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7 août 2017 1 07 /08 /août /2017 15:24

Cher, très cher éolien offshore…

7 Août 2017

Le coût de construction d'un parc éolien offshore posé* s'établit autour de 5 millions d'euros le MW installé.

C'est le coût négocié pour des grosses éoliennes de 8 MW, tel qu'il est constaté pour les projets actuels de 50 à 100 machines.
(Notamment dans le projet de parc offshore de Saint-Brieuc, qui comporte 62 machines de 8 MW pour un montant de 2,5 Milliards d'euros).
Ce parc doit commencer à produire en 2019.

*Par opposition à l'éolien flottant, beaucoup plus cher.

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Ce coût est exorbitant, tout le monde en conviendra.
40 Millions d'euros pour une seule éolienne qui produira 24,5 GWh d'électricité annuellement, cela nous conduirait à débourser plus de 21 Milliards d'euros pour obtenir une production d'énergie égale à celle d'un seul réacteur EPR !!!
Soit exactement deux fois le coût de ce réacteur, lui-même déjà considéré comme une folle dépense injustifiée.
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Ce capital éolien de 2,5 Milliards investi à Saint-Brieuc devra être remboursé sur une durée de l'ordre de vingt ans, ce qui fera peser sur chaque MWh produit une charge d'environ 83,3 euros (hors intérêts) durant cette période, soit jusqu'en 2040 !
(La durée des éoliennes offshore construites actuellement est estimée à 20-25 ans).

Même si, entre temps, le coût de construction des installations diminue, ces 2,5 Milliards là devront être remboursés.

Lorsque ce coût de construction sera amorti, au bout de vingt à vingt-cinq  ans, il faudra songer à démanteler les installations car elles seront en fin de vie, et donc reconstruire un nouveau parc.

Alors que l'EPR continuera de produire, pendant encore 20 à 30 ans, et à un coût réduit puisque l'investissement sera amorti
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Ce coût de construction éolien ne représente qu'une partie des dépenses qu'il faut engager pour produire de l'électricité.
En effet, pour connaître le coût de production, il faut ajouter "quelques" autres menues dépenses:
- Coût financier ( Intérêt des emprunts).
- Coût de raccordement au réseau.
- Coût d'exploitation (OPEX, Operational Expenditure).
- Charges salariales.
- Coût de la maintenance.
- Impôts et taxes locales.
- Redevances d'occupation des zones littorales.
- Etc, etc.

Pour l'éolien offshore, les coûts de production évoqués couramment sont de l'ordre de 150 à 200 euro par MWh.

A ce coût brut de production, il faudrait normalement ajouter le coût des installations de compensation de l'intermittence, qui sont considérables:
Centrales thermiques à gaz, Stations de pompage-turbinage, centrales hydrauliques de barrages, centrales d'électrolyse et piles à Hydrogène, stockage sur batteries, etc….
Aujourd'hui ce coût est prix en charge par la collectivité, c'est-à-dire que l'argent est pris dans la poche du consommateur, vous et moi.
(Voir la rubrique CSPE de la facture d'électricité).
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Au fait, quel est le coût de production de l'électricité aujourd'hui ?

Actuellement en France plus de 75% de la consommation finale d'électricité est fournie par les centrales nucléaires.
Le coût de production de cette électricité est de 54,5 euros/MWh, selon la réévaluation de la Cour des comptes, tenant compte des dépenses engagées pour renforcer la sécurité suite à la catastrophe de Fukushima.
Les coûts initiaux de construction étant amortis depuis longtemps, les 54,5 euros représentent essentiellement l'OPEX et la grosse maintenance.

Ici il faut noter que les coûts du démantèlement, du stockage des déchets radioactifs, et des éventuelles indemnisations suite à un accident nucléaire ne sont pas compris dans les 54,5 euros…
Même si ce coût annoncé est discutable, c'est lui qui sert de base à la fixation du tarif règlementé de l'électricité.
(C'est ce coût qui sert au calcul du montant de votre facture).

Par ailleurs, 10% de notre consommation d'énergie électrique provient de l'hydraulique, dont le coût de production est de 22 à 30 euros/MWh, qui sont essentiellement des coûts d'exploitation car les installations hydrauliques sont également amorties depuis longtemps.

Environ 10% de la production électrique restante sont fournis par les centrales thermiques, dont le coût de production est de 70 à 120 euros/MWh, et qui ne fonctionnent que pour assurer les pointes de consommation.
Le reste est fourni par les renouvelables, éolien terrestre et solaire PV.

Depuis 2011, les fournisseurs d'électricité alternatifs bénéficient de l'ARENH ( Accès Régulé à l'Elecricité Nucléaire Historique) pour des volumes définis par le régulateur ( la CRE, Commission de Régulation de l'Energie).
Aujourd'hui ce volume est d'environ 100 TWh, au total.
Ce tarif est aujourd'hui de 42 euros/MWh, donc inférieur au coût de production.
Il permet aux fournisseurs alternatifs de se développer en pratiquant des tarifs "compétitifs".
Tout ceci est bien entendu discutable.

Ceci vaut pour les contrats "à terme".
Il existe également la possibilité de s'approvisionner sur le marché Spot, beaucoup plus volatil, avec des prix très fluctuants (Marché "Day ahead" géré par Epex-spot France).

Globalement, le faible coût de l'électricité hydraulique compense plus ou moins le coût élevé des centrales thermiques, en sorte que le coût de production moyen se situe autour de 55 à 60 euros le MWh.

