Le blog de doc zaius

17 Octobre 2017

L’irruption du compteur communicant Linky a braqué les projecteurs sur la technologie CPL qui n’en demandait pas tant.
Les CPL sont dans nos foyers (enfin, certains foyers) depuis une trentaine d’années, et ont participé au développement de la domotique sans donner lieu à un quelconque problème de santé publique.

Le nouveau compteur, qui utilise le même type de CPL que la domotique, a soulevé une bronca dont les échos ont envahi les médias et mobilisé des cohortes protestataires.

C’est que, dans un cas on choisit d’équiper son logement en domotique, dans l’autre cas on subit l’intrusion d’on ne sait pas très bien qui, animé d’on ne sait pas très bien quelles intentions.

On retrouve ici le même conflit que celui qui oppose les utilisateurs de smart phone aux personnes EHS qui ne supportent pas les ondes.
A cette différence près qu’il est toujours possible de se passer de smart phone et d’aller vivre à la campagne, alors que l’électricité reste indispensable partout.
(Sauf à fabriquer son électricité soi-même, ce que certains n’hésitent pas à faire, pour d’autres raisons il est vrai).

Les intentions de ceux qui recueillent les données (du Linky et/ou du smart phone) sont une chose, la technologie en est une autre. Il ne faut pas confondre les deux, même si on peut rencontrer des « patients » qui redoutent à la fois l’influence néfaste des ondes émises par le compteur et les antennes, et l’usage non moins néfaste qui pourrait être fait des données recueillies par ceux-ci et susceptibles d’être transmises non pas à Big Brother, mais au « Big Data », ce qui revient à peu près au même.
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Il n’est donc pas inutile de se pencher sommairement sur la technologie CPL et de tâcher de comprendre en quoi elle pourrait nous nuire.
(Pour le « Big Data » on verra plus tard…)

L’utilisation du réseau de distribution d’énergie électrique pour transmettre des informations par CPL n’est pas nouvelle, c’est une technologie que l’on peut qualifier d’ancienne.

Mais ce réseau ne possède aucune des qualités exigées d’un réseau de communication bien élevé:
Il est impossible de définir une impédance de ligne, elle dépend de la configuration du réseau et elle varie dans le temps en fonction des longueurs de trajets, de la nature des câbles, du type et du nombre des appareils connectés à un moment donné. Toute transmission sur un tel réseau subira des réflexions dues aux désadaptations, des trajets multiples, des affaiblissements incontrôlables.
Le réseau ne possède aucune espèce de protection contre les perturbations électromagnétiques rayonnées reçues ou émises, quelles que soient leurs fréquences et/ou leurs amplitudes.
 Il est par nature l’objet de perturbations conduites liées au fonctionnement des appareils connectés, perturbations qui couvrent un spectre de fréquences très étendu, notamment à cause de la banalisation des alimentations à découpage.
De par son absence totale de blindage, le réseau 230 V est exposé à recevoir toutes sortes de perturbations électromagnétiques de toutes origines.
(sauf pour les réseaux de distribution enterrés, qui sont beaucoup moins vulnérables).
Les fils qui transportent l’énergie électrique, les dispositifs qui assurent les connections, les commutations, la protection des biens et des personnes, les appareils connectés au réseau pour les différents usages, les prises multiples, les boîtes de raccordement, les  disjoncteurs, les parasurtenseurs, etc, ont été conçus selon des cahiers des charges qui n’incluent en aucune façon la possibilité de transmettre des données numériques par courants porteurs ou autrement.

Utiliser un tel réseau en tant que réseau de communication est une tentative « sauvage » de mariage forcé contre nature entre le domaine de l’électrotechnique et le domaine des télécommunications, qui n’ont à priori rien de commun.

Le fait qu’en général on obtient des résultats (à peu près) satisfaisants avec les CPL n’est en aucune façon une validation du procédé, qui constitue en fait une violation des règles de l’art en matière de communications.

Introduire les CPL dans la maison revient à prendre une potion dont on ne connaît pas les effets secondaires.

Et avec les CPL des effets secondaires il y en a…Les médias se chargent de nous les décrire.
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Mais les CPL sont tellement commodes d’emploi que même les communications de très haut débit ont abandonné (un peu vite à notre avis) les moyens orthodoxes comme le câble coaxial, la fibre optique ou la paire torsadée Ethernet en RJ45, pour rejoindre le CPL et se mêler aux transmissions bas débit de la domotique, au risque de devoir accepter certains inconvénients dus à un mélange des genres pas toujours très heureux.
Et entre autres de se voir confrontés avec les signaux du Linky, parfois un peu « rudes » car provenant d’un extérieur lui-même hostile .

La connaissance de cet environnement a conduit les ingénieurs à développer une technologie CPL de traitement des données très complexe , afin d’obtenir malgré tout un résultat global satisfaisant, mais non garanti dans n’importe quelle configuration de réseau.
Car à l’impossible nul n’est tenu…

Le signal CPL reste un passager clandestin du signal électrique de puissance, un peu comme le pou est le passager clandestin du singe.
Çà gratte un peu, mais c’est aussi  l’occasion d’établir de bonnes relations sociales.

Dans le cas qui nous intéresse, le pou est le signal d’information transmis sous la forme de modulation d’une ou plusieurs porteuses de fréquences définies permettant la mise en œuvre d’un système efficace de sélection du signal utile et de décodage robuste.
Ce signal modulé est superposé au signal 50 Hz véhiculant l’énergie.

Celui qui est chargé de gratter pour prélever le « pou » est un « adaptateur CPL » . Il en faut au moins deux pour causer (comme les singes).

Chaque « adaptateur » CPL possède un circuit de couplage à la ligne tel que décrit dans le schéma ci-après:

Le condensateur C2 et le transformateur constituent un diviseur de tension pour le 50 HZ  mais laissent passer les signaux CPL dont la fréquence est beaucoup plus élevée.
C2 et L constituent un circuit résonnant série accordé sur la bande de fréquence CPL utilisée. Son Q est faible ( 2 ou 3).
C2 est un composant haute tension, il protège le coupleur des impulsions  jusqu’à 4 KV.
Le condensateur C1 , de forte valeur, isole le transfo de la composante continue de sortie de l’ampli, qui fonctionne en classe A.
Le rapport de transformation N2/N1 est choisi pour adapter la tension de sortie ligne à la tension crête-crête disponible en sortie de l’ampli.
Cette adaptation est toujours approximative puisque l’impédance de charge est inconnue.

Ceci est valable pour n’importe quel adaptateur CPL, Linky ou tout  autre produit vendu en grande surface.

(Il existe également une possibilité de couplage inductif, mais plus difficile à mettre en œuvre dans le cas des réseaux domestiques).

La tension Vpp crête à crête de sortie max de l’ampli peut atteindre plus de 10 V selon la tension d’alimentation de l’ampli.
Le courant max est généralement de l’ordre de 1 à 1,5 A.

Un tel étage de sortie, alimenté en 12V par exemple,  peut donc délivrer une puissance de l’ordre de 2 à 3 Weff.
De quoi « arroser » un quartier si le transfo de sortie est bien adapté à l’impédance nodale du réseau.

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Lorsqu’un circuit de ce genre est raccordé à un fil conducteur non blindé, ce fil s’appelle une antenne, et l’ensemble est un émetteur radio.
Or, les fils du réseau électrique ne sont pas blindés.
Un adaptateur CPL couplé au réseau électrique constitue donc un émetteur radio, ce qui est en l’occurrence un comportement indésirable puisque sa fonction est de transmettre des signaux le long des fils électriques et non pas de rayonner des ondes électromagnétiques.

On peut donc s’attendre à des problèmes de coexistence avec les applications qui sont par nature du domaine des radio communications.
(Un des effets secondaires dont nous parlions plus haut).

Heureusement, le réseau électrique est une très mauvaise antenne, et en tant que telle son efficacité est très médiocre, sauf à courte distance.
Mais elle reste suffisante pour constituer une pollution des ondes qui a rendu nécessaire la mise en œuvre de dispositions règlementaires exigées par les usagers « légitimes » des ondes radio.

Parmi ces dispositions figure la limitation de l’amplitude du signal CPL injecté.
Définir une telle limite n’est pas chose aisée. Il faut un signal assez fort pour être « entendu » au milieu du bruit électrique ambiant, mais pas trop fort afin de limiter les fameux effets secondaires.
La valeur choisie par les instances internationales est donc forcément une cote mal taillée, avec laquelle il faudra composer dans certains cas difficiles.

Tout constructeur d’un adaptateur CPL doit donc faire en sorte que cette limite soit respectée, dans les conditions de mesures définies par la norme.
(EN 50 065-1)

On a vu que, pour un transfo de couplage donné, et pour un étage de puissance donné, la tension aux bornes de la charge dépend de son impédance, et du gain de l’amplificateur de puissance.

Mais comment définir une impédance* qui, par nature, est n’importe quoi en fonction de la nature du réseau et des appareils raccordés ?
*Il s’agit de l’impédance dans la bande fréquence concernée, et non pas à 50 HZ.

La norme a défini une impédance de réseau type, constituée d’une résistance de 50 ohms en parallèle avec une self de 50 micro henry en série avec une résistance de 5 ohms.

Dans ces conditions de charge, la tension de sortie ne doit pas dépasser 120 dBuVrms, soit 1 Veff.
Dans certains cas cette limite pourra être portée à 134 dBuVrms, soit 5 Veff tout de même.

