carburants.
Prenons un exemple:
On dit grand bien de l'huile de Jatropha pour remplacer le gasoil. Cette plante pousse paraît-il n'importe où, même sur des terres impropres aux culture alimentaires, et se contente de très peu d'eau. Le produit idéal ?
Pas tout à fait.
Le rendement de production de cette huile est de 1 900 L/ha sur une terre "normale" bien irriguée. Il tombe à 600 L/ha sur ces fameuses terres dites incultes. Considérons un rendement moyen de 1000 L/ha.
Le transport routier en France consomme 40 Milliards de litres de gazole chaque année (Oui, vous avez bien lu quarante Milliards).
Pour remplacer ce produit par l'huile de Jatropha, il faudrait donc cultiver environ 40 Millions d'hectares, ce qui représente plus de 70% du territoire national métropolitain de 550 000 km2.
( Il en faudrait même bien davantage car, pour fabriquer du biocarburant il faut dépenser de l'énergie, nos 40 millions d'ha devront donc passer à 50, voire davantage).
Ce n'est donc pas demain que nous verrons les biocarburants "Made in France" remplacer le pétrole.
Il nous faudra donc importer la très grande majorité de nos besoins, ce qui n'est pas sans quelques soucis:
D'une part notre dépendance au pétrole d'importation sera remplacée par une dépendance au Bio Diesel également importé, pas sûr que nous y gagnions au change.
D'autre part, la forte demande suscitera bien des convoitises dans les pays défavorisés qui y verront une nouvelle source de revenus. Les meilleurs rendements étant obtenus sur les bonnes terres, nul doute que les cultures alimentaires en souffriront, avec les conséquences que l'on peut imaginer.
Donc, si l'on n'y prend pas garde, notre comportement écologique risque fort de provoquer un désastre humanitaire dans les pays à l'agriculture déjà précaire. Les maigres cultures vivrières ne pèseront pas lourd devant les dollars du Bio carburant.
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La deuxième école nous précipite de plein pied dans un monde de complexité à première vue peu réaliste.
L'amélioration du rendement énergétique implique le remplacement du moteur thermique par un moteur électrique, dont le rendement peut être supérieur à 85%.
Dans un premier temps ce moteur électrique est alimenté par une batterie, solution bien connue, déjà expérimentée aux tout débuts du XXè siècle.
Mais, la capacité énergétique spécifique des batteries n'ayant que peu progressé, les problèmes d'autonomie et de poids demeurent des obstacles rédhibitoires qui ne peuvent être contournés que grâce à des infrastructures de recharge peu réalistes.
Il faut donc trouver autre chose.
L'idée nouvelle est non pas d'embarquer l'électricité dans une batterie, mais d'embarquer plutôt de l'hydrogène à partir duquel l'électricité serait fabriquée grâce à une pile à combustible.
La capacité énergétique spécifique d'un réservoir d'Hydrogène étant 50 fois supérieure à celle d'une batterie, le problème d'autonomie sera résolu.
C'est vrai, mais il faut d'abord surmonter quelques difficultés:
En effet, il faut d'abord produire de l'Hydrogène renouvelable, par électrolyse de l'électricité elle-même renouvelable évidemment. Le rendement énergétique de cette opération est de l'ordre de 80%.
Ensuite il faut stocker cet Hydrogène, ce stockage devant être rapidement réversible et sécurisé.
Pour cela il est possible d'en injecter dans le réseau du Gaz naturel, en faibles quantités, de l'ordre de quelques pourcents. Il peut ensuite en être extrait à l'aide d'un séparateur.
Pour le stockage de grosses quantités il n'existe pas encore de solution satisfaisante, sinon transformer l'Hydrogène en Méthane pour le substituer au Gaz naturel pour lequel les capacités de stockage existantes sont énormes. C'est faisable, avec un rendement énergétique correct.
Puis il faut distribuer cet Hydrogène à travers un réseau national, qui reste entièrement à construire.
Après quoi il faut des stations services capable de procéder au remplissage des réservoirs des voitures à la pression de 700 kg, ce qui est un autre défi.
Enfin il y a lieu de mettre au point des piles à Hydrogène satisfaisant les normes automobiles, et d'un coût acceptable.
Tout cela est fort compliqué et entièrement à construire.
(Les quelques démonstrateurs visibles ici et là ne représentent pas la phase industrielle de grandes séries à prix grand public ).
C'est pourquoi cette deuxième solution peut être qualifiée d'idéaliste, mais sans pour autant lui dénier tout intérêt car la filière Hydrogène est une réalité incontournable et les constructeurs y travaillent activement.
Des simplifications sont possibles: On peut par exemple fabriquer l'hydrogène par électrolyse dans la station service, et le stocker sur place dans des réservoirs de dimensions raisonnables. On peut alors se passer d'un réseau de distribution national, et le stockage de masse est remplacé par un stockage distribué.
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Les 40 Milliards de litres de carburant diesel consommés en France représentent une énergie d'environ 400 TWh.
Le rendement énergétique des motorisations thermiques étant de l'ordre de 25%, l'énergie "utile" est donc de 100 TWh.
Le reste est dissipé en chaleur perdue.
Dans l'hypothèse d'une généralisation de la motorisation électrique, l'énergie utile nécessaire serait évidemment toujours de 100 TWh.
Selon la façon dont l'électricité est fournie au moteur, Batterie, ou
Hydrogène + Pile à combustible, le rendement global serait non pas de 25% mais plutôt de 50%.
( Il faut compter les rendements énergétiques de ces diverses solutions, y compris l'étape d'électrolyse pour obtenir l'Hydrogène).
L'énergie d'entrée serait donc d'environ 200 TWh.
200 TWh, c'est 40% de la consommation électrique nationale actuelle, ou encore la production de 13 000 éoliennes offshore de 5 MW.

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Donc, d'un côté on remplace les importations de pétrole par des importations de biocarburants, en fermant les yeux sur les méthodes de production.
D'un autre côté on construit des parcs éoliens offshore à hauteur de 13000 éoliennes de 5 MW, les installations d'électrolyse nécessaires pour produire l'Hydrogène, le réseau de distribution de cet Hydrogène, et les stations services capables de le délivrer sous une pression de 700 kg.
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Le diagramme suivant montre ces deux voies.

Biocarburants, pas si Bio que çà…

La tentation est grande de choisir le raccourci du haut, qui n'exige aucun effort à condition de trouver du Biocarburant sur le marché, ce qui est déjà le cas aujourd'hui.
Le choix de la voie Hydrogène exigera beaucoup d'abnégation, et un sens aigu de l'écologie. Des investissements importants sont à prévoir, pour un succès problématique car certains obstacles ne sont pas encore levés:
- La mise au point d'une pile à Hydrogène pour l'automobile doit tenir compte d'un cahier des charges très sévère sur la sécurité, la gamme de températures, la facilité de maintenance, la durée de vie, le poids, et par-dessus tout le prix.
- Le réservoir d'Hydrogène à haute pression ( 700 kg) pose en lui-même des problèmes de sécurité, de conformité aux réglementations, de robustesse, de résistance aux chocs, d'étanchéité, dans la durée de vie du véhicule.
- Le remplissage de ce réservoir nécessite un réseau de stations services équipées de compresseurs adéquats et de réservoirs de stockage sécurisés.
- La ou les installations d'électrolyse sont à développer selon des cahiers des charges qui ne sont pas encore écrits.
- les règles de sécurité pour ce type d'utilisation sont à définir, pour l'usage du véhicule, son stationnement ( sur la voie publique, dans les parkings souterrains, au domicile, etc.), les visites de sécurité (modalités, calendrier, procédures, responsabilités, pénalités, etc.), les contrats d'assurance, et bien d'autres encore à découvrir.
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La méthode qui consisterait à fabriquer l'Hydrogène dans la voiture à partie d'Ethanol, est certes séduisante puisqu'elle supprime le problème de transport, de distribution, et de stockage de l'Hydrogène sous haute pression, mais elle a ses inconvénients:
D'une part elle rajoute un module de vaporeformage pour obtenir l'Hydrogène, ce qui augment la complexité et le coût.
D'autre part le rendement global diminue à cause de tous ces étages successifs dont chacun engendre une perte d'énergie.
On peut espérer quand même un rendement global de 50%, soit le double de ce qu'offre une motorisation thermique utilisant directement du bioéthanol ou du bio diesel.
Diviser par deux la consommation énergétique, c'est une performance remarquable qui justifie de s'intéresser de près à cette solution, même si au premier abord elle peut sembler une usine à gaz, ce qu'elle est d'ailleurs effectivement.
Après tout, il s'agit d'économiser annuellement 20 Milliards de litres de carburant, soit pas moins de 20 Milliards d'euros au prix unitaire de un euro .
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Si l'on n'est pas très regardant sur la manière écologique ou non de fabriquer les biocarburants, et s'ils sont disponibles sur le marché à un prix "raisonnable", nul doute qu'ils auront du succès.
A plus forte raison s'il est démontré qu'ils ne mettent pas en péril les cultures vivrières.
Dans ce cas la filière Hydrogène + pile à combustible a du souci à se faire.
Seule une réglementation imposant un rendement énergétique supérieur à 50% pourrait lui redonner tout son intérêt.
(Après tout la transition énergétique c'est aussi la recherche de l'efficacité énergétique).
La situation pourrait changer s'il était démontré que les moteurs thermiques polluent autant avec des biocarburants qu'avec des carburants fossiles.
(Leur caractère Bio ne leur confère pas une immunité contre les oxydes d'Azote ou les nanoparticules).
L'Hydrogène deviendrait alors le recours ultime et règlerait le problème du choix une fois pour toutes.
Les cinquante prochaines années seront riches en rebondissements et les bureaux d'études ne manqueront pas de travail.