Ce coût représente en moyenne le tiers  de la facture d'électricité du consommateur qui bénéficie de la tranche inférieure à 36 KVA.
La facture se décompose ainsi:
- Le prix de vente HT , incluant la marge éventuelle du fournisseur d'électricité.
- L'abonnement.
- La TCFE, Taxe sur la Consommation Finale d'Electricité.
- La CTA, Contribution Tarifaire d'Acheminement électricité, qui couvre les coûts des gestionnaires du réseau ( RTE, ENEDIS, et les ELD ).
- La CSPE , Contribution au Service Public de l'Electricité, qui finance les charges du service public de l'énergie, notamment le soutien au développement des énergies renouvelables: 22,5 euros/MWh.
- La TVA à 5,5% sur l'abonnement.
- La TVA à 20% sur la consommation.

Il faut retenir qu'aujourd'hui le coût de production de l'électricité est d'environ 55 euro/MWh.
A mettre en face des coûts de production éolien offshore, compris entre 150 et 200 euros/MWh !!
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Un fournisseur d'électricité peut donc trouver sur le marché de gros un produit dont le coût se situe dans une fourchette de 42 euros/MWh (Contrat ARENH)  jusqu'à 80 euros/MWh s'il doit acheter son électricité sur le marché Epex-spot  Day ahead, s'il lui manque des MWh pour fournir ses clients. Le prix moyen se situant autour de 55 euros grâce aux contrats "à terme".

Face à ces prix de marché, l'électricité éolienne offshore est donc complètement hors du coup, puisque le simple amortissement du coût de construction atteint déjà 83 euro/MWh hors intérêts, le prix de revient "tout compris" étant de l'ordre de 150 à 200 euro/MWh*, soit trois fois le prix de marché de gros !!!

Ce fournisseur n'a donc à priori aucune raison d'acheter de l'électricité à 150 ou 200 euros le MWh, puisqu'il peut s'en procurer sur le marché pour 50 euros !

Pourquoi un épicier irait-il acheter à Rungis des fraises à 10 euros le Kg s'il peut trouver les mêmes à 3 euros ?
Rappelons, pour ceux qui en douteraient encore, qu'un  MWh sortant à 54 euros d'une centrale nucléaire, est identique à un MWh sortant à 180 euros d'une éolienne offshore.
Ce qui n'est pas toujours le cas des fraises…
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Aujourd'hui l'éolien offshore ne peut donc tout simplement pas être mis sur le marché sans le secours d'une très confortable subvention, qui prend la forme d'un prix d'achat "de complaisance", très supérieur au prix du marché.
Dans notre cas, le prix d'achat serait entre 150 et 200 euro/MWh.
(On parle même de 220 euros/MWh pour Saint-Brieuc).

Ce prix d'achat de complaisance s'accompagne d'une obligation d'achat par EDF et les ELD ( Entreprises Locales de Distribution) .
(Sans cette obligation d'achat, personne n'en voudrait évidemment…).

Les malheureux fournisseurs qui sont obligés d'acheter cette électricité de luxe sont EDF et les ELD (Entreprises Locales de Distribution).

Mais rassurons-nous, ils sont dédommagés par l'Etat qui leur rembourse le surcoût.
Et qui paye tout çà ? Vous et moi comme d'habitude (Voir CSPE).
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Ces libéralités sont supportables par la collectivité tant que la part de l'éolien offshore reste modeste.
En France aujourd'hui cette part est nulle comme chacun sait.
Lorsque le parc de Saint-Brieuc sera productif, il fournira 0,3% de la production électrique française, pas de quoi bouleverser nos habitudes.

Mais Saint-Brieuc n'est qu'un démonstrateur, le précurseur d'une longue série de machines appelées à "décorer" nos côtes.
Si ces projets grandioses se réalisent, la situation deviendra intenable, le montant global des subventions atteignant des sommes astronomiques.
Une danseuse, çà va, mais un corps de ballet, c'est ruineux.

D'autant plus que ce modèle d'économie subventionnée s'applique également au photovoltaïque, à la voiture électrique, et bientôt aux biocarburants de seconde et troisième générations.

Nous courons à la ruine…
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Cette impasse (Car il s'agit bien d'une impasse) commence à poser problème aux Etats dont la production offshore devient significative, et qui voient d'un mauvais œil débarquer cette électricité à plus de 150 euro/MWh, alors que les prix de marché sont au tiers de cette valeur.

Continuer à subventionner à tour de bras, c'est la ruine assurée.
La ruine du consommateur évidemment, pas celle des investisseurs…

En effet, grâce à la combinaison de l'obligation d'achat et de l'application du tarif de complaisance, l'augmentation de la part de l'éolien offshore induira mécaniquement une augmentation de la facture d'électricité qui pourra aller jusqu'au doublement ou au triplement.

Quelques projets de parcs éoliens offshore ont déjà été bloqués pour cette raison.
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Les spécialistes de l'éolien offshore (Siemens, Iberdrola, GE, Vestas, Eon, …) pensent pouvoir descendre le coût de construction à 80 euro/MWh d'ici 2025, mais sous diverses conditions dont la réalisation n'est pas garantie, notamment sur les puissances installées annuellement.
80 euro/MWh, c'est encore deux à trois fois le cours Epex-Spot !

Par ailleurs, il apparaît que l'extension de l'éolien offshore ne pourra être "toléré" que dans la version "flottante" qui permet d'éloigner les parcs de la côte.
Mais cette technologie est beaucoup plus coûteuse que la version "posée", pour des raisons évidentes.
Le coût du MWh sera donc impacté à la hausse, ce qui laisse un doute sur la baisse des prix annoncée.
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On peut même se demander dans ces conditions s'il est raisonnable de persister dans la volonté de développer l'éolien offshore dans la technologie actuelle, qui conduit à des coûts de production trois ou quatre fois supérieurs aux prix du marché.
Et on n'imagine même pas ce qu'il en sera s'il faut passer à la technique flottante dont le coût est très supérieur.

Il n'est pas impossible que l'éolien offshore trouve ses limites non seulement dans le coût de l'énergie produite, mais aussi dans l'acceptabilité des implantations au regard des autres utilisations du littoral.