Or l’impédance du réseau en un point quelconque peut être n’importe quoi entre 0,5  et 50 ohms, selon les circonstances.
(Avec une composante inductive ou capacitive évidemment)
La norme ne précise pas la limite dans ces cas…
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La maîtrise du niveau de signal CPL injecté dans le réseau n’est donc pas chose facile, compte tenu du caractère aléatoire de l’impédance HF de ligne au point de branchement, et des multiples réflexions du signal entraînant des renforcement et des extinctions imprévisibles.

De nombreux adaptateurs CPL ( y compris certains Linky) sont équipés de circuits comme le processeur TMS 320 F28x couplé au circuit de sortie AFE 031 dont l’ampli de puissance peut recevoir une tension d’alimentation de 26 V max et peut délivrer un courant max de 1,5 A.
Le gain de l’ampli est programmable à travers l’interface série, pour adapter le signal de sortie ligne aux besoins de l’efficacité de la transmission.
Il s’agit de rechercher un rapport signal/bruit compatible avec un Ber (Bit error rate) acceptable, la limite de 10 exp(-3) étant généralement retenue.

Le niveau réel du signal CPL peut, dans des conditions d’impédance de ligne difficile, se trouver occasionnellement supérieur aux valeurs de la norme.
(Un peu comme la consommation d’une voiture en côte se trouve supérieure à la consommation mesurée au cours du test NEDC).
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Un compteur donné fait partie d’un réseau pouvant comporter une centaine d’autres compteurs identiques, voire davantage.
Ces compteurs sont connectés sur la même dérivation du transformateur BT.
Chacun d’eux examine les signaux CPL « EDF » qui circulent sur cette dérivation, et prélève les trames qui lui sont personnellement adressées.
Si le niveau général des signaux est trop faible, à cause de la distance ou pour tout autre raison, un des compteur peut servir de relais et amplifie le signal afin que les autres puissent le recevoir.

Les données qui circulent sur une section du réseau sont donc « vues » par toutes les habitations qui y sont raccordées à travers leur compteur (compteur à roue, CBE, ou Linky).

On peut donc logiquement s’attendre à constater quelques perturbations d’importance très variable selon les cas, et qui pourront se manifester de différentes façons en fonction du niveau CPL reçu, et des équipements existants dans le domicile: Réseau domotique utilisant déjà les CPL, mais aussi la WiFi, connexions CPL haut débit pour la TV et/ou les liaisons PC à PC, installation radio amateur, etc…
Des mesures de « mitigation* » seront éventuellement nécessaires, le refus du compteur Linky étant évidemment la plus extrême.
*Au sens anglo-saxon du terme.
A charge pour l’usager de négocier ce refus avec qui de droit…

Comme c’est l’usage en général, il faudra trouver le compromis acceptable avant de jeter le bébé avec l’eau du bain.

Un certain nombre de « recettes » sont proposées ici et là, censées permettre une cohabitation avec un réseau devenu un peu agité:
- Contre les signaux du Linky, certains préconisent un filtre passe-bas atténuant la bande A du CENELEC.
Pour être efficace, un tel filtre devra être caractérisé au courant max de l’installation, au moins 60 A, voire plus. Il devra être homologué pour être accepté, et devra être lui-même exempt de perturbations rayonnées.
Ce composant sera lourd, encombrant, et très cher.
De plus il ne devra apporter aucune perturbation  dans le fonctionnement du compteur Linky, notamment par une impédance d’entrée inappropriée.
- Contre les perturbations véhiculées par le réseau domestique, il existe des dispositifs IAC (Interrupteur Automatique de Champ) disponibles pour montage sur rail DIN.
- Contre l’effet d’antenne du réseau électrique, il est possible de réaliser un câblage en fil blindé, genre « Bio Habitat », et établir une mise à la terre performante.
- D’une façon générale, il faudra rationaliser le câblage, éliminer les prises multiples, faire la chasse aux dominos, repenser le câblage électrique dans l’optique d’un réseau de communication.

Le réseau domestique va devoir, bon gré mal gré, d’adapter à sa nouvelle fonction de réseau de communication. Il devra faire cohabiter des applications aussi différentes que la commande de volets roulants et la transmission de programmes de TVHD, dans des domaines de fréquences allant de la bande CENELEC jusqu’à 100 Mhz voire davantage.
Ceci ne se fera pas sans heurts et grincements de dents.

A moins que les problèmes rencontrés n’incitent à un retour à plus de prudence, c’est-à-dire à éviter le mélange des genres.
Laisser au réseau domestique ce qu’il sait faire, gérer l’énergie. Et confier les transmissions aux spécialistes des transmissions, câble coaxial, fibre optique, paire torsadée blindée, radio.
Affaire à suivre…

La mort annoncée du moteur thermique, encore une minute Monsieur le bourreau…

27 Septembre 2017
Le « Diesel Gate » européen n’est pas un scandale, pour deux raisons:
D’une part la très grande majorité des automobilistes conscients était parfaitement informée de l’écart anormal entre les valeurs catalogues et les valeurs en conditions d’usage « normal » pour ce qui concerne les émissions de CO2, les émissions de polluants, de particules, et les consommations, et ceci depuis plus d’une décennie, voire davantage pour les usagers un peu curieux de la chose mécanique.
D’autre part, malgré la connaissance de cette distorsion, ces mêmes automobilistes n’ont jamais boudé les modèles diesel, bien au contraire puisque ce système a tenu le haut du pavé jusqu’en 2015.
La chute des ventes constatée aujourd’hui tient plus à l’alignement des prix du carburant et à la menace de mise au rencart des voitures polluantes qu’à une vertueuse indignation écologique.
Peut-on même parler de tromperie, alors que la chose était de notoriété publique depuis l’avènement des normes Euro ?
Ce « Diesel Gate » est donc un peu éventé.
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Il faut reconnaître (?) aux américains le « mérite » d’avoir mis les pieds dans le plat en 2015 en taclant Volkswagen, réalisant au passage une bonne opération contre une concurrence devenue gênante.
(confirmant ainsi leur maîtrise du développement des missiles à têtes multiples…).

Après avoir tenu le rôle de vilain petit canard, VW s’est rapidement découvert des compagnons de couvée et, comme dit le fabuliste,
« ils ne mouraient pas tous, mais tous étaient frappés » .
Le couvercle de la boîte de Pandore ayant ainsi été ouvert, il est devenu impossible de cacher la poussière sous le tapis, le tas est désormais trop gros.

Bon gré mal gré, l’Europe ne pouvait que suivre le mouvement, manifestant (un peu tard) une vertueuse indignation, que d’aucuns qualifieront de simulée (j’ai même entendu le terme de « faux c… »).
Il a donc fallu se résoudre à porter l’affaire au niveau judiciaire, les protestations verbales ayant perdu toute crédibilité.

La récente plainte déposée contre PSA , par la DGCCRF, a abouti à une enquête confiée au Pôle de Santé Publique du Tribunal de Grande Instance de Paris.

Bien sûr, il n’y a pas le feu au lac de pétrole; on connaît la « célérité » avec laquelle ces affaires sont traitées par la justice, il faut laisser aux parties en cause le temps d’attacher leurs ceintures, de mettre leurs bretelles, et d’ouvrir leurs parapluies.
Plusieurs années seront nécessaires pour que chacun bétonne ses dossiers afin d’aboutir à un compromis « historique ».
Personne ne veut la mort du pêcheur.

Mais enfin, au moins on en parle…
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Ce n’est évidemment pas du Palais de Justice que sortira la solution au problème des constructeurs, qui ne savent tout simplement plus comment faire pour satisfaire les normes européennes devenues draconiennes.

L’alliance du moteur thermique avec les carburants fossiles semble être arrivée au terme de ses possibilités, compte tenu des exigences écologiques du temps, justifiées au demeurant.

La course à l’échalote entre la sévérisation des normes antipollution et anti CO2 d’une part, et l’amélioration des moteurs thermiques et de leur gestion d’autre part, a trouvé ses limites.
Pour obtenir l’homologation de leurs nouveaux modèles, les constructeurs doivent désormais recourir à des artifices à la limite de la légalité.
Il est temps de siffler la fin de la partie.
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Cette situation aurait cependant pu durer encore quelques années, grâce à la bienveillante tolérance des autorités censées faire respecter la réglementation, et surtout grâce au bon vieux protocole de mesures NEDC dont on connait les faiblesses, pour ne pas parler de laxisme coupable.
Mais le remous suscité en 2015 par l’affaire Wolkswagen aux USA a précipité l’adoption du nouveau protocole de mesures WLTC,  beaucoup plus réaliste, et avec lequel il sera très difficile de trouver des « petits arrangements ».
Surtout avec le fameux PEMS, qui a bien l’intention de jouer le rôle du chien dans un jeu de quilles.
Mais les constructeurs savent bien que pour éloigner les chiens il suffit d’un bon grillage…

Rappelons ce qu’est le PEMS: Portable Emissions Measurement System, est une station portable (remorquable) équipée pour effectuer les mesures d’émissions de CO2 , de gaz polluants et de particules, en utilisation normale du véhicule sur un itinéraire défini et dans des conditions de roulage également définies, se rapprochant des conditions « normales ».
Les constructeurs utilisaient déjà depuis longtemps un tel système pour la mise au point de leurs modèles, mais les résultats étaient tenus secrets.
(on sait maintenant pourquoi…).