26 juin 2016 7 26 /06 /juin /2016 11:13

26 Juin 2016
Pour tirer le meilleur parti des énergies renouvelables intermittentes, les capacités de stockage gravitaire de l’électricité (Pompage-turbinage) ne suffiront pas à assurer à la fois le rôle de réserve primaire de puissance active et le rôle de valorisation de l’électricité « fatale » produite en période de faible demande.
Cette fonction, qui implique des capacités de stockage d'énergie très importantes, n’est possible qu’à travers la filière Hydrogène, qui devient de ce fait incontournable.
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Ce transfert énergétique de l’électricité vers l’Hydrogène s’effectue par électrolyse de l’eau, avec un rendement qui peut atteindre 90% dans les meilleures conditions (CEA-Liten).
L’Hydrogène ainsi obtenu peut ensuite être valorisé de différentes façons:
- Refaire de l’électricité grâce à une pile à Hydrogène (Fuel cell), ou une turbine entraînant un alternateur, pour répondre à des besoins de compensation du réseau, ou pour les applications mobiles.
- En injecter dans le réseau de distribution de l’actuel Gaz naturel, dans une proportion de 10 à 20%, avec certaines précautions.
- Remplacer dans l’Industrie l’Hydrogène de synthèse produit à partir de sources fossiles.
- Le transformer en Méthane (Méthanation) pour l’injecter en grandes quantités dans le réseau du Gaz.

L’Hydrogène, le Bio Gaz et les Bio carburants constitueront donc, avec l’électricité, une panoplie énergétique de laquelle de nombreuses applications pourront tirer parti, notamment l’Automobile, à laquelle nous nous intéressons aujourd'hui.
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L’élargissement du marché du véhicule électrique se heurte à un obstacle :
Avec une batterie de 30 kWh, entraînant un surpoids de près de 300kg, les véhicules électriques actuels ont une autonomie de 150 à 200 km, ce qui constitue un handicap limitant leur utilisation aux zones urbaines et péri urbaines, plus généralement aux parcours de voisinage.
Pour leur conférer une autonomie comparable à celle des véhicules thermiques, il faudrait une batterie d'au moins 100 kWh, qui poserait un double problème:
D'une part le poids, de l’ordre de 800 kg dans la technologie actuelle, qui resterait considérable même en intégrant les progrès futurs.
D'autre part, la charge rapide de ces batteries nécessiterait de nombreuses bornes de charge de 150 à 200 kW, qui n’existent pas et n’existeront probablement jamais si l’on en croit EDF, qui a déjà lancé un message d’alerte sur les risques de déséquilibre du réseau de distribution.
Le passage à la voiture hybride ne résout pas le problème puisque ces véhicules fonctionnent essentiellement à l’essence sur la route.
(L'autonomie électrique des hybrides est réduite à quelques dizaines de km).
Les solutions dépendantes des batteries au Lithium tirent parti de la technologie actuelle, mais ne sauraient constituer des solutions exhaustives pour l'avenir de la transition énergétique.
Sans cependant nier leur intérêt pour les usages urbains ou de circuits courts.
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C’est pourquoi les constructeurs recherchent une autre solution, permettant de résoudre à la fois les problèmes du poids des batteries, de l’autonomie du véhicule, et de l’approvisionnement en combustible, tout en conservant le moteur électrique à cause de son excellent rendement énergétique et de la possibilité de récupérer de l'énergie au freinage.
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L’idée est de fabriquer l’électricité dans le véhicule lui-même à partir d’un combustible d’une capacité énergétique spécifique beaucoup plus élevée que celle d’une batterie, ce combustible étant évidemment issu d’une source d’énergie renouvelable.
Les candidats sont l’Hydrogène (issu de l’électrolyse de l’électricité « fatale » éolienne ou solaire), le Bio Gaz et les biocarburants, issus des autres sources renouvelables.
Les capacités énergétiques spécifiques sont les suivantes, rapportées à celles de la batterie au Lithium:

- Batterie Lithium-ion: 0,13 kWh/kg
- Bio Ethanol: 7 kWh/kg
- Bio GNV : 13 kWh/kg
- Di-Hydrogène: 33 kWh/kg
- Supercarburant: 12 kWh/kg (Pour mémoire).

La faiblesse congénitale de la batterie saute aux yeux, alors que l’intérêt énergétique de l’Hydrogène s’impose à l'évidence.
Cependant ce gaz doit être stocké dans un réservoir spécial dont le poids compense en partie l’avantage énergétique. On passe alors de 33 kWh/kg à 7 ou 8 kWh/kg , soit pas mieux que l’Ethanol !
L’avantage considérable du carburant liquide comme l’Ethanol apparaît alors; il est, à poids égal, 50 fois plus énergétique qu'une batterie au Lithium, et il très facile à transporter à la pression atmosphérique dans un petit réservoir en tôle, et déjà disponible en stations-services (E100)!
Tous ces avantages paraissent le désigner comme le meilleur candidat.
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Hélas, aujourd'hui l'Ethanol n'est utilisable qu'avec un moteur thermique, dont le rendement minable (<25%) le discrédite en face du moteur électrique dont le rendement dépasse 85% puisqu'il échappe au cycle thermodynamique.
Le choix actuel est donc entre deux solutions imparfaites:
- Un moteur thermique alimenté en Ethanol, solution immédiatement disponible et peu onéreuse, mais d'un rendement inférieur à 25%, et qui va consommer beaucoup plus que son équivalent utilisant du supercarburant.
- Un moteur électrique alimenté par de l'électricité fournie par une pile à Hydrogène, elle-même alimentée par de l'Hydrogène contenu dans un réservoir embarqué sous très haute pression. Solution d'un excellent rendement, mais complexe donc onéreuse, et nécessitant un carburant lui-même d'une manipulation complexe et dangereuse à travers un réseau qui reste entièrement à construire.

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La solution idéale serait un moteur électrique couplé à une pile à Hydrogène, l'Hydrogène étant fabriqué sur place à partir d'un carburant liquide facile à manipuler, comme l'Ethanol.
L'extraction de l'Hydrogène à partir de l'Ethanol est une opération courante relativement facile à mettre en œuvre.
Cette solution intéresse aujourd'hui les bureaux d'études de NISSAN, car c'est la seule qui résout les problèmes qui bloquent le développement de l'automobile électrique: L'autonomie et la facilité d'emploi du carburant.
L'introduction éventuelle sur le marché est prévue pour après 2020.
Cette solution présente l'avantage d'utiliser un carburant facilement stockable pour constituer des réserves. De plus la production de biocarburant est indépendante des conditions météo, contrairement au solaire et à l'éolien.
Le tableau suivant montre succinctement les principales voies technologiques proposées aujourd’hui pour l'automobile.

Hydrogène, Bio Ethanol, et Bio méthane, un trio incontournable ?