Mais il est également possible que le consommateur accepte de bonne grâce de payer son électricité trois fois plus cher, on peut rêver…

L'autre obstacle est l'occupation du plateau continental:

Rappelons que, pour produire en éolien offshore 20% de l'énergie électrique finale consommée en France, il faudrait occuper 1 400 Km de littoral avec des machines de 8 MW disposées sur trois rangs !!!
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Même si le problème de l'encombrement du plateau continental trouve une solution (Mais laquelle ?), il restera le problème du coût de production des parcs construits actuellement et dans les prochaines années.
Les consommateurs accepteront-ils de voir tripler ou quadrupler le prix de l'électricité ?
(Car ces mêmes consommateurs devront également payer pour les installations de compensation de l'intermittence).

Bien sûr des petits malins suggèreront de faire payer le surcoût de l'éolien offshore par les consommateurs de produits pétroliers et de gaz naturel fossiles.
Mais, comme il  s'agit des mêmes consommateurs, on ne sort pas de l'impasse.

Que l'argent soit pris dans notre poche droite ou dans notre poche gauche, il nous faudra payer…

Que le vent se révèle plus cher que le pétrole, qui s'en serait douté ?
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Cette analyse des coûts permet de comprendre le peu d'empressement de l'énergéticien historique, et surtout de son actionnaire principal qui est l'Etat français (83%), à se précipiter dans le développement de l'éolien offshore où il n'y a que des coups à prendre et des sommes extravagantes à dépenser.

Pour le moment l'activité des énergies renouvelables électriques est encore faible, et son surcoût peut être absorbé par la CSPE sans trop de protestations.

Mais lorsque fleuriront les centaines de grosses éoliennes le long de notre littoral, l'addition sera dure à avaler.

Il est probable que, comme ce fut le cas pour le photovoltaïque, il faudra attendre les éoliennes chinoises pour faire baisser les coûts de production.
Et oublier nos rêves industriels…
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Nous verrons un autre jour que le solaire photovoltaïque est nettement moins cher, mais reste encore notablement supérieur au prix du marché, car en France l'énergie solaire reçue n'est pas à son optimum.
D'où l'intérêt de conclure des accords de développement solaire avec les pays du Maghreb.
Mais ceci est une autre histoire…
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26 juillet 2017 3 26 /07 /juillet /2017 16:46

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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21 juillet 2017 5 21 /07 /juillet /2017 21:01

Quatre clés pour (commencer à) comprendre la transition énergétique.

21 Juillet 2017
L'arrivée de Monsieur Hulot au Gouvernement a pu signifier, pour certains, l'entrée dans une ère nouvelle marquée par l'émergence d'une conscience écologique gouvernementale.
On allait enfin non plus se contenter de dire ce qu'on allait faire, mais également faire ce que l'on avait dit, voire ce que d'autres avaient promis auparavant sans le réaliser.
L'aura du nouveau ministre éclaire tous les aspects de l'écologie, de la défense de l'environnement au sens large jusqu'à la lutte contre le changement climatique.
Nul doute que sa participation au Gouvernement n'aura d'autre but que de promouvoir quelques-unes de ses idées généreusement exposées dans les médias depuis des décennies.
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L'une des premières urgences est de faire démarrer le train de la transition énergétique, qui est en gare depuis longtemps et ne manque pas de passagers bruyants qui s'impatientent, mais qui est encore dépourvu de locomotive, et surtout d'un chauffeur compétent et d'un chef de gare énergique.
La locomotive, nous en avons choisi une récemment, et qui mieux que N. Hulot pouvait être ce chauffeur providentiel ?
Dans le rôle du chef de gare, Monsieur Edouard devrait convenir  si les consignes de sa direction sont claires et volontaristes.
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Pour savoir de quoi l'on parle, il est toujours bon de rappeler quelques chiffres:
Nous consommons aujourd'hui 160 Mtep d'énergie finale, soit 1 800 TWh  ainsi répartis:
480 TWh d'électricité, et 1 320 TWh hors électricité.

Ces 1 320 TWh, utilisés pour produire de la chaleur, de la force motrice, et alimenter l'industrie chimique, sont obtenus à partir de combustibles divers, dont 1 200 TWh de fossiles, le reste en bois de chauffage.
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30 MWh par an et par habitant, tout compris, c'est donc la mesure de notre niveau de vie en terme de dépense énergétique.
C'est à la fois peu et beaucoup.
C'est beaucoup lorsque, comme aujourd'hui, il faut tirer cette énergie du nucléaire et de sources fossiles en voie d'épuisement, et qui de plus ne sont pas disponibles sur notre territoire national.

Mais c'est peu lorsque l'on considère les quantités colossales d'énergie que le Soleil déverse généreusement sur nos têtes, et qu'il ne tient qu'à nous de récolter.
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Prenons un exemple:

Selon la carte mondiale des gisements d'énergie solaire, le territoire de France métropolitaine reçoit en moyenne environ 1 300 KWh/m2/an d'énergie solaire, sur une surface orientée au Sud et inclinée d'un angle égal à la latitude.
Soit 715 000 TWh/an.
Ou encore 12 000 MWh/an par habitant, c'est-à-dire 400 fois plus que nos besoins actuels de 30 MWh.

Bien sûr, il faut capter cette énergie, la transformer en un produit utilisable selon nos besoins, c'est-à-dire en chaleur, en force motrice, et en électricité.
Mais, même en acceptant un rendement de conversion de 20%, il devrait être possible de "récupérer" 260 KWh/m2/an.
(20%, c'est le rendement d'un panneau solaire hybride, qui produit de la chaleur et de l'électricité).