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Il y a donc à la fois un problème technique, un problème juridique, et un problème commercial, qui placent les constructeurs devant la nécessité de faire des choix, et assez rapidement, pour le cas où l’opération « mani pulite » se révèlerait autre chose qu’une arnaque de plus.
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Concernant le problème technique, il est lui-même scindé en deux composantes souvent confondues à tort dans le même procès, ce qui brouille encore un peu plus les cartes.
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La première composante concerne la lutte contre le réchauffement climatique, auquel l’automobile contribue par ses émissions de CO2, à peu près directement proportionnelles à la consommation des véhicules.
Rappelons que la combustion de nos carburants dégage environ 2,28 Kg CO2 par litre d’essence, et 2,6 Kg pour le gazole.

Le respect des seuils d’émission de CO2/Km impose une réduction drastique des consommation, qui ne peut être obtenue que sur des modèles équipés de moteurs de faible puissance, considérés aujourd’hui comme le bas de gamme.
Le bas de gamme étant un secteur très concurrentiel, les constructeurs font leur marge sur les modèles de milieu et de haut de gamme, dont la consommation, c’est-à-dire les émissions de CO2, est très supérieure au seuil de la norme, et qui sont donc condamnés à moyen terme.
Il en va de même pour la pollution.
Dur dur…

La lutte contre le CO2 des voitures s’organise selon deux volets:
D’une part, l’Europe impose, par constructeur, une limite à la moyenne des émissions des VP immatriculés dans l’année, tous modèles confondus.
(C’est donc la moyenne des émissions de l’ensemble des VP neufs immatriculés par ce constructeur).
Pour 2017 cette limite est de 125g CO2/Km.
Au-dessus le constructeur de voit pénalisé assez fortement.
Pour respecter la limite, le constructeur doit opérer un mélange savant de différents types de véhicules, par exemple vendre « beaucoup » de véhicules électriques car leur taux d’émission est de 0 g/Km et une électrique compte pour trois voitures dans le calcul.
Des constructeurs peuvent s’associer pour mettre en commun leurs chiffres, et bien d’autres « arrangements » sont possibles.
Ce procédé de calcul est évidemment pernicieux car la vente de véhicules « vertueux » permet à un constructeur de vendre aussi des super 4x4 qui émettent un max.
L’essentiel c’est que la moyenne soit bonne.
Les test d’homologation actuels permettent tout juste de passer, en « bricolant » un peu, ainsi que l’on a pu le voir dans la presse.
Mais, d’une part la limite de 125g sera réduite à 95g d’ici 2020, et d’autre part le test actuel sera d’ici là remplacé par le nouveau test WLTC nettement plus sévère que le vieil NEDC.
Et là, çà ne passe plus du tout, c’est le branle-bas chez tous les constructeurs.
D’autant plus qu’il existe un projet de réduction de la limite de 95 g à moins de 80 g pour 2025 !
Pour les constructeurs il y a là une impasse.
Et ceci au-delà des problèmes de pollution, qui viennent s’ajouter aux émissions de CO2.
La solution pourrait être de remplacer les carburants pétroliers par des biocarburants, car le CO2 qu’ils émettent est licite puisque renouvelable.
Mais ces biocarburants posent eux-mêmes des problèmes:
La première génération est écartée d’emblée en raison du conflit avec les cultures alimentaires. A oublier.
La seconde génération n’a pas apporté la preuve de son efficacité écologique, notamment en raison des changements d’affectation des sols, de la déforestation, et surtout de l’énergie consommée pour la culture, la production, le raffinage, et le transport de ces nouveaux produits, énergie qui est le plus souvent d’origine fossile.
De plus, le problème des émissions de polluants gazeux et de particules fines reste entier, et le coût n’est pas encore concurrentiel du pétrole.
Quant à la troisième génération, elle n’existe pas encore…
C’est donc plutôt mal parti pour les nouveaux modèles actuellement à l’étude.
Mais la situation peut évoluer favorablement dans le futur, à l’horizon 2030.
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La seconde composante du problème technique concerne les émissions de polluants gazeux, de particules fines et de nanoparticules .
Les biocarburants en émettent comme les hydrocarbures pétroliers.
On peut théoriquement les éliminer par un post traitement, mais les procédés vraiment efficaces sont trop coûteux pour le marché grand public, qui doit se contenter des méthodes approximatives dont nous voyons le résultat aujourd’hui.

Pour éliminer à la fois le CO2 et les polluants, il « suffirait » d’utiliser un carburant sans Carbone.
Bon sang mais c’est bien sûr !
L’Hydrogène est le candidat idéal, du moins au plan thermodynamique.

Çà marche, mais la mise en œuvre dans les autos se heurte à plusieurs inconvénients:
En premier lieu, les moteurs doivent être changés car l’Hydrogène s’accommode mal du moteur à explosion. Tout est donc à faire.
En second lieu, l’Hydrogène renouvelable n’existe pas encore…
Et le jour où il existera, on passera à la pile à Hydrogène associée à un moteur électrique.
Et ceci n’est pas pour demain matin…
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Pour sortir de cette impasse, la panoplie des solutions raisonnablement disponibles est assez réduite, en fait il n’y en a qu’une:
Remplacer le moteur thermique par un moteur électrique.
A condition toutefois que cette électricité soit produite par des moyens conformes aux engagements de la transition énergétique, ce qui n’est pas évident.

Le moteur électrique permet de gagner un rapport trois en rendement, et les émissions sont supprimées. Plus de CO2, plus de NOx, plus de particules.
C’est la solution idéale si l’on fait abstraction de « quelques » inconvénients dont nous parlons ci-après.

Les plus audacieux n’ont pas hésité à annoncer l’abandon du moteur thermique au profit de l’électrique, à un horizon lointain il est vrai, on parle de 2040, ce qui veut dire après 2050 en langage diplomatique, ou à la saint glin-glin en langage familier.
Le lecteur décidera lui-même si les annonces de Monsieur le Ministre ont valeur d’engagement de l’Etat, ou si elles devront être rangées au magasin des promesses non tenues.

Le passage à l’électricité résoudrait évidemment le double problème des émissions de CO2 et des émissions de polluants des moteurs thermiques, mais au prix d’un transfert vers les problèmes de batteries et de leur rechargement, et de la nécessaire production supplémentaire d’électricité.
Sans compter les problèmes écologiques liés à l’extraction des saumures, la préparation et le raffinage du Lithium, la fabrication des batteries, leur recyclage, et l’épuisement prévisible des sources de métaux rares qui sont nécessaires dans la technologie actuelle.

Car il ne faut considérer une solution que dans l’ensemble de la chaîne technologique concernée.
Dépenser des milliards pour supprimer la pollution et le CO2 chez nous, pour les transférer ailleurs dans le monde serait évidemment un choix désastreux.

On a vu par exemple que les biocarburants ne sont pas si « bio » que çà lorsque l’on tient compte de l’énergie (et quelle énergie ?) dépensée pour les produire, les raffiner, les distribuer, et si l’on s’intéresse aux effets secondaires de la déforestation, aux conflits avec les productions alimentaires, et à la pollution émise par les moteurs car, si le CO2 émis est renouvelable, il subsiste les gaz polluants et les particules fines de tout moteur thermique.

De même quel intérêt y aurait-il à changer pour des moteurs électriques si l’électricité est produite par des centrales à combustibles fossiles, ou nucléaires ?
En France, encourager le développement du marché de la voiture électrique alors que la production d’électricité renouvelable est notoirement insuffisante, cela revient à promouvoir le développement du parc nucléaire.
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Une fois décidé (?) l’élimination du moteur thermique et son remplacement par son homologue électrique, il reste à déterminer comment l’électricité sera amenée jusqu’au moteur.

Aujourd’hui l’énergie nécessaire est stockée dans le véhicule, ce qui lui permet d’aller partout, y compris sur les chemins les plus invraisemblables (y compris sur l’eau et dans les airs) dès lors que la réserve d’énergie est suffisante.
L’usager n’imagine pas abandonner cette liberté, la voiture étant devenue une prothèse désormais indispensable.
Toute solution qui impliquerait un « fil à la patte » serait donc rejetée par la majorité.
Le train électrique n’est praticable que parce qu’il y a un véhicule autonome à l’arrivée, taxi, voiture particulière, car, qui permet d’effectuer les parties du trajet non équipées en électrique, et qui ne le seront jamais.
Le tram ou le métro, c’est bien, mais hors des agglomérations on oublie.
Il est donc vraisemblable que le concept automobile restera associé pour longtemps au principe de l’énergie embarquée.

Remarquons de l’alliance rail-route, qui existe depuis la nuit des temps, n’a jamais reçu l’accueil espéré, pourquoi?
Réponse: Essayez d’aller de Toulouse à Quimper en mettant votre voiture sur un train, vous aurez la réponse.
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Cette énergie embarquée peut être soit directement de l’électricité dans une batterie, quelque soit sa technologie, soit un produit énergétique capable de se transformer en électricité par un procédé quelconque, le plus connu aujourd’hui étant la pile à Hydrogène, mais d’autres peuvent être mis au point dans l’avenir ( On ne voit pas très bien lesquels, mais il ne faut pas désespérer).

Aujourd’hui c’est très majoritairement la batterie qui est utilisée, mais la pile à Hydrogène semble promise à un grand avenir, sans qu’on puisse dire si, et quand, elle pourra remplacer la batterie.
Il existe un réseau national de distribution d’électricité jusque dans les points les plus reculés.
On peut même « acheter » de l’électricité verte, y compris en Corrèze, mais il n’existe rien de comparable pour distribuer l’Hydrogène…
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L’avenir est donc incertain quand à la nature de l’énergie qui sera embarquée dans le véhicule en 2040:
Hydrogène, Electricité ?
Cette incertitude se répercute sur le futur réseau de distribution.
Il faudra distribuer quoi ?
Une seule certitude: il faudra distribuer des produits conformes aux règles de la transition énergétique, c’est-à-dire porteurs d’une énergie renouvelable, décarbonée ou à carbone recyclable, et exempts de pollution.
L’électricité verte existe déjà, mais l’hydrogène vert n’est encore qu’une vue de l’avenir.
Cet Hydrogène vert sera fabriqué par électrolyse de l’électricité renouvelable éolienne et solaire. Cette filière n’existe pas aujourd’hui, faut-il le préciser.
Et il n’est évidemment pas question d’utiliser l’Hydrogène actuel, fabriqué à partir de produits fossiles !
La pile à Hydrogène est une solution pour un futur relativement lointain.
La batterie occupera le terrain pendant encore longtemps.
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Et quid des besoins en énergie électrique ?