- La voie A est mise en œuvre actuellement dans les voitures « Tout électriques ». C’est celle qui présente le meilleur rendement énergétique, mais avec plusieurs handicaps:
L’autonomie demeure très insuffisante.
L’augmentation future de capacité des batteries ne fera qu’accroître le problème de la recharge rapide, les files d’attente et la surcharge du réseau électrique.
Rappelons que la capacité d'une batterie Li-ion est le résultat d'un compromis entre puissance et capacité. Pour contourner ce compromis il est certes possible de séparer les deux fonctions en ajoutant un supercondensateur qui prend en charge la puissance instantanée, la batterie pouvant alors être optimisée pour la capacité maximale.
Mais, même optimisée, cette capacité reste très inférieure aux performances massiques de l'Hydrogène ou de l'Ethanol.
Il existe d'autres technologies de batteries théoriquement plus performantes que le Lithium, mais leur adaptation au cahier des charges automobile n'a pas été concluant jusqu'à présent.
Cette voie A laisse craindre une impasse pour l’ouverture du marché aux grands parcours, et donc une restriction d’usage peu compatible avec les attentes de la clientèle.
Elle demeure néanmoins très intéressantes pour les usages qui n'exigent pas une autonomie supérieures à 150 à 200 km.

- La voie B est celle de la filière Hydrogène. La capacité énergétique au kg est la plus élevée, mais comme la molécule est très légère, il en faut beaucoup pour faire le poids ! Il faut alors comprimer fortement le gaz (700 kg/cm2) , ce qui nécessite des réservoirs spéciaux qui doivent être particulièrement protégés contre les chocs, et dont le poids réduit l’avantage énergétique.
De plus, la volatilité du produit, et sa très forte inflammabilité, imposent des précautions particulières pour la fabrication, le montage, et la maintenance des robinets, tuyaux, valves, et autre membranes.
L’Hydrogène alimente directement une pile à Hydrogène (Fuel-cell) qui fabrique l’électricité servant à la propulsion.
Quelques kg d’Hydrogène suffisent à assurer une large autonomie.
Mais, aux inconvénients déjà cités s’ajoute le problème du réseau de distribution de ce gaz, et des stations de remplissage à la pression de 700 kg, qui nécessitent des installations très spéciales qui n'existent pas aujourd'hui.
Un certain nombre de véhicules (Autobus, véhicules de flottes) circulent déjà avec le combustible Hydrogène associé à une pile à Hydrogène et un moteur électrique. L'Hydrogène est fourni par le réseau existant de distribution à l'Industrie (Non accessible au grand public).
Demain l'Hydrogène pourra être fabriqué à la station service par électrolyse à partir de l'électricité du réseau, et stocké sur place dans des réservoirs ad-hoc, ce qui éviterait d'avoir à installer un réseau national de distribution.
Des constructeurs proposent déjà des véhicules particuliers à Hydrogène et pile à combustible:
- TOYOTA Mirai
L'hydrogène est contenu dans deux réservoirs en fibre de Carbone, pour un total de 120 Litres, à la pression de 700 kg/cm2, ce qui représente environ 3,8 kg d'Hydrogène, ou encore une énergie de 125 kWh.
L'autonomie indiquée est de 500 km, ce qui correspond à un rendement global de l'ordre de 60%.
- HYUNDAI i35 FCEV
(FCEV = Fuel Cell Electric Vehicle)
Elle offre une autonomie de 700 km grâce à un réservoir plus important qui emporte 5,64 kg d'Hydrogène sous 700 bar.
-HONDA Clarity FCV
Ces véhicules de même conception sont prévus sur le marché Européen dès 2016.
Outre les problèmes de sécurité liés au stockage d'Hydrogène dans des réservoirs à 700 bar, il se posera le problème des stations services capables de délivrer le produit à une telle pression.
Mais d'ici 2030 beaucoup d'obstacles seront levés, eu égard au caractère incontournable de la filière Hydrogène renouvelable.
D'autres solutions existent pour le stockage d'Hydrogène par adsorption ou absorption sur des composés de type Hydrures réversibles. Leur adaptation aux besoins automobile fait l'objet de nombreuses études, la voie reste donc ouverte.
- La voie C résout à la fois le problème de la capacité énergétique au kg, et le problème de distribution et de stockage du combustible, tout en ayant un rendement énergétique global convenable, c’est donc un bon compromis .
Il s’agit, non seulement de fabriquer l’électricité dans le véhicule lui-même, mais aussi de fabriquer sur place l’Hydrogène qui alimentera la pile à Hydrogène.
Ce gaz est alors obtenu par vapo reformage de Bio éthanol par exemple.
Il n’y a plus de problème d’autonomie, un réservoir en tôle suffit; On supprime également le problème de réseau de distribution spécial, puisque l’Ethanol est déjà distribué dans les stations services (E100).
C’est assurément la solution qui pose le moins de problèmes à l’utilisateur, tout en offrant un rendement énergétique global voisin de 50%, soit le double de celui d’une motorisation thermique classique.
Reste à considérer la complexité et le coût de la chaîne Vaporeformage + Fuel-cell.
C’est également une voie en développement chez les constructeurs, notamment NISSAN.

- La voie D est citée pour mémoire, puisqu’elle est déjà exploitée, malgré son rendement global très faible.
Dans le futur, son extrême simplicité peut la faire préférer à tout autre solution sophistiquée, car la simplicité est en général associée à un bas coût. Tout dépendra du prix des biocarburants.
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S’il s’avère dans le futur que les problèmes induits par l’usage des batteries (Autonomie, Recharge, Poids, Prix) sont de vrais handicaps limitant la généralisation du véhicule électrique à batterie, l’Hydrogène et les Biocarburants associés à la pile à combustible deviennent alors non pas des solutions complémentaires, mais des technologies incontournables dès lors que le choix de la motorisation est l’électrique.
On peut par ailleurs penser que le moteur thermique, vu son rendement inférieur à 25%, aura du mal à conserver sa place dans un contexte de recherche de l'efficacité énergétique, et face à des solutions à l'Hydrogène offrant une efficacité énergétique double. Et ceci même en présence des biocarburants, qui utilisent le même cycle thermodynamique que le super ou le diesel pétroliers.
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Aujourd'hui les carburants fossiles dominent encore largement le secteur des transports.
La voiture électrique peine à trouver sa place et n'arrive à s'imposer qu'à condition d'emporter un moteur thermique en secours !!! (Voiture hybride).
Mais heureusement la part d'électricité renouvelable augmente régulièrement et, grâce à l'électrolyse, l'électricité "fatale" peut être valorisée sous forme d'Hydrogène non fossile, qui devient disponible pour le déploiement d'une nouvelle filière.
Le couple Hydrogène + Pile à combustible devient donc de facto un challenger sérieux des combustibles fossiles, puisqu'elle permet de faire d'une pierre non pas deux, mais six coups:
- Valoriser l'électricité "fatale" produite par l'éolien et le solaire en période de faible demande.
- Permettre à l'automobile de retrouver ses qualités d'autonomie.
- Annuler les émissions de CO2 fossile et de polluants liées aux moteurs thermiques désormais remisés au placard des antiquités.
- Fournir à l'industrie de l'Hydrogène pur et renouvelable, en remplacement de l'Hydrogène de synthèse aujourd'hui fabriqué à partir du pétrole.
- Réduire l'empreinte carbone du Gaz naturel fossile en injectant une part d'Hydrogène dans le réseau de distribution.
- Fournir une solution de stockage de masse de l'énergie grâce à la passerelle Electricité-Gaz (Electrolyse- Pile à combustible- Méthanation).

Ces avantages font de l'Hydrogène un produit d'avenir utile et attendu dans de nombreux secteurs. Son caractère incontournable apparaît de plus en plus évident.