En s'en tenant à notre consommation actuelle de 1 800 TWh, tout compris et pas seulement l'électricité, il suffirait d'une surface de 7 000 Km2 pour obtenir toute l'énergie dont nous avons besoin.
Il faudrait donc y consacrer 1,3% de la superficie du  territoire national, ce qui ne paraît pas indécent en regard des surfaces consacrées à d'autres activités dont l'utilité n'est pas toujours évidente.
D'autant plus que, dans ces 1,3%, peuvent déjà figurer bien entendu les toitures des bâtiments convenablement orientés, les autres surfaces pouvant accepter un usage multiple comme une partie du réseau routier, les ombrières de parkings, etc.
Il apparaît donc que l'énergie solaire, seule, suffirait à nous procurer toute l'énergie dont nous avons besoin actuellement.

Et nous n'avons pas compté l'énergie supplémentaire que peuvent fournir l'éolien, l'hydraulique, le bois énergie, le biogaz, les biocarburants, et la géothermie…
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Il n'y a donc aucun problème objectif de ressources énergétiques renouvelables et décarbonées.

Les technologies nécessaires au recueil des énergies renouvelables existent depuis longtemps, y compris pour le stockage nécessaire à la compensation de l'intermittence.

Les "problèmes" que nous rencontrons sont donc des problèmes d'enfants gâtés.

Mais il est bien connu que notre société excelle dans l'art de créer des problèmes là où il n'y en avait aucun auparavant.

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Que faisons-nous ?

Lorsque l'on évoque la transition énergétique, on parle essentiellement éolien, solaire, et hydraulique, c'est-à-dire électricité.
Bien sûr, ces sujets sont porteurs puisque l'électricité est au cœur de notre société technologique.

Assez curieusement, les 1 200 TWh de combustibles fossiles, que nous utilisons en plus de l'électricité, ne semblent pas intéresser beaucoup de monde; ils sont pourtant largement majoritaires  à la fois dans l'industrie, les transports, et le secteur résidentiel-tertiaire, donc également majoritaires dans les émissions de gaz à effet de serre.

On évoque certes l'exploitation de la biomasse sous forme de biocarburants et de biogaz, on parle de filière bois énergie,  mais sans en faire une affaire d'Etat, comme un truc de peu d'intérêt.
Comprenne qui peut…
Mais ce n'est pas notre propos d'aujourd'hui.

C'est donc l'électricité qui tient le haut du pavé, laissant les 66% de l'énergie finale restante se débrouiller avec les biocombustibles (Biocarburants et Biogaz), qui ont beaucoup de mal à lutter contre un pétrole et un gaz naturel fossiles toujours triomphants.
(On attend toujours une taxe carbone efficace).

En fait nous sommes priés de résoudre le problème de ces 1 200 TWh de fossiles en faisant des économies d'énergie sur le chauffage au fuel et au gaz, et en achetant des autos électriques.

Lesquelles autos électriques augmenteront significativement notre consommation d'électricité…Mais ceci est une autre histoire.

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Il a donc été "décidé" que la transition énergétique, c'est d'abord une affaire d'électricité, laquelle est aujourd'hui en grande majorité fabriquée dans le monde soit à partir des sources fossiles, soit à partir du nucléaire.
La part des énergies renouvelables, hors hydraulique et bois énergie, progresse, mais est encore minoritaire.

La France fabriquant son électricité essentiellement avec du nucléaire, notre transition énergétique à nous se résume donc à une affaire de politique électronucléaire.
Oui, c'est très restrictif, mais c'est ainsi.
Pour les réclamations, s'adresser à Monsieur Edouard.
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Pour notre affaire de transition, l'alternative est claire:

Soit on continue avec le nucléaire ( Développement de la filière EPR pour remplacer les REP vieillissants), et alors nous n'avons pas besoin d'une transition énergétique, puisqu'on l'a déjà, au moins pour l'électricité.
(Du moins si l'on privilégie le critère du CO2, qui reste aujourd'hui l'ennemi désigné).

Soit on programme l'abandon du nucléaire, et alors on lance un vaste programme de remplacement.
(Nous disons  bien "on lance" et non "on fait des projets de lancement").
Car il est évident que l'on ne va pas arrêter des réacteurs nucléaires avant d'avoir une solution de remplacement prête à rendre la relève.
A moins que l'usager ne soit disposé à accepter des coupures de courant sauvages lors des froides soirées hivernales,…Il serait intéressant de poser la question par référendum.
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Pour le Ministre, le choix n'est pas simple.
L'électronucléaire est une technologie non émettrice de CO2, donc parfaitement conforme aux directives de la transition.
Il n'y aurait donc aucune raison d'en changer.
Mais cette technologie est en même temps ce que l'Homme a inventé de pire en matière de pollution potentielle de l'environnement, elle doit donc être abandonnée, selon les critères de l'Ecologie dont M. Hulot est le porteur de drapeau attitré.

A notre connaissance l'actuel Président n'a pas fait campagne sur son désir de sortir rapidement du nucléaire.
Mr. Hulot  devra donc résoudre un dilemme:
En lui va se livrer un combat entre l'homme et le ministre.
Le premier, tenu déontologiquement d'obéir à sa conscience écologique, et le second, non moins tenu par son engagement dans le Gouvernement, à obéir  au chef d'icelui.

Difficile de tenir des engagements si contradictoires.
Mais, comme dit l'autre, "Il avait qu'à pas y aller "…
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Par ailleurs la transition énergétique est une affaire de plusieurs décennies. Personne n'imagine un seul instant remplacer en treize ans (2 030) les fossiles et le nucléaire par du vent, du soleil, de l'eau, un peu de géothermie, un peu de bois et de la bouse de vache.
Il nous faudra bien deux générations pour commencer à voir le bout du tunnel ( 2 080 ?).