Les 300 TWh d’énergie consommée annuellement aujourd’hui par nos automobiles sous forme de produits pétroliers, devraient alors être remplacés par au moins 100 TWh d’électricité, soit la production de huit réacteurs EPR ou 7 500 éoliennes offshore de 5 MW.
Ces 100 TWh deviendront au moins 130 TWh avec de l’Hydrogène renouvelable, compte tenu de la perte de rendement de la chaîne de transformation: Electricité > Electrolyse > Hydrogène > Pile à Hydrogène > Electricité .

Cette nécessaire augmentation considérable de la production d’électricité va exactement à contre-courant des projets de la transition énergétique, qui postule au contraire une réduction drastique des besoins en électricité.
Cherchez l’erreur…
(En fait les prévisions d’EDF sont plus réalistes et sont largement supérieures à celles des plannings du Gouvernement. Devinez qui est dans le vrai…).

Autre problème, la recharge de toutes ces batteries nécessitera un réseau d’installations de très forte puissance capable de permettre les recharges rapides. La gestion de ce service ne sera possible qu’à travers un réseau de distribution électrique intelligent dont le rôle sera d’éviter les dépassements de puissance risquant de mettre en péril l’ensemble du système si plusieurs millions d’usagers s’avisent de recharger leur voiture en même temps.

Les constructeurs de voitures ne pourront donc pas décider seuls ce basculement vers l’électrique. Ils devront œuvrer en coopération avec les décideurs de la transition énergétique, le Gouvernement, les producteurs d’électricité et les gestionnaires de réseau, et bien sûr les investisseurs qui devront s’engager dans le développement et la construction des dizaines de milliers de points de recharge nécessaires.
Avec la menace de voir plus tard ces points de recharge devenir obsolètes si la pile à combustible arrive à s’imposer…

En face d’une telle incertitude sur l’évolution de la technologie, on comprend les hésitations des investisseurs à lancer de grands travaux de développement d’un réseau de recharge couvrant tout le territoire.
Distribuer de l’électricité ou de l’Hydrogène sont deux activités complètement différentes.

Il faudra donc vivre longtemps avec un réseau de recharge mité de nombreuses zones blanches, qui feront du voyage en auto une aventure qui en rebutera plus d’un.
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Pour éviter ce frein au développement du marché de l’électrique, il apparaît à l’évidence qu’une solution de compromis devra être utilisée pendant la période de transition, qui pourra durer deux ou trois décennies.
(en attendant de savoir qui l’emportera, de la batterie ou de la pile à combustible).
Cette solution de compromis ne peut être que l’hybride rechargeable (PHEV), avec différentes combinaisons de capacité de batterie et de puissance moteur.
(l’hybride non rechargeable est une solution fantaisiste sur laquelle il n’y a pas lieu de s’étendre).

Le moteur électrique et le moteur thermique sont donc condamnés à vivre ensemble encore longtemps.

Le slogan actuel:
« Rouler propre en ville et polluer à la campagne » ,
a conduit à proposer des modèles PHEV équipés de batteries de très faible capacité, qui ne permettent de résoudre qu’une très faible partie du problème. Elles sont vidées en quelques kilomètres, après quoi la voiture devient une thermique ordinaire.
C’est évidemment une fausse solution, à la limite de l’arnaque, qui est appelée à disparaître rapidement.
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Le coût de fabrication d’un hybride PHEV est élevé, pour plusieurs raisons:
C’est une nouvelle technologie, beaucoup de plâtres sont à essuyer avant d’atteindre un niveau de stabilisation des procédés, et surtout avant de savoir ce que le client attend réellement. D’importants investissements en recherche et développement seront nécessaires.
Les coûts de production, en phase de croissance, sont nécessairement très supérieurs à ceux d’une technologie éprouvée.
Le PHEV est un concept qui repose sur une bi-motorisation, donc un coût naturellement plus élevé qu’un modèle classique.
L’électricité doit être le mode d’utilisation prépondérant d‘un PHEV, ce qui implique une batterie assurant une autonomie électrique d’au moins 150 Km, compatible avec la charge rapide.
Et l’on connaît le coût des batteries pour un marché en phase de démarrage.
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Le moteur thermique ne pourra prendre sa retraite que si l’une ou l’autre des conditions suivantes est satisfaite:

- Production d’électricité verte suffisante pour alimenter un parc de véhicules électriques, associée à un réseau national de points de recharge rapide de batteries, aussi dense que le réseau actuel de distribution de produits pétroliers.
- Ou production d’Hydrogène renouvelable en quantité suffisante, associée à un modèle industrialisé de pile à Hydrogène satisfaisant le cahier des charges automobile, et à un réseau de distribution de ce gaz.

Le tout à un coût compatible avec une production de masse.
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Compte tenu de tous ces problèmes, le moteur thermique a encore de beaux jours devant lui, en association avec le moteur électrique.
La tâche des constructeurs sera de trouver la formule du bon dosage batterie/carburant, pour minimiser les émissions de NOx et de particules émises par ce dernier.

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Le solaire photovoltaïque, encore trop cher ?

1er Septembre 2017

Nous avons vu, dans les articles précédents, que l'éolien offshore est une technologie très coûteuse, ce qui au demeurant n'est pas surprenant s'agissant d'un domaine en développement, et d'implantations dans un milieu très hostile.

Il en résulte des coûts de production très supérieurs aux prix actuels du marché, et donc la nécessité de compenser cet écart par des subventions très conséquentes, dont le montant est chargé sur les taxes payées par le consommateur.

Ce système de vases communicants est "acceptable" tant que la part de l'éolien offshore reste faible, quelques pourcents.
Au-delà, le montant des subventions deviendra exorbitant et ce système devra être remplacé par un autre montage, mais lequel ?

Qu'en est-il du solaire photovoltaïque  ?
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La transition énergétique impose d'abandonner le concept de production centralisée dans quelques très grosses installations baptisées justement "centrales", au profit d'un concept de production décentralisée regroupant une multitude de petites installations dont les puissances peuvent varier de 3 KWc pour les petits producteurs particuliers de photovoltaïque en toiture, jusqu'à plusieurs centaines de MWc pour des parcs importants, notamment éoliens offshore.

Ce nouveau concept se concrétise, entre autres, par la possibilité de pose de panneaux PV sur toute surface apte à les recevoir:
Toitures de bâtiments, ombrières de parkings, auvents, façades de bâtiments, voire même voies de circulation ou véhicules automobiles.

A terme, il s'agit de susciter un mouvement vers une part d'autoconsommation, ce qui réduirait les pertes en lignes, et d'autre part diminuerait le besoin de puissance sur le réseau national.

Par exemple, vingt millions de "petites" installations de dix MWh en autoconsommation représenteraient 200 TWh annuellement, soit 40% de la production nationale actuelle, ou encore la production de 15 réacteurs EPR.

Encore faut-il que cette autoconsommation n'entraîne pas un surcoût trop important pour les usagers par rapport au coût de l'électricité du réseau.
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Voyons ce qu'il en est des petits producteurs particuliers exploitant la production de quelques panneaux posés en toiture.
La puissance de l'installation est limitée à 3 KWc.

Aujourd'hui cette production est majoritairement vendue en totalité à EDF-OA (ou aux ELD) dans le cadre du régime de l'obligation d'achat défini par arrêté.
Ce système est étendu depuis 2016 aux autres fournisseurs d'énergie électrique, grâce au nouveau mécanisme de "complément de rémunération" versé directement aux producteurs, qui vendent alors directement leur électricité sur le marché, ou à un "agrégateur" qui procure des clients.
ENERCOOP est le premier fournisseur alternatif à "bénéficier" de ce nouveau système.
D'autres suivront rapidement.
Les anciens contrats EDF-OA peuvent être transférés sur le nouveau système à certaines conditions.

Nous ne parlerons ici que du système historique d'obligation d'achat par EDF, qui demeure majoritaire.

Le tarif d'achat dans le cadre du mécanisme légal de l'obligation d'achat (OA), est défini avec la CRE (Commission de Régulation de l'Energie), et fixé par un arrêté tarifaire.
Ce tarif est révisé périodiquement.
Son montant vise à encourager les particuliers à choisir cette option, sans pour autant créer un effet d'aubaine.

Pour bénéficier du tarif le plus favorable dans un contrat avec obligation d'achat, il faut vendre la totalité de la production à EDF-OA.
Aujourd'hui ce tarif est fixé à 18,7 cts/KWh  + 4,5 cts/KWh (Prime IAB, Intégration Au Bâti)
Soit 23,2 cts euro / KWh.
(Tarif de Juin 2017).

C'est plus de quatre fois le prix de production EDF du KWh électro nucléaire, confirmé par la Cour des Comptes (5,4 cts euro le KWh).