Pour les transports, il n'est pas impossible que la manipulation et le stockage de l'Hydrogène sous très haute pression dans un véhicule, soient jugés inacceptables pour le grand public.
Dans ce cas, la solution C constitue un recours bienvenu, l'Hydrogène est alors fabriqué sur place dans le véhicule par vaporeformage de l'Ethanol qui, lui, peut être manipulé et transporté comme les carburants liquides actuels.
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Aujourd'hui les grands constructeurs ne peuvent négliger aucune de ces pistes, car le futur de l'Automobile reste confus en raison de sa dépendance à la survie du pétrole, à l'évolution des réglementations, à la taxe Carbone, aux progrès éventuels des batteries, à la rentabilité de la passerelle Electricité- Gaz, au coût des piles à combustible, des électrolyseurs, de la méthanisation, etc.
Il est donc nécessaire de travailler dans trois directions à la fois:
- Continuer à améliorer les rendements du moteur thermique, qui restera concurrentiel encore de longues années.
En effet, d'une part le faire-part de la disparition du pétrole n'est pas encore chez l'imprimeur, et d'autre part les biocarburants seront disponibles à court terme, ouvrant la voie aux véhicules flex-fuel qui peuvent devenir la norme pour la prochaine décennie (Ils sont déjà commercialisés).
Seul un prix dissuasif des biocarburants pourrait précipiter le déclin du moteur thermique.
- Développer des équipements nécessaires à l'utilisation de l'Hydrogène dans les voitures électriques:
Electrolyseur.
Méthanation.
Réservoirs sécurisés très haute pression.
Réseaux de distribution de l'Hydrogène.
Etc.
Afin d'acquérir le savoir-faire qui sera nécessaire quand (?) la filière Hydrogène sera opérationnelle et à un coût compétitif.
- Continuer à développer les modèles de type A (Batterie 30 - 60 kWh) ,
avec des versions hybrides, qui sont les seules pour le moment à permettre une autonomie convenable, en sachant que leur existence est menacée par les solutions à l'Hydrogène dans le futur ( 2025 ? 2030 ?).
La prédominance de l'une ou l'autre solution dépendra de l'évolution des coûts de fabrication, et des prix à la pompe des biocarburants et de l'Hydrogène.
Ces derniers prix seront bien sûrs fortement impactés par les taxations spécifiques qui ne manqueront pas d'être appliquées pour soutenir telle ou telle politique énergétique.
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Voilà une révolution énergétique qui ne manquera pas de créer de nombreux emplois dans les bureaux d'études, et d'attrister les actionnaires qui devront mettre la main à la poche pour financer tout cela.

Sans parler de la perplexité des futurs acheteurs, qui auront bien du mal à faire leur choix parmi la profusion de "bonnes affaires" qui leur seront proposées.
Ceci n'est pas un plaidoyer en faveur de la location, quoique…
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17 juin 2016 5 17 /06 /juin /2016 18:56

17 Juin 2016
L’énergie est le fluide qui insuffle la vie dans le corps économique, et donc social.
Il suffit de regarder le réseau qui irrigue les principaux organes pour comprendre que l’on ne joue pas impunément avec une organisation aussi complexe sans risquer la thrombose ou l’hémorragie.
Pour des raisons géologiques, la France a été jusqu’à présent contrainte de vivre sous perfusion. Les réseaux eux-mêmes existent et sont gérés convenablement, mais le fluide vital doit être importé de différentes sources hors de notre contrôle, avec tous les risques d’interruption liés à l’occurrence d’évènements géopolitiques sur lesquels nous n’avons aucune prise.
Pouvoir débrancher les tuyaux et quitter enfin l’hôpital est le souhait de tout malade assisté.
C’est pourquoi la recherche de l’indépendance énergétique doit rester le « Fil rouge » de toute bonne politique de long terme.
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Le fluide vital qui nous maintient en vie est encore aujourd’hui un mélange composé essentiellement de pétrole, de Gaz naturel, de charbon, et d’Uranium, lesquels doivent être approvisionnés dans différents endroits de la Planète, au prix de certains compromis politiques, voire humanitaires, pas vraiment dans le droit-fil de la stratégie d’indépendance ni de la démocratie.
D’autres raisons motivent la recherche d’une solution à ce problème qui plombe notre avenir:
Les sources d’hydrocarbures sont vouées au tarissement, de par leur nature même de produits organiques fossilisés, l’échéance étant d’autant plus proche que la demande planétaire croît avec la banalisation d’un progrès technologique très énergivore.
D’autre part, la mise en évidence de leur influence néfaste sur le climat de la Planète impose de modérer drastiquement leur emploi afin de ralentir le taux de croissance du dioxyde de Carbone dans l’Atmosphère.
Pour toutes ces raisons il a été décidé de remplacer progressivement le fluide vital énergétique actuel par un autre mélange ne contenant que des produits renouvelables et neutres par rapport aux émission de CO2.
Cette notion de progressivité implique la coexistence des deux systèmes pendant une période dont la durée ne sera pas inférieure à un siècle, tant sont variés et considérables les changements qu’il nous faudra introduire dans les structures des nouveaux outils de production, des technologies liées aux nouvelles manières d’utiliser l’énergie, de l’aménagement du territoire, et de nos propres habitudes.
Tous ces changements devront s’imposer dans le respect des règles du marché, et notamment de la concurrence des produits pétroliers qui continueront d’être disponibles malgré les tentatives de mise à l’écart au moyen de taxes spécifiques dont l’efficacité reste à démontrer.
Pour la France, il va de soi que le planning de la transition sera décalé à proportion du retard de la décision de retrait du nucléaire.
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Le diagramme suivant donne une idée des réseaux énergétique de l’inter-règne.

« Power to Gas », le couteau suisse de la transition énergétique ?