Un premier Ministre est là au mieux pour quelques années, et un Ministre souvent pour quelques mois seulement.
Ni l'un ni l'autre ne verra le résultat de ses éventuels efforts, qui n'apparaîtra que sur le long terme.
Or les électeurs attendent des résultats à court terme, il faudra donc leur jeter quelques poignées de grain pour éviter qu'ils ne quittent le poulailler dans lequel on a eu tant de mal à les faire entrer.
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Pour le moment M. Hulot a prudemment chaussé les pantoufles de ses prédécesseurs, et donc annoncé une réduction à 50% de la part du nucléaire dans la production électrique nationale à l'horizon 2025.
(Comprenez "le plus vite possible", dans la mesure ne nos moyens).
Ceci serait obtenu paraît-il en fermant environ 17 ou 20 réacteurs.
Il s'agit vraisemblablement des 6 réacteurs de la génération CP0 de Fessenheim et du Bugey, et de 11 réacteurs génération CP1 ayant été mis en exploitation avant 1981 et qui auront dépassé les 40 ans en 2021, et de deux ou trois autres qui ont cessé de plaire.

Les 17 réacteurs jetés en pâture à la presse fournissent annuellement 120 TWh, soit 22% de la production totale d'électricité.

On aura noté que personne au château n'a pu préciser comment on allait faire pour se passer de ces 120 TWh dans un délai aussi court, et qui ferait les frais de cette coupe claire.
Surtout au moment choisi pour "booster" la voiture électrique qui, cela n'aura échappé à personne, consomme de l'électricité !!
Mais un Ministre ne se préoccupe pas de ce genre de détails.

Cette annonce est une poignée de grain un peu avarié, qui  commence à sentir le moisi, nous l'avons déjà entendue maintes fois sans jamais voir le début d'un commencement de réalisation.

Mais est-elle au moins cohérente ?
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Pour tenter de faire une analyse honnête, on ne peut échapper hélas à la nécessité de regarder de plus près comment est organisée la production et la distribution d'électricité dans un pays moderne.

En premier lieu on ne doit plus parler de système électrique français, mais de grand réseau électrique européen.
Le temps de la petite tambouille nationale est révolue.
L'ensemble des réseaux interconnectés constitue un réseau unique dont toutes les installations participent au "réglage système".
Une défaillance sur une ou plusieurs installations de production en France par exemple peut être compensée par le lancement de plusieurs centrales à gaz en Allemagne et/ou en Italie.
Une modification majeure décidée par un pays ne doit pas être mise en œuvre sans concertations avec les pays partenaires.

Ce point constitue la première clé pour comprendre les problèmes de la transition énergétique.
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Dans les pays civilisés la fourniture d'électricité est un service public qui comporte une obligation de résultat.
Le ou les fournisseurs sont tenus de fournir les quantités auxquelles ils se sont engagés auprès de leurs abonnés et du régulateur, qui est la CRE en France (Commission de Régulation de l'Energie).

Le consommateur est libre de soutirer de l'électricité quand il veut, à hauteur de la puissance et de l'énergie compatibles avec l'abonnement souscrit.
(C'est une liberté encadrée que certains ont tendance à oublier, et que le nouveau compteur Linky se charge de leur rappeler).

Comme nous l'allons voir, cette liberté des consommateurs se paye par un certain nombre d'obligations que les fournisseurs doivent respecter.

Le fournisseur est prié de prendre toutes les dispositions nécessaires pour éviter d'avoir à recourir aux coupures sauvages, sinon il aura à rendre des comptes à la CRE.

Pour respecter ces engagements, le ou les fournisseurs doivent donc pouvoir s'appuyer sur des moyens de production dits "de base" capables de produire sans intermittence, en continu, et possédant une grande réserve de marche grâce aux stocks (Réserves stratégiques) rendus obligatoires par l'Agence Internationale de l'Energie.
Ces stocks ont pour but d'éviter des tensions internationales qui seraient dues à des crises passagères du marché de l'énergie.
C'est surtout vrai pour les pays qui ne possèdent pas de sources d'énergie "de base" sur leur territoire. La France en fait partie (Hélas, ou heureusement ?).
(Les anciens se souviennent que jadis notre territoire possédait des gisements de Charbon et de Gaz naturel, épuisés aujourd'hui).

Ces installations "de base" doivent donc pouvoir fournir une puissance cumulée correspondant au maximum de la puissance soutirée par la demande interne, hors périodes exceptionnelles de pics de consommation, qui sont gérés autrement.

En France, cette demande max "courante" correspond à environ 80 GW, pour une demande moyenne d'environ 60 GW.
(Ces valeurs fluctuent et sont affectées de variations saisonnières d'une année sur l'autre).

Quant à la demande exceptionnelle, elle peut atteindre 100 GW. C'est aujourd'hui un seuil critique pour le réseau français.

En pratique, la puissance soutirée fluctue entre 30 et 80 GW, selon l'heure, la saison, les conditions météo.
Malgré cette demande en yoyo, notre parc de production "de base" a toujours été capable de répondre sans tomber dans le black out ou les délestages sauvages.
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Les seules technologies permettant d'assurer une production "de base", donc de fournir les 80 GW ci-dessus à la demande, sont les centrales thermiques à flamme, utilisant des combustibles fossiles, et les centrales nucléaires, ces combustibles étant stockables et stockés réglementairement en conformité avec les règles de l'AIE.
Pour le nucléaire, les stocks sont constitués par le combustible présent dans les réacteurs, et de celui qui est en cours de fabrication sur le territoire français.

Au risque de se répéter, il faut insister sur ce point:
On ne connaît pas d'autre système capable d'assurer une production "de base" telle qu'elle est définie par l'AIE c'est-à-dire avec une réserve de marche de plusieurs mois.

Ce point est la deuxième clé qui permet de comprendre quelque chose aux difficultés de la transition énergétique.