Rappelons que ce tarif "d'encouragement" est garanti sur vingt ans, soit jusqu'en 2 037 pour les contrats signés récemment.
De plus, ce tarif, ô combien préférentiel pour ne pas dire de complaisance, est indexé sur les données de l'INSEE relatives à l'évolution des coûts horaires et des coûts de production. Il peut donc évoluer en cours de contrat à la hausse, mais aussi (plus rarement) à la baisse.
Cette évolution étant évidemment impossible à prévoir puisqu'elle est intimement liée à l'évolution de l'économie sur le long terme, laquelle n'est connue que de Madame Irma.

Le tarif d'achat contractuel (Celui valable au moment de la signature du contrat) varie donc en fonction de la date de signature du contrat.
Par le passé, il fut très supérieur à 23,2 cts euros / KWh, c'était l'euphorie…Il est vrai que les panneaux étaient plus chers à l'époque.
Le tarif actuel est censé tenir compte de la baisse des coûts des panneaux chinois.

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Ce principe, ce qu'il faut bien appeler une subvention, est appliqué à toutes les énergies renouvelables, avec des taux différents bien sûr.
Il en résulte un montant global de subvention qui devient colossal lorsque la production de renouvelables sous obligation d'achat devient elle-même importante.
(Quand on ajoute la subvention versée à celui qui fabrique de l'électricité renouvelable, à la subvention versée sous forme de prime à l'acheteur d'une voiture électrique, cela fait beaucoup d'argent…).
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EDF fabrique son électricité en quasi-totalité, et donc maîtrise ses coûts de fabrication, qui ne dépendent pas des aléas de la bourse de l'électricité, sauf à la marge.
En moyenne son coût de production est autour de 6 cts euro/KWh.
( 5,4 cts pour l'électronucléaire, beaucoup moins pour l'hydraulique, et un peu plus pour le thermique de relève).

L'obligation pour EDF d'acheter une partie de son électricité à près de quatre fois son propre coût de fabrication (23,2 cts euros/KWh au lieu de 6), crée évidemment une perte financière qui doit être compensée sous peine de faillite assurée.
Les KWh achetés 23,2 cts euro au particulier producteur de photovoltaïque, sont revendus aux abonnés aux environs de 6 cts euros au tarif réglementé.

Imaginez un épicier qui serait d'une part obligé d'acheter ses fraises à 12 euros le Kg, et d'autre part obligé de les revendre à 3 euros…

Mais, s'agissant d'une mission de service public confiée à EDF par le Gouvernement, cette compensation financière ne pose pas de problème.
(Sauf pour l'abonné, qui doit régler la petite note).

En effet, pour compenser cette hémorragie financière, l'Etat fait appel au système du "mécénat forcé" appelé pudiquement "contribution", et qui consiste à puiser dans la poche de l'ensemble des abonnés l'argent qui sera ensuite généreusement redistribué aux quelques clients qui ont choisi de fabriquer du courant pour le revendre au fournisseur à prix d'or.

En fait, cette opération onéreuse a pour but d'amorcer la "pompe" photovoltaïque afin de faire démarrer ce marché qui doit constituer un élément important de la transition énergétique.

Officiellement, dans cette opération, EDF n'est que l'intermédiaire entre l'Etat et le client abonné, un peu comme pour la TVA.

Les sommes recueillies sont versées à la Caisse des dépôts.

Cette contribution, appelée CSPE, Contribution au Service Public de l'Energie, sert également à financer de nombreuses autres "bonnes actions" comme le développement de l'éolien, y compris offshore, et tout ce qui se rapporte aux énergie renouvelables et à la chasse au CO2.
Une ponction appelée à significativement augmenter dans l'avenir…

Précisons que nous approuvons le plan de développement des énergies renouvelables. Notre propos ici est de montrer que la mise en œuvre de ce plan va nous coûter très cher, contrairement aux annonces claironnées dans une certaine presse.
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Tant que cette façon "artisanale" de produire du courant pour le vendre aux fournisseurs est minoritaire, voire sporadique, la saignée financière correspondante demeure gérable sans déclencher la colère des abonnés.
(35 millions d'abonnés peuvent financer les fantaisies photovoltaïques de quelques centaines de milliers d'apprentis électriciens sans se ruiner).

Mais la situation deviendrait intenable si la part du photovoltaïque domestique produite sous ce système atteignait des valeurs importantes:
Une part de 10% de la production nationale conduirait à un niveau de subvention de 9 Milliards par an au tarif d'achat actuel !!!
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A 23,2 euro le KWh, le consommateur-producteur gagne-t-il au moins de l'argent ?  
Rien n'est moins sûr…

Selon la profession, une installation photovoltaïque domestique d'une puissance maximale de 3 KWc, avec panneaux intégrés à la toiture, nécessite un investissement compris entre 9 000 et 12 000 euros TTC incluant les  panneaux, les câbles, l'onduleur, les batteries, le matériel de raccordement, la main d'œuvre, les travaux sur la toiture, le raccordement au réseau, les frais de dossier, etc.).
Nous retiendrons la valeur moyenne de 10 500 euros.

Le projet bénéficie (Plus pour longtemps) d'une prime fixée à 1 200 euros, dont le versement est étalé sur cinq ans.

Le coût à la charge du client est donc en moyenne de 9 300 euros.

Les frais d'exploitation sont faibles, mais non nuls:
Prime d'assurance, redevance, contrat d'entretien, remplacement probable d'un onduleur, intervention en toiture, etc.
Estimés à une centaine d'euros par an, soit 2 000 euros sur la durée du contrat de vingt ans.

Le coût total en charge du client est donc de l'ordre de 11 300 euros, hors intérêts d'un éventuel emprunt et hors frais supérieurs à cent euros par an, considérés comme exceptionnels, quoique….

Selon la profession, et dans les meilleures conditions d'ensoleillement (Montpellier), une installation de 3 KWc produira en moyenne une énergie de 4 000 KWh par an, soit 80 000 KWh sur vingt ans, en négligeant la perte de rendement liée au vieillissement des panneaux.
(Perte non négligeable au demeurant puisqu'elle peut atteindre 5 à 10% au bout de 20 ans)

Le chiffre d'affaire de l'installation sera donc de
4 000 KWh x 20 ans x 23,2 cts euros = 18 560 euros au prix d'achat 2017.
(Ce prix pouvant varier à la hausse ou à la baisse selon l'indice INSEE).

De ce chiffre d'affaire, il faut déduire le coût de l'installation et les coûts d'exploitation cumulés, soit respectivement 9 300 euro et 2 000 euro.

11 300 euros auront été dépensés pour la construction de l'installation et son coût d'exploitation.
18 560 euros auront été obtenus par la vente de la production sur la durée du contrat (20 ans).

Le solde positif de 7 260 euros représente l'équivalent de l'augmentation d'un capital initial de 11 300 euros placé à 2,8% sur 20 ans.
Ce n'est pas un hasard.
Le prix d'achat fixé à la signature du contrat est calculé de manière à obtenir ce résultat.
(Le client producteur doit y trouver son compte, sans que l'affaire devienne un jack-pot).

Au prix d'achat de 23,2 cts euro/KWh, et sur la base d'une production d'environ 4 000 KWh/an, l'investissement de départ est amorti en 12 ans environ.

Il faut préciser ici que notre exemple est plutôt favorable, en ce sens que les conditions réelles peuvent être (sont souvent) différentes:

- Le coût de l'installation peut être supérieur à 10 500 euros, selon l'importance des travaux en toiture, le type et l'origine des panneaux, les problèmes d'accessibilité, de coût de main d'œuvre selon la région, notamment le coût du contrat d'entretien, etc.
On cite des coûts de 15 000 euros…
- Si un emprunt a été souscrit, il faut ajouter les intérêts du prêt au coût total.
- Tout le monde n'habite pas Montpellier. L'ensoleillement peut être notablement inférieur (20 à 30%) à celui de notre exemple, et donc aussi la production annuelle, ce qui réduit d'autant le chiffre d'affaire.
- L'orientation du toit n'est pas toujours optimale, un écart de 10 à 20 degrés entraîne une baisse de production significative.
- Nous avons estimé le coût d'exploitation à 200 euro/an. C'est une valeur minimale, il est fréquent d'avoir à remplacer l'onduleur, et/ou d'avoir à faire des travaux d'étanchéité sur le toit, parfois même remplacer un panneau.
- Nous n'avons pas tenu compte de la perte de rendement des panneaux en fonction du temps. Cette perte de productivité, qui peut atteindre quelques pourcents, se répercute sur le chiffre d'affaire.

Beaucoup de raisons donc de voir chuter la rentabilité financière de l'installation, et autant de raisons de regarder de très près le devis d'installation, le mode de financement, et le calcul de productivité.

Heureusement, si le matériel installé est de bonne qualité, le client producteur peut continuer à utiliser son installation au-delà du terme du contrat, mais plus question de vendre sa production à 23,2 cts euro le KWh !
Notre homme se trouve alors en concurrence avec le marché, qui est autour de 6 cts euro/KWh, voire moins.
Il  préfèrera en général consommer lui-même sa production, même si le rendement des panneaux est un peu plus faible qu'au départ; au lieu de 4000 KWh par an, il devra se contenter de 3000 par exemple.
Mais cela reste intéressant car l'économie réalisée est d'environ 14 cts euro/KWh ( Tarif EDF moyen actuel TTC ) , ce qui représente environ 400 euro par an.
( Un KWh produit gratuitement est un KWh de moins qu'il aurait fallu   acheter au fournisseur).
Le gain peut être beaucoup plus élevé si le tarif de l'électricité augmente de 100 ou 200% comme le prévoient la plupart des experts pour les deux prochaines décennies.
Ce qui justifie de choisir au départ du matériel de haut de gamme, qui aura une durée d'exploitation plus importante que des panneaux achetés au prix le plus bas.