Les trois sous-réseaux principaux seront conservés:
- Combustible liquides.
- Combustibles gazeux.
- Electricité.
Avec éventuellement un quatrième réseau qui sera un réseau de distribution de chaleur, aujourd’hui limité aux structures locales.
Pour pallier le risque d’une rupture temporaire d’approvisionnement en hydrocarbures, il a été décidé depuis longtemps, sous l’égide de L’Agence Internationale de l’Energie, que chaque Etat membre doit constituer des stocks énergétiques correspondant à environ trois mois de consommation.
Pour cette raison la France dispose d’importantes capacités de stockage de combustibles liquides et de Gaz naturel.
Il n’existe pas de capacités de stockage d’électricité, pour deux raisons:
La première raison tient à l’absence d’une solution technologique de stockage de masse.
(Les batteries, l’air comprimé, les volants d’inertie, et même les STEP, ne sont pas des stockages de masse).
La seconde raison est que l’électricité est produite (Jusqu’à présent) par des centrales thermiques ou nucléaires, qui sont alimentées par des combustibles liquides ou gazeux qui disposent de capacités de stockage, le stockage du combustible nucléaire étant constitué par celui qui est dans les cuves des réacteurs (Cycle de 18 mois) et celui qui est déjà en cours de « fabrication » sur le territoire.
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Les Biocarburants liquides et le Biogaz de méthanisation pourront sans inconvénient être utilisés dans les réseaux existant pour les combustibles liquides et gazeux.
Les biocarburants sont déjà distribués en stations services, et le bio Méthane est déjà injecté dans le réseau.
Les mêmes capacités de stockage restent donc disponibles pour une transition énergétique en douceur, pour ce type de produits.
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Par contre, l’électricité produite à partir des sources renouvelables qui sont le Soleil, le vent, et l’eau, est par nature irrégulière et difficilement prévisible, car soumise aux aléas météorologiques avec une périodicité qui peut être horaire, journalière, saisonnière, voire annuelle pour l’hydraulique, conduisant à des fluctuations locales considérables de la production.
Ces sources seraient inutilisables en réseau national sans quelques précautions indispensables:
D’une part la mise sur pied d’un solide service de prévisions météo travaillant sur un maillage très fin à l’échelle du km2, permettant d’anticiper les fluctuations de production afin de tenter de les compenser partiellement.
D’autre part, la mise en place de capacités de stockage de première intention capables d’intervenir très rapidement, à l’échelle de la minute, pour compenser les fluctuations de courte durée à l’échelle de l’heure. Il s’agit essentiellement des stations de pompage-turbinage, et éventuellement des batteries, ou de volants d’inertie, dès lors que la rapidité de mise en œuvre compte plus que la capacité.
Enfin, développer des moyens de stockage de masse basés sur des procédés également réversibles permettant d’utiliser les capacités de stockage existantes pour les combustibles liquides et/ou gazeux.
Ces moyens permettront d’une part de valoriser l’énergie « fatale » produite en excès en période de faible demande, et d’autre part, grâce à la réversibilité, de restituer une partie de l’électricité avec un rendement acceptable et en grande quantité.
Le procédé actuellement en faveur est la filière « Power-to-gas ».
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Puisqu’on ne sait pas stocker l’électricité en grande quantité, il « suffit » de la transformer en un Gaz qui sera stockable, et dont la molécule transportera l’énergie sous forme de l’énergie de liaison des atomes qui la constituent. On essaie évidemment de perdre le moins d’énergie possible lors d’une telle transformation, afin de conserver un bon rendement.
La première étape du procédé « Power-to-Gas » (P2G) est l’électrolyse. C’est une technologie déjà largement utilisée dans l’Industrie et pour laquelle le savoir-faire existe et ne pose pas de problème particulier.
Pour une fois on économisera des frais d’études, de recherche et de développement.
Le rendement énergétique des électrolyseurs modernes atteint 80% voire plus.
(Le CEA-Liten a développé un électrolyseur dont le rendement est annoncé pour 90%).
L’électrolyse produit le l’oxygène et de l’Hydrogène, deux gaz dont l’Industrie est très demandeuse. Aujourd’hui l’Hydrogène est produit par des procédés chimiques et est distribué par un réseau spécialisé.
L’Hydrogène « Electrique » peut être utilisé en tant que tel, c’est un excellent combustible, très énergétique, mais difficile à transporter et à utiliser en raison d’une part des faibles dimensions de la molécule qui lui permettent de s’insinuer dans la moindre fissure et donc de causer des fuites dans des installations « classiques », et d’autre part de son haut pouvoir d’inflammation.
Il existe néanmoins une « Filière Hydrogène » qui ambitionne de populariser ce produit en le rendant plus sûr et plus facile à gérer. On peut alimenter des moteurs et des turbines à gaz avec de l’Hydrogène.
L’existence des piles à Hydrogène autorise l’alimentation des véhicules électriques, certains sont déjà sur nos routes (Voit Toyota MIRAI).
L’Hydrogène peut être transporté comprimé en bouteilles, ou stocké dans des structures solides (Voir McPhy industry).
Il existe même un vélo électrique utilisant cette technologie.
On peut également utiliser l’Hydrogène dans une turbine à gaz pour actionner un alternateur.
Mais n’oublions pas que le but de l’opération était de stocker l’énergie ainsi transformée en gaz.
L’Hydrogène peut être injecté dans le réseau de distribution du Gaz naturel, dans des proportions de 10 à 20% (Hythane), ce qui constitue un moyen de stockage important, une valorisation de l’électricité « fatale », et une réduction du taux d’émissions de CO2 fossile du gaz.
( Voir le programme GRHYD).
Lorsque c’est nécessaire l’électricité peut être « reconstituée » grâce à une pile à Hydrogène, il en existe aujourd’hui pour les fortes puissances, avec des rendements significatifs qui dépassent 60%.
Mais pour pouvoir disposer de toutes les possibilités de stockage actuelles du Gaz naturel, le mieux est encore de transformer l’Hydrogène en Méthane CH4. On peut alors l’injecter dans le réseau sans précaution particulière et sans nouvelles infrastructures.
La transformation d’Hydrogène en Méthane ne pose pas de problème de fond. La réaction est connue depuis plus d’un siècle. Elle consiste à faire réagir l’Hydrogène avec du dioxyde de carbone en présence d’un catalyseur. C’est une réaction exothermique, la chaleur dégagée peut être valorisée dans un réseau de chaleur.
Le problème est « Où trouver le CO2 pour alimenter la réaction ? »
La captation et le transport du CO2 sont un problème en eux-mêmes, à la fois onéreux et coûteux en rendement. Mais ce coût pourra être amorti en crédit-carbone.
Si la théorie du « Power to gas » est séduisante, sa réalisation ne sera donc pas immédiate, surtout si le marché entretient la concurrence avec les fossiles qui continueront d’exister…
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Si ces beaux projets se réalisent, quels seront les changements ?
Le réseau des énergies ne sera pas très différent du réseau actuel.
- Il y aura toujours des centrales thermiques, qui utiliseront des biocombustibles, de l’Hydrogène, ou du Biogaz, voire même de la biomasse.
- Il y aura toujours de grandes capacités de stockage de Gaz et de combustibles liquides car il y en aura encore à stocker, mêmes si ce ne sont plus les mêmes.
- Il y aura toujours des stations de pompage-turbinage, mais plus grandes et en plus grand nombre.
- Les barrages de lacs et/ou les barrages éclusés seront modernisés et certains transformés en STEP.
- les réseaux de chaleur, aujourd’hui peu répandus, seront déployés partout où de la chaleur est récupérable.
La grande nouveauté sera l’établissement d’un pont bidirectionnel entre le réseau électrique et le réseau du Gaz. Les deux réseaux auront alors nécessairement une gestion commune.
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Une nouveauté, peu visible sur le terrain, mais très importante par les moyens nécessaires, sera l’interconnexion des réseaux nationaux en un grand réseau européen synchrone, permettant un grand niveau de mise en commun des ressources.
Des échanges transfrontaliers existent déjà. Il s’agit d’augmenter considérablement les capacités en puissance et de les étendre au-delà des frontières immédiates grâce à les liaisons sous-marines en courant continu THT.
On connaît déjà le rôle important que joueront des pays comme la Norvège, la Suède, la Suisse, pour l’hydraulique, et d’autres pays pour l’éolien ou le solaire. Ces échanges permettront de mieux maîtriser les problèmes d’intermittence grâce à la répartition aléatoire des aléas climatiques.
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Et combien tout cela va-t-il coûter ?
Evidemment extrêmement cher, si l’on y ajoute le coût du démantèlement des 59 réacteurs nucléaires et le stockage des déchets radioactifs, dépenses improductives s’il en est.
Mais la vraie question n’est-elle pas:
« Avons-nous vraiment le choix ? »

10 juin 2016 5 10 /06 /juin /2016 10:05

10 Juin 2016
Le réseau électrique Européen interconnecté synchrone fonctionne sur le principe de l’adaptation de la production à la demande.
(Il en est ainsi aujourd’hui, mais demain il sera probablement nécessaire d’introduire un certain niveau de contrôle de la demande).
La puissance fournie par le réseau à un moment donné doit donc être modulable pour s’adapter à la demande du moment.
En plus de cette capacité de modulation, il est impératif de disposer d’une réserve de puissance active permettant de faire face à la défaillance d’une ou plusieurs sources d’énergie.
Cette réserve permet de mettre en œuvre les mécanismes d’ajustement.
Le graphique suivant, publié par la CRE, montre le principe de ce mécanisme. Trois groupes de réserves de puissance active sont successivement mis en œuvre.

Les STEP : Que d’eau, que d’eau…

On demande à la réserve primaire d’intervenir très rapidement, en termes de secondes ou de minutes. Par contre son intervention sera de courte durée, le temps de passer le relais à la réserve secondaire dont le rôle est de rétablir la fréquence à sa valeur nominale.
La réserve tertiaire doit être en mesure d’intervenir sur la durée.
Tout cela est parfaitement règlementé:
Voici un extrait de la règlementation sur le dimensionnement des réserves:
(CRE)
« La réserve primaire.

La constitution de la réserve primaire est assurée par l’ensemble des producteurs européens interconnectés aux réseaux de transport de la plaque continentale européenne synchrone.
Pour dimensionner cette réserve, on considère qu’elle doit pouvoir répondre à la perte simultanée des deux plus gros groupes de production présents sur cette plaque, soit une puissance de 3000 MW.
(Le système français contribue à hauteur d’environ 600 MW : tous les nouveaux groupes de production de plus de 40 MW et tous les anciens groupes de production de plus de 120 MW connectés au réseau de transport français ont l’obligation de réserver une partie de leur puissance pour la réserve primaire).

La réserve secondaire

Tous les producteurs de la zone France possédant des groupes de production de plus de 120 MW ont l’obligation d’affecter une partie de leur puissance à la réserve secondaire. Cette dernière est comprise entre 500 MW et 1000 MW, selon la plage horaire et la période de l’année. De fait, elle peut ne pas être suffisante pour compenser toutes les perturbations, comme par exemple la perte du plus gros groupe couplé (1500 MW). Dans ce cas, la réserve primaire reste entamée - voire intégralement utilisée - et la réserve secondaire est épuisée : il faut donc mobiliser la réserve tertiaire.