L'éolien, le solaire, l'hydraulique, ne peuvent pas garantir une production d'électricité continue pendant plusieurs mois.
(Seule la géothermie à haute température pourrait y prétendre, avec un peu d'hydraulique au fil de l'eau, mais à une faible échelle).
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Si, en raison de circonstances particulières, choisies ou subies, il n'était plus possible d'assurer une production électrique "de base" à hauteur de 80 GW environ (En France), il deviendrait nécessaire de réorganiser le système de distribution et de consommation pour s'accommoder d'une production de base réduite.

Ce scénario a été évidemment envisagé.

Parmi les mesures prévues on peut citer le contrôle de la consommation des abonnés grâce à un système de gestion centralisé visant à planifier les soutirages pour "lisser" la demande de puissance.
On peut également, et c'est déjà le cas à faible échelle, mettre en œuvre un système de délestage programmé, déjà appliqué aux fournisseurs d'électricité "verte", qui doivent souscrire des "garanties de capacité", elles-mêmes adossées au marché des "capacités d'effacement" négociables.
On peut aussi, mais c'est à la limite du sérieux, acheter notre électricité sur le marché européen, voire même en Afrique (Solaire) ou en Scandinavie (Hydraulique et éolien offshore) par le moyen d'un réseau de câbles sous-marins, dont certains sont d'ailleurs en construction…

Toutes ces mesures, à terme contraignantes pour les usagers, montrent l'importance "vitale" des capacités de production "de base", que l'on ne peut réduire qu'à la condition d'adapter le réseau de distribution pour remplacer l'ancien système de "suivi de charge" par un  nouveau système fondé sur le "suivi de production", appelé "Réseau intelligent" ou "Smart Grid".
Le nouveau compteur Linky est le premier maillon, vu par l'usager, de ce nouveau réseau.

Ce troisième point est la troisième clé qui permet d'entrevoir l'utilité du nouveau compteur Linky, sans lequel il nous faudrait tout simplement renoncer à la transition énergétique, et se préparer à s'éclairer à la bougie et à se chauffer au bois.
( Rappelons qu'en cas de coupure d'électricité, les chaudières modernes à gaz ou à fuel cessent de fonctionner…).

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En France la production "de base" d'électricité est obtenue grâce à deux types de centrales thermiques:

D'une part un parc de 58 réacteurs nucléaires (Oui, une centrale nucléaire est  une centrale thermique d'un type un peu particulier), dont la capacité installée est de 63,2 GW, qui peut délivrer en continu une puissance d'environ 60 GW max.
Cette puissance max disponible fluctue selon la disponibilité des réacteurs, dépendant des arrêts pour maintenance, remplacement du combustible, et arrêts pour visites décennales.
(L'exploitant définit son calendrier d'arrêts pour maintenance de manière à disposer de la puissance maximale au moment des grands froids).

D'autre part, un parc de centrales thermiques classiques à flamme  fonctionnant au Gaz, au fuel, ou au charbon (Il en reste encore deux ou trois).
Ces centrales thermiques peuvent fournir jusqu'à une vingtaine de GW de puissance continue, appelée selon la demande du réseau.

L'ensemble Nucléaire + Thermique peut ainsi fournir une puissance d'environ 80 GW lorsque la demande est très forte, typiquement en soirée les périodes hivernales.

Lorsque la demande dépasse le seuil de 80 GW environ, on a recours à des moyens de production de "semi-base", qui sont essentiellement Hydrauliques, et dont les réserves sont par nature faibles mais prévisibles à moyen terme.
La semi-base comprend les barrages de lac, ou au fil de l'eau, les STEP de pompage-turbinage, les usines marée motrices.
Ces moyens fournissent bon an mal an environ 10% de notre énergie électrique.
C'est essentiellement une énergie stockée.

Les installations dont la production dépend du vent ou de l'ensoleillement, ne peuvent constituer un recours sûr à cause de leur intermittence.
D'une part cette production ne peut être planifiée, même si elle est relativement prévisible.
En effet on peut prévoir à peu près la force moyenne du vent tel jour à tel endroit, mais on ne peut décider de la force de ce vent, de même pour le Soleil.
D'autre part ses variations sont brusques, intra-horaires, à la merci d'une saute de vent ou d'un nuage.

Pour qu'elles deviennent des installations de semi-base, elles devraient être associées à des installations de stockage tampon de masse, un peu comme l'eau d'un gigantesque barrage.

En France, il n'existe encore aucune installation dédiée au stockage de masse d'électricité solaire ou éolienne.
(Les installations existantes sont déjà utilisées pour autre chose).
Aujourd'hui la production éolienne et solaire est injectée dans le réseau, en complément occasionnel de l'électricité thermique, et de l'hydraulique.

Lorsque tous ces moyens de production ont à faire face à une demande très forte qui dépasse leurs possibilités du moment, on a recours aux importations.
Les capacités d'échanges transfrontaliers sont aujourd'hui établies à environ 10 GW entre la France et les pays voisins.
La mutualisation du réseau électrique européen requiert un accroissement de ces capacités d'échange, pour gérer la circulation de l'énergie éolienne et solaire entres les différentes zones géographiques.
Des liaisons avec l'Afrique sont également en cours d'étude.
________________

La conclusion de tout ceci est que l'on ne peut réduire les capacités de production de base qu'à condition de réduire et de contrôler la demande de consommation, ce qui exige de mettre en œuvre deux actions:
D'une part réaliser des économies d'énergie à hauteur de la réduction de production de base envisagée,
Et d'autre part passer du système de suivie de charge au système de suivi de production grâce au réseau intelligent.

Que l'on décide de fermer 17 , 25, ou 37 réacteurs nucléaires, peu importe du moment que l'on a préalablement fait ce qu'il fallait pour réduire la consommation et la contrôler pour en lisser la valeur.