Une installation de bonne qualité peut fonctionner encore correctement au-delà des 20 ans du contrat EDF.
On manque évidemment de recul pour évaluer la durée de vie relle des panneaux.

Il n'en demeure pas moins que c'est potentiellement un gouffre financier pour la collectivité.
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Voyons ce qu'il en est lorsque l'on voit plus grand.
Nous avons pris l'exemple de la centrale solaire de Cestas en Gironde, mise en service fin 2015, et qui est la plus importante d'Europe.
Voici sa fiche d'identité sommaire:
- Puissance installée: 305 MWc
( MW = Méga Watt = Un Millions de Watts).
- Production estimée: 350 GWh/an.
( GW = Giga Watt = Un Milliard de Watts)
- Coût de construction:  360 Me
- Durée estimée: 25 ans.
Les panneaux sont chinois, faut-il le préciser ?

Ce parc occupe une superficie de 260 ha.
L'énergie solaire reçue à cet endroit est en moyenne de 1 400 KWh/m2/an.
Selon les estimations basées sur les données d'ensoleillement de Météo France, le parc fournira une énergie électrique de 350 GWh/an, soit 134 KWh/m2/an.
Le rendement "utile" est donc 134/1400 = 9,5%.
(Ce rendement serait plus élevé si les panneaux étaient orientables, mais le coût serait considérablement plus élevé).

Le coût de construction est de 1,18 Me/MWc, ce qui est plus faible que pour la technologie éolienne à 3 Me/MW en terrestre, 5 Me/MW en offshore posé, et davantage en offshore flottant.
Par contre le rendement est plus de deux fois plus faible, ce qui compense en partie l'écart de prix.

L'amortissement du coût de construction sur 20 ans se traduit donc par une charge de 51 euro/MWh , auxquels il faut ajouter les autres coûts, dont nous n'avons pas le montant bien entendu.
Rappelons quels sont ces autres coûts:
- Coûts financiers (Intérêts des emprunts).
- OPEX, OPerational EXpenditure.
- Charges salariales.
- Raccordement au réseau.
- Maintenance.
- Impôts et redevances.
- Etc.
La technique photovoltaïque avec panneaux fixes non orientables ne nécessite que peu de maintenance, donc ce poste de dépenses sera considérablement plus faible que pour l'éolien offshore.
Le coût de production se situe probablement entre 70 et 80 euro/MWh.
Sa vraie valeur ne nous a évidemment pas été communiquée.
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Le coût de production se rapproche donc du coût de production de l'électricité "classique" ( A confirmer bien sûr) qui se situe entre 50 et 60 euros/MWh, mais reste encore très supérieur si l'on ajoute la marge.
(Et pourtant les panneaux sont chinois…).

Le Solaire PV, comme l'éolien offshore, bénéficie du mécanisme de "l'obligation d'achat", avec un prix contractuel annoncé à 105 euros le MWh pour Cestas.

Ce prix est 1,8 fois le coût de production du marché français, la différence étant payée par le consommateur, à travers la CSPE

Le surcoût, estimé à 45 euro/MWh, entraîne une "petite" note de 15,75 Millions d'euros par an, que le consommateur abonné sera convié à régler à travers la CSPE.
Heureusement, par la magie des grands nombres, chaque abonné devra verse 0,45 euros par an.
Une misère.
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Une question demeure en suspens au sujet du solaire:
Qui fournira l'énergie électrique la nuit ?

Posée dans une réunion sur la rentabilité d'un projet solaire, cette question ne manque jamais de jeter un froid et de doucher certains enthousiasmes.

Car enfin, durant les mois d'hiver où les besoins d'électricité sont importants, la production solaire n'est efficace que quelques heures par jour.

Les dépliants publicitaires vantant les mérites du parc photovoltaïque de Cestas, revendiquent la capacité de ces installations à alimenter une ville de 300 000 habitants en énergie électrique.

Cette affirmation fait bon marché du problème de la fourniture du courant à la nuit tombée. Elle tend à maintenir le citoyen dans l'illusion que le solaire pourrait remplacer le nucléaire ou les fossiles, ce qui est parfaitement faux dans l'état actuel des choses.

Le solaire doit impérativement être adossé à un autre procédé de production d'énergie électrique capable de prendre le relais lorsque le rayonnement disparaît.
(C'est vrai aussi pour l'éolien soumis aux fantaisies du vent).
Aujourd'hui la production solaire est très faible, sa part dans le mix électrique est quasiment négligeable, les moyens habituels (Nucléaire, thermique fossile, hydraulique) peuvent sans problème gérer ses fluctuations.

Mais lorsque le solaire et l'éolien représenteront une part importante du mix électrique, il faudra disposer d'importants moyens de production de base pour compenser l'intermittence de ces énergies nouvelles.
Or ces moyens ne sont pas identifiés aujourd'hui. Leur nécessité est même passée sous silence et ils ne figurent dans aucun plan de mise en œuvre de la transition énergétique.
Nous n'imaginons évidemment pas que ces moyens de relève puissent être des centrales thermiques à combustibles fossiles, alors que l'objectif de la transition énergétique est justement l'abandon de ces combustibles…

Cette énorme lacune devra être comblée un jour, et représentera une dépense considérable, aujourd'hui glissée sous le tapis.
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EPR versus Eolien offshore, parlons gros sous.

25 Juillet 2017

L'EPR de Flamanville, qui est le prototype d'une série que EDF espère longue, est conçu pour fournir une puissance nominale de 1 650 MW.
Son coût de fabrication est actuellement estimé à 10,5 Milliards d'euros.

Il est censé entrer en production en 2019 pour remplacer les deux réacteurs de Fessenheim, les plus anciens, arrivés au terme de leurs bons et loyaux (jusqu'à présent) services.

Avec un facteur de charge de 90%, sa production annuelle sera de:
1 650 MW  x  8 760 heures x  0,90  =  13  TWh par an.
(Le facteur de charge de 0,9 résulte de la nécessité d'arrêter le réacteur pour remplacer le combustible, et pour les périodes de maintenance programmée ou non).

La durée de vie de ce type de réacteur est prévue pour 60 ans.

Dans le principe, l'EPR (European Pressurized water Reactor) est un REP  (Réacteur à Eau sous Pression) comme tout ceux qui constituent le parc actuel.
Il s'agit donc d'une technologie largement éprouvée depuis quarante ans. Il est un peu plus puissant ( 1 650 MW au lieu de 1 450 ) que les plus récents des réacteurs en fonction, mais il est surtout particulièrement conçu pour intégrer les fonctions de sécurité au plus haut niveau connu grâce au retour d'expérience cumulé depuis quatre décennies, en France et ailleurs dans le monde, y compris Fukushima.
Acceptons-en l'augure…
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Le coût du prototype de l'EPR de Flamanville, qui dépasse les dix milliards d'euros, est jugé exorbitant par les opposants au nucléaire, qui exigent son abandon immédiat au motif que l'électricité renouvelable coûte beaucoup moins cher.

Voyons ce qu'il en est réellement en examinant de plus près le coût de l'éolien offshore posé, sur un projet concret.
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Le projet de parc éolien offshore de la baie de Saint-Brieuc se compose de 62 éoliennes de 8 MW, soit une puissance installée de 496 MW, pour un investissement initialement estimé à  2,5 Milliards, hors raccordements au réseau.

Il s'agit aujourd'hui d'un projet, et on sait ce qu'il en est des estimations de coût des projets (Voir l'EPR), surtout lorsqu'il s'agit du premier du genre en France dans une technologie qui peut réserver des surprises, car l'offshore n'a que peu de rapport avec l'onshore, si ce n'est que tous deux brassent du vent.

Notons tout de même que le coût de 5 millions d'euros par MW correspond aux standards connus du marché pour une technologie offshore "posée".
(L'offshore flottant serait beaucoup plus cher).

Pour un facteur de charge de 35%, qui correspond aux standards constatés sur les parcs offshore existants, la production annuelle sera donc en moyenne de:
496 MW x 8760 heures x 0,35  =  1,5 TWh par an.

Il faudra donc plus de huit parcs comme celui-ci, soit 537 éoliennes, pour égaler la production d'un seul EPR, et donc un coût de construction de 21,7 Milliards, hors raccordement au réseau.

La durée de vie des éoliennes offshore est estimée à 25 ans, terme au-delà duquel les installations devront être démontées et remplacées.
Pour produire pendant une durée à peu près équivalente à celle de l'EPR, il faudra donc remettre au pot 21,7 Milliards (Au coût d'aujourd'hui), soit plus de 43 Milliards au total.
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10,5 Milliards d'un côté, 43 Milliards de l'autre, tout commentaire est inutile.
Sinon pour remarquer que les accusations portées contre le coût du prototype de l'EPR, qui serait un gouffre financier, ne reposent sur aucun fondement.
(Nous parlons plus loin des véritables inconvénients de l'EPR, et de l'électronucléaire en général).
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Mais il ne faut pas s'arrêter aux coûts de construction, qui ne représentent évidemment qu'une partie des dépenses.
Il faut ajouter les autres coûts tels que coûts financiers, coûts de raccordement au réseau, coûts d'exploitation, coût de la maintenance, coût des appros, coûts salariaux, coûts du foncier, redevances, taxes, impôts,  provisions, etc, etc.
Et bien entendu les coûts induits par l'impact sur l'environnement, et l'éventuelle adaptation du réseau au mode de production.
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Il faut rappeler que l'éolien est un système de production intermittente, qui nécessite d'être adossé à des installations de compensation de cette intermittence, car le réseau ne saurait s'accommoder d'une fourniture sporadique d'énergie.