La réserve tertiaire ou mécanisme d’ajustement.

Tous les producteurs et consommateurs français, ainsi que certains acteurs étrangers peuvent, à condition de disposer de 10 MW, participer au mécanisme d’ajustement. Les modalités de participation au mécanisme d’ajustement sont définies dans les règles relatives à la programmation, au mécanisme d’ajustement et au recouvrement des charges . »

Fin de citation.
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Panique à bord.
A force de planter des éoliennes partout on avait fini par oublier qu’avant de débloquer les ailes du moulin à vent, le meunier doit s’assurer que l’on a mis un sac sous la trémie pour stocker la farine.
Nous avons ainsi beaucoup d’éoliennes, qui fournissent parfois beaucoup de farine, en sorte que l’on commence à manquer de sacs.
Le problème avec l’électricité, c’est qu’il faut des grands sacs, de très grands sacs.
Or, si l’on trouve sans difficulté des fabricants d’éoliennes, de toutes sortes et de toutes puissances, terrestres ou marines, flottantes ou ancrées au fond, par contre les fabricants de grands sacs sont extrêmement rares, voire inexistants.
Certes on trouve des petits sacs, à base de batteries, d’air comprimé, de volants d’inertie, mais aucun fabricant de grands sacs.
Or il y a urgence.
Le réseau électrique Européen étant une mécanique parfaitement réglée et sous contrôle, il n’est pas question d’y connecter des installations dont la production serait aléatoire et sporadique, sans prendre quelques précautions pour éviter le syndrome de l’éléphant dans le magasin de porcelaines.
La première précaution est déjà d’équiper ces nouvelles installations d’un système absorbeur de fluctuations. En électrotechnique on parle d’un filtre, qui utilise des condensateurs et des bobines de très forte valeur.
Lorsque les fréquences à filtrer sont vraiment très basses, les composants habituels (Condensateurs et bobines) ne suffisent plus et il faut recourir à un autre système basé sur l’électromécanique.
On l’utilise pour pomper de l’eau que l’on stocke dans des réservoirs situés en altitude, car on sait stocker de l’eau, il suffit de faire un trou. C’est le « stockage gravitaire ».
Système jadis utilisé par les Shadocks avec plus ou moins de bonheur, et remis au goût du jour grâce à des pompes électriques .
Nous appelons çà le pompage-turbinage, qui se pratique dans des STEP (Station de Transfert d’Energie par Pompage).
Il n’y a de nouveau que ce qui est oublié…

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L’Europe va donc devoir se couvrir de STEP.
Mais, si les STEP sont une solution « élégante » pour stocker l’électricité, elles sont aussi très encombrantes.
Les lois de la Physique étant incontournables, l’énergie potentielle d’une chute d’eau est toujours égale au produit de la masse d’eau par la hauteur de chute.
1 m3 d’eau, avec une hauteur de chute de 1 m, possède une énergie potentielle de 2,7 Wh, ce qui est fort peu.
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Quelle STEP, et pour quel usage ?
Considérons un cas concret, celui des six parcs éoliens offshore de la côte Atlantique, dont la construction est lancée et qui doivent commencer à produire du courant en 2018.
Avec une puissance nominale cumulée de 3000 MW, et un facteur de charge de 35%, la puissance moyenne délivrée sera de 1050 MW et la production annuelle d’énergie sera de 9 TWh, ce qui représente 1,8 % de la production nationale actuelle de courant, l’équivalent de la production d’un seul réacteur de Cattenom.
Pour une puissance moyenne d’environ 1000 MW, la puissance instantanée, qui dépend de la vitesse du vent, pourra varier entre des limites technologiques fixées par les seuils minimal et maximal du vent supportable par les machines.
Entre ces deux seuils, et selon les caractéristiques météorologiques régionales, des relevés locaux de mesures sur de longues périodes permettent d’établir les courbes de probabilités d’écart de vitesse de vent par rapport à une vitesse moyenne.
Ces courbes permettent d’obtenir une prédiction de l’évolution de la production en fonction des prévisions météorologiques.
Les données de prévision sont affinées par le retour d’expérience.
(Cette science, qui nécessite une approche stochastique, doit beaucoup à la météorologie, laquelle ne doit pas être confondue avec les pratiques de Madame Irma, quoique…).
Compte tenu du caractère aléatoire des vents, il paraît raisonnable d’envisager de stocker de l’électricité pour suppléer aux faiblesses sporadiques des éoliennes.
Il est logique de disposer ces installations à proximité des lieux de production d’électricité.
(Ceci pour éviter de faire transiter inutilement sur le réseau de grande quantités d’énergie entre les lieux de production et les lieux de stockage).
Un stock représentant 24 h de production moyenne du parc devrait suffire dans un premier temps. Bien sûr on préfèrerait davantage, mais vous allez voir que l’affaire est assez énorme.
La puissance moyenne étant de 1000 MW, la réserve pour 24 h sera donc de 24 GWh.
C’est déjà une quantité respectable.
Les falaises de la côte Normande et/ou Bretonne se prêtent à la construction d’une ou plusieurs STEP marine(s), dont le réservoir inférieur sera l’Océan lui-même ( Quelle économie !).
Une hauteur de chute de 80 m est possible dans ces contrées.
Le volume d’eau nécessaire sera donc de 110 Millions de m3.
(Sachant que 1 m3 d’eau à 1 m de hauteur donne 2,7 Wh, etc…).
Si l’on adopte une profondeur « utile » de 10 m, la superficie du réservoir nécessaire sera de 11 km2, soit un rectangle de 4 km x 3 km environ.
(1100 hectares tout de même, bonjour l’emprise foncière !).
Avec une turbine de 1000 MW, il sera donc possible de « remplacer » le parc durant 24 h.
Dans la réalité on répartira le stock en plusieurs STEP de superficies plus réduites et avec des turbines moins puissantes.
Par exemple une dizaine de STEP de chacune 11 Millions de m3, que les Bretons et les Normands vont adorer…
(Les côtes charentaises ne se prêtent pas à ce genre de sport ).
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On trouvera une étude très détaillée d’un projet de STEP marine sur les falaises de la côte normande, sur le site suivant:
http://hmf.enseeiht.fr/travaux/bei/beiere/book/export/html/997
Un réservoir de 34 Millions de m3 permet de stocker 10 GWh. Il est présenté avec 4 turbines de 200 MW chacune.
Ya plus qu’à…attendre les sous et convaincre les habitants de l’intérêt d’un tel ouvrage.
(Lecture recommandé pour connaître tous les aspects du projet, techniques, règlementaire, environnementaux, écologiques, financiers, etc…).
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Pour le moment EDF procède à une remise à neuf de la STEP de Revin, qui est une STEP « pure » de 800 MW ( 4 turbines de 200 MW) située dans l’Est de la France (C’est la plus grosse du secteur).
Le réservoir supérieur contient un volume utile de 8,5 Millions de m3.
Avec une hauteur moyenne de chute de 232 m, il peut stocker 5,3 GWh.
Il pourra entrer en service dans un délai de deux minutes, et fonctionner environ 7 heures à pleine puissance, avant que le réservoir ne soit vide.
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Un bonne partie des investissements dans les renouvelables sera consacrée à la construction de tels ouvrages dont nous n’avons pas fini d’entendre parler dans les gazettes, à la rubrique défense de l’environnement, protection des sites touristiques et des espèces en voie de disparition.
Bien sûr ces dépenses impacteront le coût des énergies renouvelables…
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Les STEP : Que d’eau, que d’eau…
9 juin 2016 4 09 /06 /juin /2016 15:37