Ce quatrième point est la quatrième clé qui permet de comprendre les problèmes qui nous attendent et donc les contraintes qu'il nous faudra accepter.

Il est extrêmement dommage que tout ceci n'ait jamais fait l'objet d'une communication aux usagers, cela aurait peut-être pu éviter une polémique stérile autour du nouveau compteur.

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En cette matière, il est recommandé d'éviter de mettre la charrue avant les bœufs sous peine d'avoir à gérer "quelques" difficultés causées par un réseau devenu fou…

Nous comptons sur Monsieur Hulot et Monsieur Edouard pour nous éviter ces soubresauts électriques.

PS. Comme déjà suggéré dans un précédent article, les usagers avisés seraient bien inspirés d'étudier sérieusement la possibilité de produire eux-mêmes leur besoin électrique de base.
C'est un conseil d'ami.
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En 2025, dans huit ans, notre consommation finale d'électricité n'aura pas significativement varié, elle sera d'environ 450 TWh.
( Lire en particulier: "RTE, Bilan prévisionnel de l'équilibre offre-demande d'électricité en France jusqu'en 2050").
Cette consommation finale correspond à une production d'énergie d'environ 550 TWh.
(Nous aurons toujours les pertes en lignes, les pertes de transformation, les consommations internes au secteur de l'énergie électrique).

L'augmentation le la consommation due à l'accroissement du nombre de ménages, aux nouvelles applications comme la voiture électrique (Dont M.Hulot veut faire la promotion), au développement du marché des pompes à chaleur, sera compensée par les économies réalisées dans l'efficacité énergétique des nouveaux matériels et surtout par le recul du chauffage électrique à effet Joule et le développement de l'autoconsommation des producteurs particuliers ( Solaire ).
__________________

Aujourd'hui la capacité de production nucléaire est environ de:

63,2 GW x 0,9 x 8 760 h # 500 TWh.

400 TWh sont consommés en interne au titre de l'énergie finale.
50 TWh sont exportés, car le réseau en yoyo ne permet pas de les consommer en interne (Rentabilisation d'une énergie fatale).
50 TWh sont dissipés en pertes en lignes, pertes de transformations, et consommations internes du secteur.

Dans la consommation finale, le nucléaire représente donc:

400 TWh / 480 TWh =  83,3 %   (Et  non 72% comme lu ici et là).

Mais dans la production d'énergie électrique, ce même nucléaire représente donc:
500 TWh / 550 TWh =  91%
(C'est le ratio officiel le l'honorable maison EDF. Tout autre valeur est fantaisiste).

 

Pour ramener cette part à 50%, tout en conservant une énergie finale de 480 TWh, il faudrait donc ramener la part nucléaire à 250 TWh, c'est-à-dire fermer non pas 17, mais 26 réacteurs de 900 MW.
(Et même davantage si nous comptons les pertes en lignes etc…).

Cette action d'éclat devrait s'accompagner de la mise en service (Nécessité incontournable) d'installations de production de base capables de replacer la production actuelle des 24 réacteurs mis au rebut.

Ces installations pourraient être, au choix:
- Soit un parc de  26 centrales thermiques à Gaz à cogénération ( Tant qu'on y est…) .
- Soit un ensemble de parcs éoliens et solaire de capacité énergétique équivalente, accompagnés des installations de compensation de l'intermittence ( Centrales thermiques, Stations de pompage-turbinage, stockage gazeux sous forme d'Hydrogène obtenu pas électrolyse, ou autre…).
___________________

La fermeture de 26 réacteurs, voire plus, est parfaitement possible, mais à deux conditions:

Soit la consommation d'énergie finale ne baisse pas, et alors il faudra mettre en place le programme ci-dessus.

Soit on se dispense du programme de compensation de la production perdue, mais alors on explique comment on va réduire la consommation finale électrique de 160 TWh.

Nous attendons avec impatience de connaître le choix du Gouvernement, et les décisions arrêtées pour impulser le lancement des projets industriels correspondants à la stratégie retenue.

Car enfin, ces centrales thermiques, ces parcs éoliens et solaires, ces stations de pompage-turbinage, ces usines de production d'Hydrogène par électrolyse, ces piles à combustible pour refaire de l'électricité, ces batteries énormes pour le stockage, il faudra bien que quelqu'un les fasse, et les finance…
Il arrivera bien un jour ou tout cela devra sortir des rapports papier de stratégie pour entrer dans la vie réelle.

Nous comptons sur Monsieur Hulot pour être l'Homme du XXIè siècle qui aura réussi ce tour de force.
____________________

 

 

 

 


 

 

 

 

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6 juillet 2017 4 06 /07 /juillet /2017 19:08

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.
___________________

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.
__________________

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.
_______________________

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.
_____________________

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…
_____________________

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…
_________________

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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28 juin 2017 3 28 /06 /juin /2017 19:40

LAVIA, ou le début du dressage.

28 Juin 2017
La chasse à l’automobiliste « hyper véloce » est un exercice dans lequel l’usager a vu son rôle passer de « gibier de passage » à celui de « faisan de tir », tant il est vrai que désormais plus personne ne peut prétendre échapper aux radars fixes et mobiles, ou aux snipers de bas côtés.
A tel point que l’imprudent qui prétendrait n’avoir jamais perdu un seul point de permis serait suspecté d’entretenir des relations inavouables avec la préfecture, voire même de rouler avec des fausses plaques, ce qui est hélas très répandu, m’a-t-on dit…, ou pire encore, de bénéficier d’un permis obtenu après versement d’un bakchich substantiel auprès d’une République introuvable sur la carte, mais néanmoins parfaitement habilitée à délivrer le précieux document.