Cette contrainte, pourtant évidente quand on se donne la peine de regarder les courbes de production des parcs existants, a longtemps été très sous estimée, voire même glissée sous le tapis afin de ne pas nuire à la promotion de cette technologie.
C'est également vrai pour le solaire.

Bien que reconnue aujourd'hui, cette nécessaire compensation de l'intermittence n'est toujours pas prise en compte dans les évaluations de coût d'une projet éolien (ou solaire).  
Elle est chargée sur les dépenses de consommation des clients, sous forme de taxes pour le développement des énergies durables.  
Ce jeu de bonneteau qui consiste à glisser sous le tapis des dépenses gênantes afin de les faire payer par quelqu'un d'autre, ne saurait durer bien longtemps. Il faudra bien un jour pratiquer la vérité des coûts.

Cette vérité commence d'ailleurs à sortir du puits, si l'on en juge par les déboires financiers constatés en Allemagne, en Scandinavie, et au Québec.
(Nous en reparlerons dans un autre article).

La vérité des coûts viendra également de l'obligation, pour un fournisseur d'énergie, d'apporter des garanties de capacité à ses clients. Pour les énergies intermittentes, ces garanties devront être achetées à d'autres fournisseurs qui ne feront évidemment pas de cadeaux.
(D'autant plus qu'ils auront à justifier l'origine de leur propre production, qui devra évidemment être décarbonée ou à carbone recyclable).

Le système de compensation de l'intermittence peut être constitué de divers moyens:
Unités de production thermique au gaz naturel, unités de stockage par stations de pompage-turbinage, stockage réversible par électrolyse et pile à Hydrogène, ou stockage sur batteries.
De plus, il sera nécessaire de réorganiser (C'est déjà en cours) le réseau européen d'électricité, afin de pouvoir échanger de grosses quantités d'énergie entre d'une part les zones de production éolienne ou solaire et les zones de stockage hydraulique, et d'autre part les zones consommation, souvent très éloignées des premières.
Tout cela aura un coût très élevé, qui viendra s'ajouter au coût intrinsèque des nouvelles technologies de production.
Les 43 Milliards de notre appareil de production éolien équivalent à un EPR risquent de se transformer rapidement en 50 ou 60 Milliards lorsque l'on y aura ajouté les installations permettant de gérer son intermittence pour pouvoir l'intégrer au réseau.
La différence sera payée par le consommateur, c'est-à-dire par vous et moi.
Lequel consommateur prendra alors conscience du véritable coût des énergies intermittentes.
Mais comme dit l'autre, quand on aime on ne compte pas…
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L'EPR , en tant qu'installation de production de base, assure une production continue, sauf durant les arrêts programmés pour maintenance et remplacement du combustible.
Il ne nécessite aucun système de compensation de quoi que ce soit, pas plus qu'un aménagement spécial du réseau de distribution européen, ou un quelconque dispositif de stockage.
De plus, et c'est essentiel, il est prévu pour fonctionner 60 ans, c'est-à-dire largement deux fois plus qu'une l'éolienne offshore, ce qui constitue un avantage économique certain.

Par contre, alors que l'éolien exploite un vent gratuit, l'EPR devra fabriquer son combustible à partir de minerai d'Uranium obtenu à l'étranger, ce qui crée une dépendance qui doit être négociée au prix d'accommodements politiques parfois discutables.
(Il est vrai qu'il existe de nombreux sites d'extraction dans des contrées "civilisées", avec lesquelles il est possible de négocier sans vendre son âme au diable).
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Le véritable débat n'est pas sur le coût de ceci ou de cela, mais bien plutôt sur les risques que nous sommes prêts à assumer ou à faire porter sur les générations futures.

Et là la comparaison est sans appel.

Le risque nucléaire, qui a longtemps été une éventualité théorique, a cessé d'être un risque pour devenir une triste réalité depuis le ratage de Three mile island, et les catastrophes de Tchernobyl et de Fukushima.

Le gros inconvénient de l'EPR, et de l'électronucléaire en général, est lié à l'usage de produits hautement radioactifs et à la production de déchets non moins toxiques, et pour des milliers d'années pour certains.

Le traitement et la neutralisation de ces déchets n'ont pas encore trouvé de solution satisfaisante, le problème est donc reporté sur nos descendants, ce qui devrait suffire à condamner cette technologie dans les plus brefs délais.

Même si, comme on vient de le montrer, l'électronucléaire n'est pas plus cher que l'éolien offshore ( il serait même plutôt nettement moins cher ), il présente par ailleurs de tels risques de contaminations graves et durables, que son maintien comme technologie stratégique du futur ne saurait être adopté sans être préalablement approuvé par un référendum populaire.
Dont il ne sera jamais question bien entendu…

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Le choix de l'éolien offshore nous garantit contre les risques majeurs, mais comporte des inconvénients qu'il ne faut pas sous-estimer:

Pour produire 100 TWh ( 20% de notre consommation finale d'électricité) en éolien offshore il faudrait 4 133 machines de 8 MW, ce qui représente près de 1 400 Km de parc éolien avec des machines disposées sur trois rangs !!

On peut raisonnablement douter de la compatibilité d'une telle invasion avec les différents usages du littoral tels que la navigation, la pêche, l'aquaculture, la plaisance, ou le tourisme et la protection de l'environnement en général.

Cet encombrement de l'espace marin pose un problème de fond dès lors que l'on considère des niveaux de production importants, représentants une part significative de la consommation (Nous avons pris 20% pour notre calcul, mais le besoin peut être supérieur).

Sans oublier bien entendu les installations indispensables de compensation de l'intermittence.

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Ce n'est donc pas sur le coût des installations de production qu'il faut attaquer l'électronucléaire, mais bien plutôt sur les risques de cette technologie:
- Les récents évènements ont montré que le pire est possible, ce qui était nié encore avant Tchernobyl.
Et ce dont certains doutent encore malgré Fukushima…
- La France n'a pas de réserves d'Uranium suffisantes pour les besoins d'une production significative. Elle ne peut donc revendiquer l'indépendance énergétique pour la production électronucléaire, qui représente aujourd'hui près de 90% de la production électrique.
- Les récents évènements ont montré que la probabilité d'un accident nucléaire ultime sur un réacteur n'est pas nulle. La France possède 58 réacteurs en activité, ce qui multiplie la probabilité d'autant.
- Les dégâts causés par un accident ultime pourraient être d'une ampleur telle qu'une partie importante du territoire serait durablement rendue inhabitable, avec des conséquences humaines ingérables sans le secours d'autres pays, et un impact économique générateur d'une crise dont le pays se remettrait difficilement.
- La gestion et l'enfouissement des déchets nucléaires n'a toujours pas reçu de solution satisfaisante. Le principe du stockage réversible se heurte à des difficultés d'implémentation et de pérennité des installations, et surtout du manque de moyen d'assurer la transmission des informations aux générations futures sur des centaines, voire des milliers d'années.

On tente parfois de cacher cette "misère" potentielle derrière un vaste programme de recherches sensé nous apporter LES solutions:
Qu'il s'agisse de la surgénération, d'autres procédés de réacteurs, ou de la fusion, la fuite en avant qui nous est proposée ne rassure personne quant à l'innocuité de ces nouvelles machines qui paraissent si difficile à dompter.
Le remède risque d'être pire que le mal.
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Face aux risques considérables de l'atome, la transition énergétique est peut-être la chance qui nous est offerte.
A nous de la saisir, elle ne passera pas deux fois…
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Mieux vaut payer cher une transition énergétique qui nous assurera un avenir serein, que persister dans une fuite en avant dont la facture sera présentée à nos descendants.
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Un EPR requinqué.

6 Juillet 2017
Le tribunal a donc rendu son verdict. L'accusé, blanchi au bénéfice du doute, est cependant placé sous surveillance et se voit imposé une cure de rajeunissement dans un délai de sept ans.
Il faut préciser que cette décision était attendue, une décision d'arrêt du chantier aurait signifié l'arrêt de mort du programme EPR, et donc de la filière électronucléaire, ce qui n'est pas dans l'air du temps malgré les annonces réitérées du Gouvernement, qui pourraient laisser penser le contraire.
On peut donc parler de non évènement.
Comme prévu de longue date, les deux réacteurs de Fessenheim seront mis à l'arrêt lorsque l'EPR de Flamanville sera entré en production, en 2019, si aucun nouvel "incident" ne vient perturber le programme.
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On trouvera un rappel de cette histoire de couvercle de cuve ici:
http://leblogdedoczaius.over-blog.com/2015/05/flamanville-polemique-autour-d-une-cuve.html

On trouvera des détails techniques ici:
http://www.irsn.fr/fr/expertise/rapports_gp/documents/gpespn/asn-dep-2015-037971_irsn-2015-00010_gpespn-30092015.pdf
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Cette affaire ne peut manquer de poser une question fondamentale:
En quoi cet écart de la composition de l'acier du couvercle, par rapport aux valeurs prescrites par le cahier des charges, peut-il compromettre la résistance de la cuve en fonctionnement normal dans la durée, et/ou dans des conditions de surcharges accidentelles, ou de défaillance des systèmes de sécurité ?
Avec une question subsidiaire: Quelles seraient les conséquences d'une rupture d'un élément de la cuve ?
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Il est relativement "simple" de répondre à la question subsidiaire sur les conséquences:
Il faut d'abord préciser que, à notre connaissance, aucune cuve de réacteur  ne s'est encore cassée en fonctionnement normal ou en cas d'incident ou de surcharge normalement contrôlés par les systèmes de sécurité demeurés opérationnels.
Les cuves elles-mêmes n'ont encore jamais été l'élément initiateur d'un accident majeur.