9 Juin 2016

La décision (Ou l’obligation, diront certains) de principe d’abandon des énergies fossiles au profit des énergies renouvelables engage notre avenir énergétique et implique une véritable révolution, dont l’ampleur n’est pas toujours estimée à sa juste mesure.
C’est un effort considérable qui nous est demandé, sur la durée de ce siècle, y compris sur nos modes de pensée et sur nos modes de vie.
Aujourd’hui, après une ou deux décennies d’annonces tonitruantes et de réalisations diverses incontestables, la transition énergétique est censée avoir démarré et il est devenu nécessaire de dresser un tableau d’avancement des travaux.
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S’agissant d’électricité renouvelable, et surtout du futur des réseaux électriques, la notion de production nationale n’est pas suffisante pour décrire la situation.
Telle région est favorisée par un régime de vents réguliers, telle autre plutôt par l’ensoleillement, et telle autre possède une géographie favorable à l’Hydraulique. Le futur de l’énergie électrique sera fait d’échanges transfrontaliers et de mise en commun des ressources communes.
Aujourd’hui déjà les échanges transfrontaliers sont devenus un élément structurant du grand réseau Européen interconnecté synchrone.
Le futur réseau qui doit irriguer le territoire de l’Europe géographique se prépare au sein de l’ENTSO-E ( European Network of Transmission System Operators for Electricity).
https://www.entsoe.eu/about-entso-e/Pages/default.aspx
Là se retrouvent les représentants des 28 pays de la Communauté Européenne, des 6 pays candidats à l’Union, de la Norvège, avec la Turquie en observateur, pour harmoniser les procédures électriques et les réglementations, et établir les bases de la structure d’un réseau commun de distribution adapté aux changements induits par la transition énergétique.
Cet ensemble de Pays doit être considéré comme une sorte de communauté énergétique dont les intérêts sont liés, mais aussi les réseaux grâce aux connexions transfrontalières.
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En matière de production d’électricité, il y a un « avant » et il y aura un « après » la transition.
Non seulement les moyens de production seront différents, mais aussi la structure des réseaux et leur gestion.
Par exemple, jusqu’à présent les gestionnaires de réseaux se préoccupaient des conditions météo pour tenter de prévoir l’évolution de la demande d’énergie. Ils étaient par ailleurs maîtres de la production.
Dorénavant, cette préoccupation météo sera nécessaire non seulement pour prévoir la demande, mais aussi pour prévoir la production, et surtout tenter d’adapter l’une à l’autre.
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Une installation de production électrique ( Centrale, parc éolien, ferme solaire,…) est caractérisée par sa « Puissance installée », encore appelée « Puissance nominale ». C’est la puissance qu’elle peut fournir de manière continue pourvu qu’elle soit alimentée en combustible.

Aujourd’hui encore pour près de 70% de la production, l’électricité est fournie par des centrales thermiques à combustibles fossiles ou à Uranium.
Leur fonctionnement est continu, les seules interruptions systématiques du fonctionnement sont liées à l’entretien ou aux pannes éventuelles.
Plusieurs centrales constituent un « parc » dont le taux de disponibilité est en général supérieur à 85%.
La quantité d’énergie que ce parc peut fournir annuellement est égale au produit de la puissance installée par le nombre d’heures, corrigée du taux de disponibilité de 85 % environ.
Pour faire face à une défaillance inopinée d’une ou plusieurs installations, il est prévu une « Réserve de puissance active » qui permet de préserver l’intégrité du service.
C’est ce principe général qui constituait la base de la conception des réseaux de distribution jusqu’à l’arrivée des renouvelables.
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Les sources d’énergie éolienne et solaire sont également caractérisées par leur puissance installée. Par exemple un parc de 600 éoliennes de 5 MW aura une puissance installée de 3000 MW.
Comme pour une centrale thermique, c’est la puissance que peuvent délivrer les 600 éoliennes, pourvu que l’alimentation en combustible soit assurée.
Mais dans ce cas le combustible est le vent ou le Soleil, et ils n’ont que rarement leur valeur optimale.
La puissance réelle délivrée à un moment donné par ces installations dépend donc directement de la force du vent (ou de l’ensoleillement pour du solaire).
Les prévisions de production ont donc la précision des conditions météo.
Pour un parc éolien par exemple, la puissance peut évoluer entre zéro en l’absence de vent (ou en présence de vent trop fort) et la puissance installée lorsque le vent est optimum.
Pour des éoliennes offshore la puissance moyenne est d’environ 35% de la puissance installée, dans les meilleures conditions.

Pour une puissance installée donnée, par exemple 1000 MW, une centrale thermique fournira annuellement 7 TWh, avec une puissance constante, alors qu’un parc éolien ne fournira que 3 TWh, avec une puissance fluctuante selon les conditions météo.
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Cette différence entraîne des conséquences sur la conception et l’exploitation du système électrique:
D’une part, pour un même besoin énergétique, il faudra une puissance installée 2,5 fois plus élevée.
D’autre part, les fluctuations « météo » de la puissance disponible compliquent considérablement la gestion du réseau, et rendent indispensables des installations de stockage de masse de l’électricité afin de compenser les variations intempestives.
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Le diagramme suivant présente une vue d’ensemble de la production du parc électrique relatif au pays membres de l’ENTSO-E.
Y figurent la puissance installée, et la production.

Eolien et Solaire, où en est l’Europe ?

Ce tableau appelle plusieurs remarques:
- En 2014, la part des sources fossiles est encore supérieure à 40 % dans la production d’électricité.
Ceci prouve simplement que l’enthousiasme ne suffit pas à déplacer des montagnes. Le Charbon, le Pétrole, le Gaz naturel, continuent d’être exploités, de nouvelles sources sont même mises en service, et les produits sont toujours sur le marché à des prix très attractifs, en tous cas non dissuasifs.
Rien ne permet d’espérer un changement drastique de cette situation, face à laquelle les énergies nouvelles peinent à trouver un modèle économique viable. Dans ce contexte, la transition ne peut être que très lente.

- Le nucléaire, que d’aucuns déclaraient moribond, se porte bien puisqu’il est encore la deuxième source d’électricité.
Malgré une vigoureuse campagne contre son maintien, et malgré Fukushima, la production électronucléaire des pays de l’ENTSO demeure élevée.
Peut-être a-t-il manqué d’un équivalent du GIEC, qui aurait pu fédérer une campagne de refus au niveau des Etats…

- Le Nucléaire de les fossiles, avec une part de 67 % , demeurent en 2014 la base de la production électrique.
Cela tient en grande partie à leur capacité de puissance disponible pour faire face aux pics de la demande. Ils sont en effet capables de délivrer 500 GW de manière continue, grâce à un facteur de disponibilité de 85% , et sans crainte d’interruption intempestive par manque de Soleil ou de vent.
Le pic de la demande a atteint 522 GW en 2014; il a pu être géré essentiellement grâce aux 500 GW des fossiles et du nucléaire. L’hydraulique et les renouvelables n’ont été qu’un complément.
Donc, à la fois pour la puissance disponible, et pour la production de base, Nucléaire et fossiles restent indispensables.
Du moins tant que les renouvelables n’auront pas atteint leur majorité.
« majorité » signifiant capacité à délivrer à la fois de la puissance et de l’énergie de manière continue, ce qui est très loin d’être le cas aujourd’hui.

- La part des énergies nouvelles, essentiellement éolienne et solaire, s’est élevée à 14,4 %.
C’est à la fois peu et beaucoup.
C’est peu en regard du battage médiatique extraordinaire fait autour de ces nouvelles sources d’électricité. On relève à leur sujet dans les gazettes des annonces de performances largement supérieures, qui peuvent laisser penser que les objectifs de 2030 sont déjà pratiquement réalisés !
Si l’on considère d’une part que l’objectif est de réduire la part des fossiles, voire même de les faire disparaître, et d’autre part que la consommation d’électricité doit augmenter selon les prévisions, la tâche de l’éolien et du solaire apparaît colossale à l’horizon 2030 et au-delà.
D’autre part, 14 % C’est beaucoup compte tenu des obstacles et des embûches qui parsèment la route des énergies renouvelables:
Des fossiles qui font plus que de la résistance, un nucléaire qui refuse se laisser mourir, des problèmes d’intermittence difficiles à surmonter, et des réglementations pas toujours en leur faveur.
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Le problème de l’intermittence constitue un obstacle longtemps sous-estimé, mais dont l’importance se révèle à mesure que la part de ces énergies augmente.
Une part de 14 % est gérable avec les moyens existants, mais révèle déjà les limites du système.
La croissance de la part des renouvelables intermittentes est clairement conditionnée par la résolution des problèmes posés par cette intermittence.
La solution passe en partie par le stockage de masse de l’électricité, qui elle-même doit faire appel à l’Hydraulique.

- L’Hydraulique est appelée à voir son rôle considérablement augmenté car elle semble indispensable pour compenser en partie l’intermittence des renouvelables.
Elle est en soi une source de production grâce aux retenues qui reçoivent un apport d’eau saisonnier, aux centrales au fil de l’eau , et aux centrales marémotrices.
Ces installations peuvent également être utilisées pour le stockage de l’électricité. Elles peuvent aussi être équipées partiellement pour du pompage-turbinage.
Des installations dédiées au stockage ( Pompage-turbinage) devront être multipliées, particulièrement sur les façades maritimes.
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Avec une production de 468 TWh, les renouvelables intermittentes participent pour une puissance moyenne de 53 GW, avec des fluctuations horaires, journalières, et saisonnières. Ces fluctuations, qui peuvent atteindre +/- 30% voire beaucoup plus à l’échelon local, sont en partie compensées par l’effet du foisonnement, mais cette compensation a des limites, qui sont imposées par les difficultés à faire faire le va-et-vient à de grosses quantités d’énergie sur un réseau pas prévu pour cela.
Le parc Européen actuel de stations de pompage-turbinage s’élève à 50 GW environ.
C’est une puissance importante, à mettre en regard de la puissance moyenne du parc des renouvelable, 53 GW, correspondant à une part de 14,4%.
Cette puissance moyenne atteindra 100 à 150 GW lorsque l’objectif de la transition sera réalisé.

Mais il ne faut pas confondre puissance et énergie.
Les STEP actuelles ne sont pas conçues pour du stockage de longue durée; leur rôle est d’intervenir très rapidement dans le cadre du service système, en tant que réserve primaire, en attendant qu’une installation de réserve secondaire ou tertiaire se mette en route.
La puissance électrique qu’elles peuvent fournir est limitée dans le temps, en général quelques heures, le temps de vider le réservoir supérieur.
Avec l’arrivée des renouvelables elles devront non seulement continuer à jouer leur rôle actuel, mais aussi servir de stock tampon pour compenser l’intermittence. Il ne s’agira plus alors de fonctionner quelques heures, mais bien quelques jours, voire quelques semaines.
Il faudra donc accroître considérablement leur capacité énergétique, donc augmenter le volume des réservoirs.
On constate aujourd’hui une activité intense dans le développement des stations de pompage-turbinage.
Ces équipements sont devenus indispensables dans les pays où les énergies intermittentes ont un taux de pénétration important, et dans les pays où le relief est favorable à l’hydraulique.
Le pompage-turbinage, l’affaire du siècle ?

2 juin 2016 4 02 /06 /juin /2016 18:54

2 Juin 2016
La grosse machine de la transition énergétique est donc lancée, avec quelques aléas, mais semble-t-il sans esprit de retour.
Dans nos régions, plus favorisées par le vent que par le Soleil, c’est l’éolien qui à pris le dessus pour le moment.
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L’intermittence de cette nouvelle production a rendu indispensable le recours à des moyens de stockage de masse de l’électricité.
Dans l’article précédent nous avons évoqué le stockage hydraulique dans les STEP, mais ces installations sont très encombrantes, peu compatibles avec les territoires développés à forte densité de population, et dont l’attrait touristique ne supporte pas un envahissement de l’environnement, déjà mis à mal par l’implantation des éoliennes elles-mêmes.
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Une politique de collaboration a donc été mise en place avec les pays possédant naturellement de grandes richesses hydrauliques. La Norvège est ainsi devenue un recours pour les pays européens, qui procèdent au développement d’un réseau de câbles sous-marins propres à permettre l’échange de grandes quantités d’énergie électrique avec ce pays qui ambitionne de devenir la « batterie de l’Europe ».
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Mais ce dispositif ne sera pas suffisant pour assurer la compensation de l’intermittence lorsque la part des énergies éolienne et solaire aura atteint l’objectif fixé par les accords Européens.
La Norvège ne pourra suffire à la tâche, attendu qu’elle doit déjà subvenir aux besoins de stockage du Danemark, du Royaume uni, et de l’Allemagne.
Il faut donc trouver autre chose.
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La seule technologie existante aujourd’hui, autre que l’hydraulique, capable d’absorber et de restituer de grosses quantités d’énergie électrique est l’électrolyse de l’eau, qui produit de l’Hydrogène reconvertie ensuite par diverses méthodes.
Encore faut-il pouvoir stocker ce gaz, ou le transformer en autre chose plus facile à stocker.
S’agissant d’un gaz, on pense évidemment au réseau de distribution du Gaz Naturel, qui comporte ses propres installations de stockage en cavités souterraines, lesquelles participent également aux stocks de sécurité d’approvisionnement énergétique.
Ce stockage utilise les anciennes nappes aquifères, les cavités salines, voire même les anciens gisements d’hydrocarbures.
La France possède ainsi des capacités de stockage gazier importantes, près de 26 Milliards de m3 représentant 300 TWh.
On trouvera des détails dans le document suivant:
1INERIS-DRS-15-10182-03229A
Le stockage souterrain du Gaz naturel est bien maîtrisé aujourd’hui.
Avec l’Hydrogène il faut prendre des précautions particulières, eu égard aux très faibles dimensions de la molécule H2 qui lui permet de s’échapper facilement. Des réalisations, déjà anciennes, ont apporté la preuve de la faisabilité, au moins dans les cavités salines dont l’étanchéité est suffisante.
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L’hydrogène ainsi « mis de côté » peut être récupéré pour diverses applications:
Soit refaire de l’électricité grâce aux piles à combustible, ou à des turbines à gaz, pour compenser l’intermittence des renouvelables ou pour tout autre usage.
Soit être utilisé dans le réseau de distribution d’Hydrogène actuel, éventuellement étendu pour l’alimentation des voitures électriques à pile à combustible .
Soit être mélangé au Gaz naturel du réseau pour en améliorer le pouvoir calorifique ( Hythane, projet GRHYD).
Soit transformé en Méthane par réaction avec du CO2 récupéré en sortie d’usine ( Méthanation), ce qui aurait un double avantage:
D’une part permettre l’injection directe de ce Méthane dans le réseau existant, y compris pour le stockage, et d’autre part transformer du Carbone fossile en Carbone recyclable.
Toutes ces opérations, qui constituent la filière Hydrogène, auront évidemment un coût, qui viendra s’ajouter au coût de production du KWh éolien ou solaire.
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Pour que ces filières soient compétitives, les filières fossiles devront supporter une taxe Carbone compensatrice, du moins tant que les coûts du pétrole et du Gaz Naturel resteront à leur niveau actuel.
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Les éoliennes sont la vitrine de la transition énergétique. Mais elles ne sont que la partie émergée de l’iceberg. Leur efficacité est conditionnée par le développement d’une infrastructure qui constitue la face cachée de la transition, et qui nécessite des investissements au moins aussi importants que les parcs éoliens eux-mêmes:
- développement des capacités d’échanges énergétiques internationaux et d’inter connectivité, en particulier liaisons frontalières THT en courant continu, et câbles sous-marins de plusieurs centaines de kilomètres.
- Construction de capacités de pompage-turbinage en relève des installations de production intermittentes.
- Développement de la filière Hydrogène .
- Développement de la filière de Méthanation.
- Déploiement du réseau de distribution « Smart Grid », pour une gestion interactive de la ressource énergétique.
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Il faut insister sur le fait que tous ces travaux sont devenus nécessaires à cause du passage aux énergies renouvelables. Leur coût fait donc partie intégrante du coût de ces énergies nouvelles, ce qui est fréquemment « oublié » lorsque l’on veut démontrer que l’électricité éolienne est moins chère que l’électricité classique.
Le choix des énergies renouvelables n’est pas dicté par la recherche d’un profit financier, mais par la nécessité de combattre le changement climatique.
Si, au terme de la transition le bilan financier est positif, ce sera tant mieux, mais ce n’est pas l’objectif directeur.
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En France, la mise en œuvre de ce vaste programme de support pour la transition énergétique n’a de sens que dans la perspective d’un retrait du Nucléaire à moyen terme.
(le parc nucléaire actuel, modernisé par la filière EPR, suffirait à assurer la quasi-totalité des besoins électriques).
La pérennisation de la situation actuelle du nucléaire conduirait alors au report systématique de tous les projets de déploiement des énergies renouvelables vers l’horizon 2030 dans le meilleur des cas.
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