Leur problème est dans leur capacité à résister à des surcharges résultant d'une perte de contrôle du système de refroidissement et de transfert de chaleur aux générateurs de vapeur, quelle que soit la cause de cette perte de contrôle.

A Tchernobyl, et à Fukushima, les dégâts causés à la ou aux cuves furent la conséquence de défaillances des systèmes de sécurité, elles-mêmes résultant soit d'erreurs humaines, soit de causes extérieures, soit de certaine malfaçons dans la conception des centrales.
L'accident de Three mile island, dû à un disfonctionnement du système de refroidissement, a entraîné une fusion partielle du cœur, mais sans percement de la cuve grâce à l'intervention rapide des mesures de sécurité.
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Il peut se produire un accident majeur, de type APRP (Accident de Perte de Réfrigérant  Primaire), sans que la cuve soit directement à l'origine de l'accident, comme ce fut le cas à Three mile island, Tchernobyl et Fukushima.
Ce "pépin" peut être initié par une défaillance du système électrique, ou des pompes primaires, par une brèche importante d'une tubulure du circuit primaire, ou tout autre incident qui affecterait la bonne circulation de l'eau primaire, sans que la cuve soit en cause.
Si les moyens d'alimentation en eau de sécurité sont alors insuffisants, il peut en résulter des dégâts en chaîne conduisant à la fusion du combustible, qui s'amalgame avec les structures métalliques de l'intérieur de la cuve pour former le "corium" à température de plusieurs milliers de degrés, et percement du fond de cuve avec libération du corium violemment radioactif dans l'environnement.
La pauvre cuve n'y serait pour rien, car à l'impossible nul n'est tenu.
(Le corium est capable de transpercer du bon acier de trente cm d'épaisseur en quelques heures, et plusieurs mètres de béton de bon aloi en quelques jours…).

En cas d'APRP, le réacteur est immédiatement et automatiquement mis à l'arrêt grâce à l'introduction des barres de ralentisseur au sein des grappes de combustible, et éventuellement en injectant un produit ralentisseur de neutrons ( par exemple acide borique).

Mais après le processus de mise à l'arrêt, même s'il s'est déroulé parfaitement, le combustible continue à dégager de la puissance, et ceci durant une période importante. Il faut donc continuer à refroidir, pour évacuer cette puissance résiduelle, qui décroit naturellement.
Sur un réacteur REP de 1300 MW, la puissance résiduelle après mise à l'arrêt est encore de 270 MW au bout de une seconde, 195 MW au bout d'une minute, 58 MW au bout d'une heure, et 24 MW au bout de un jour, l'arrêt complet n'étant atteint qu'au bout d'un mois environ, encore faut-il garder ensuite les barres de combustibles dans la piscine pour achever le refroidissement, ou les laisser dans la cuve avec une circulation d'eau suffisante.
Ceci lorsque tout se déroule dans les règles.

Mais si l'accident APRP s'accompagne d'une insuffisance de débit d'eau primaire, et/ou d'une défaillance du système d'injection d'eau de sécurité, quelles qu'en soient les raisons, la puissance résiduelle du cœur n'est plus évacuée correctement et la température du combustible s'emballe, entraînant une chaîne de catastrophes telles que celles dont le spectacle nous a été offert par deux fois.
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La catastrophe japonaise, mais aussi celle de Tchernobyl, ont eu l'effet d'un électrochoc, d'une prise de conscience d'un risque jusque là considéré comme inimaginable: APRP, suivi de fusion du cœur, suivi de percement de la cuve, avec dispersion du corium dans l'environnement.
Cet accident, jugé inimaginable, était donc possible.

On se perd en conjectures sur les raisons profondes pour lesquelles un tel accident avait été jugé impossible lors de la conception des centrales.
L'analyse psychiatrique de cet aveuglement collectif, à haut niveau, serait riche d'enseignements sur la pertinence de certaines décisions actuelles…
(La méthode Coué, d'usage courant dans les discours politiques, serait-elle également devenue d'usage licite dans le discours scientifique ?).

Les réacteurs des anciennes générations (REP) ont dû recevoir des aménagements afin de renforcer leur résistance à ce type d'accident, sans cependant atteindre un niveau de sécurité totalement satisfaisant.

Les réacteurs de nouvelle génération (EPR) ont été conçus dès le départ pour offrir une protection en profondeur, notamment au niveau du radier désormais équipé d'un récupérateur de corium avec un dispositif de refroidissement.
Il nous reste à espérer que ces mesures suffiront à limiter les dégâts causés par un APRP avec percement de la cuve et fuite du corium.
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Il n'existe pas d'exemple de cuve de réacteur ayant subi une rupture dans des conditions de fonctionnement normales, ce qui rend difficile la réponse à la question principale.
On peut cependant penser qu'une telle rupture, surtout au niveau du couvercle, causerait des dégâts importants aux mécanismes de manœuvre des barres de contrôle qui pourraient ne plus jouer leur rôle de blocage de la réaction.
En effet, le couvercle d'un réacteur EPR est percé de 107 trous équipés de gaines assurant l'étanchéité des passages des barres et instruments de mesure.
(La pression dans la cuve est normalement de 155 Kg).
Un accident au couvercle pourrait nuire au fonctionnement de ces mécanismes qui doivent coulisser librement.
La mise à l'arrêt du réacteur serait alors partiellement compromise.
La réaction nucléaire restant à un niveau élevé, et l'eau de refroidissement faisant défaut, les conditions seraient réunies pour un beau feu d'artifice.

Mais le pire n'est jamais sûr…
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L'ASN aurait probablement autorisé, sans condition, le fonctionnement du couvercle s'il avait existé un procédé de contrôle "in situ" de l'état de la pièce sans nécessité de la démonter.  Ce procédé n'existe pas aujourd'hui, c'est la raison de la décision de le remplacer le plus tôt possible, c'est-à-dire en 2024 , qui est, selon EDF, le délai le plus court pour fabriquer un tel objet.

EDF espère cependant pouvoir, d'ici deux ans, mettre au point un procédé de contrôle "in situ" qui pourra (peut-être) éviter un remplacement du couvercle et obtenir de l'ASN une modification de sa position.
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La bonne qualité de l'acier de cuve est certes essentielle, comme pour tous les autres organes d'une installation nucléaire.
Mais la bonne santé de la cuve ne suffit pas en elle-même à assurer la sécurité du réacteur.
Tous les autres composants participent à l'objectif de sureté:
Les tuyauteries et leurs soudures, les pompes, les soupapes de sécurité, le pressuriseur, le système d'injection de sécurité, les échangeurs des générateurs de vapeur, les mécanismes de contrôle des barres et des grappes de combustible, les sondes de température et de pression, les soupapes de sécurité, etc, etc.
La fiabilité de cet ensemble conditionne la fiabilité de l'ensemble.
Cet ensemble ne peut fonctionner correctement sans un système de gestion mixte dans lequel les automatismes sont supervisés par du personnel qualifié.
La conception de la centrale elle-même participe à la sureté.
On a vu l'importance de la disposition et de la fiabilité des générateurs électriques de secours à moteurs diesel en cas d'inondation ( Centrale du Blayais, et de Fukushima).
Des organes paraissant secondaires peuvent se révéler essentiels en cas d'accident.
Par-dessus tout, les installations les plus parfaites sont vulnérables si les équipes qui s'en occupent ne sont pas elles-mêmes de très haut niveau technique et humain.
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La sureté de fonctionnement d'une centrale nucléaire ne se résume donc pas, hélas, à un problème de couvercle de cuve.
La meilleure cuve ne résistera pas à un APRP mal maîtrisé, ou dont le système de sécurité présente des failles de conception, de conduite, ou de maintenance.
L'arbre ne doit pas cacher la forêt…
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La décision d'autoriser, ou pas, la mise en service de la cuve de Flamanville, devrait (aurait dû) être fondée sur des attendus techniques, et seulement techniques.
Malheureusement il semble que d'autres considérations sont venues polluer l'analyse du problème, et peut-être la décision:
les retards cumulés, les dépassements budgétaires, les délais considérables nécessités par la mise en œuvre des solutions techniques radicales, l'image de la compagnie responsable du projet, l'impact sur les autres projet EPR notamment à l'export, la nécessité politico-technique d'arrêter Fessenheim et donc de démarrer au plus vite  l'EPR, la perte de crédibilité du nucléaire par rapport aux autres moyens de production ( solaire, éolien, biomasse, hydraulique…), tout cela a probablement contribué à exercer une pression considérable en faveur d'un "avis favorable".
Il serait dramatique que les mêmes raisonnements qui conduisirent jadis à nier le risque d'accident majeur, soient repris aujourd'hui pour nier le risque lié à une qualité d'acier hors spécifications.
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Saint Eloi est le patron des travailleurs sur métaux et, par extension, des électriciens.
Tant qu'à rester dans l'irrationnel, nous pouvons toujours tenter de lutter contre la méthode Coué en faisant brûler des cierges à Saint Eloi.
Ou consulter Madame Irma sur l'opportunité de continuer à habiter à côté d'une centrale nucléaire.

Les bretons, qui en connaissent un rayon en matière de saints, ont toujours refusé d'accueillir une centrale nucléaire chez eux.
Peut-être ont-ils bénéficié du privilège d'informations particulières de Saint Eloi, fort honoré en cette contrée.
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