A l'opposé des porteurs de calibre 12, voire même de 7x64, qui justifient leur action par son effet « bénéfique » sur la régulation du gibier en évitant la surpopulation (Ce qui n’est pas faux), les porteurs de radars justifient leur zèle en invoquant non pas la lutte contre la surpopulation d'automobilistes, mais au contraire son impact positif sur la réduction du nombre de morts dans les accidents de la voie publique ( Ce qui n'est pas complètement faux non plus) .

Notre propos aujourd’hui n’est pas de décortiquer les motivations en question, mais plutôt de dénoncer l’ambigüité de la démarche des gendarmes dont on n’a jamais su très bien si son but était réellement de sauver des vies, ou s’il s’agissait d’exploiter une « pompe à phynances », sorte de complément de l’IRPP, le revenu étant ici remplacé par l’importance du dépassement de la vitesse prescrite.

Plusieurs indices contribuent en effet à éveiller les soupçons:
- Depuis plusieurs décennies, le code de la route limite la vitesse à 130 Km/h sur autoroute.
Aucun véhicule à usage privé n’est donc autorisé à dépasser cette limite, sur quelque voie publique que ce soit.
La logique la plus évidente voudrait donc que les constructeurs soient contraints de ne livrer que des véhicules dont la vitesse max est limitée par construction à 130 Km/h*.
Comme chacun le constate, il n’en est rien.
Les vitesses max des véhicules commercialisés atteignent couramment 180, voire 220 Km/h, et bien davantage pour certains.
* le problème des véhicules destinés à la compétition sur circuits privés est un autre domaine, de même que celui des véhicules de secours et des forces publiques.
- On pourrait aussi citer les radars disposés au bout d’une ligne droite en descente, les panneaux d’entrée d’agglomération placés dans la zone des terres agricoles à 500 m des premières habitations, etc.

Il y a donc collusion de fait, sinon d'intention avérée, entre les pouvoirs publics et les constructeurs, pour mettre entre les mains des usagers des véhicules « pousse au crime » dont l’usage se traduit inévitablement par des infractions, donc un impôt routier, et éventuellement des morts.
- Sur nos routes de campagne, nombre d’infractions mineures sont dues à la difficulté de savoir, à un moment donné, quelle est la limitation appliquée sur la portion empruntée.
Dans les territoires, les panneaux 90,70, 50, parfois 45, ou 30,  quelquefois 110, se succèdent à une cadence infernale sur les départementales traversant des villages.
Sur un parcours de 50 Km, il n’est pas rare de rencontrer plusieurs dizaines de ces panneaux qui mobilisent abusivement l’attention du conducteur, au détriment de la sécurité de la conduite.
Leur emplacement est parfois si saugrenu qu'ils échappent facilement à l'attention du plus méfiant des chauffeurs.
Ces limitations sont pourtant nécessaires, au moins pour la plupart d'entre elles. Mais la fréquence de leurs changements nécessiterait un complément de signalisation automatique.
Nous sommes au XXIè siècle, que diable !
Le signalement de ces panneaux par un bip sonore et/ou un message vocal soulagerait grandement le conducteur, qui pourrait consacrer toute son attention à la conduite.
La mise en place de ce service est d’une simplicité enfantine.
Un simple code barre en peinture métallique, disposé sur le revêtement cent mètres avant le panneau, serait détecté par un dispositif à trois euro et demi, disposé à l'avant de la voiture, il pourrait même être couplé au radar de détection d'obstacle, qui devient banal.
Le fait qu’un tel dispositif, dont la simplicité ne peut être mise en doute, a toujours été refusé par les pouvoirs publics, est un indice sérieux de la volonté de laisser la bête tomber dans le piège, car il s’agit bien de piège.
Plus personne ne met en doute la volonté cachée des pouvoirs publics de faire jouer aux limitations de vitesse un double rôle: participer à l’amélioration de la sécurité, mais aussi prélever un impôt routier, le second rôle apparaissant parfois comme le plus important des deux.

L'idée de signaler au conducteur la vitesse limite autorisée à la position qu'il occupe n'est pas nouvelle.

Quelques-uns d'entre nous se souviennent de l'époque d'avant les limitations de vitesse. Eh oui, ce temps a existé, où l'on pouvait "appuyer sur le champignon" sans craindre la moindre remarque désagréable d'un pandore, tout au plus pouvait-il vous faire remarquer que vous alliez "un peu vite".
La seule contrainte alors était l'obligation de rester maître de sa vitesse, ce qui était évidemment une figure de style.

Cette liberté à peu près totale, sur un réseau routier dépourvu d'autoroutes et où les routes secondaires étaient vraiment secondaires, avec des voitures aux tenues de route primesautières et aux freins approximatifs, se traduisait bien sûr par un massacre permanent dont l'ampleur allait croissant.

En 1972, il y eu 18 000 morts et 386 000 blessés.
Il n'était plus possible de continuer ainsi.

Les limitations que nous connaissons aujourd'hui furent mises en place en 1973, elles n'ont été que peu modifiées depuis.

Lors de la mise en place de ces limitations, le système à bandes métalliques décrit plus haut fut proposé par certains équipementiers, mais les pouvoirs publics ne donnèrent pas suite, on imagine aisément pourquoi.

Aujourd'hui la technologie a "un peu" évolué, les voitures sont en passe de se débrouiller seules et de circuler sans l'aide d'un conducteur humain.
Ces modernes Automédon savent donc tout faire, et bien entendu détecter les zones de limitation de vitesse, et la valeur prescrite.

Lorsque ce progrès sera généralisé, puis peut-être rendu  obligatoire (Il en est question à Bruxelles), la voiture deviendra ipso-facto un gibier protégé dont le permis sera à l'abri des chevrotines, du moins pour le motif d'hyper vélocité.

En attendant cette époque, on parle de 2017 quand même, rien n'interdit d'équiper les voitures actuelles du dispositif de détection des zones de limitation de vitesses, puisque ce dispositif aura été homologué pour les voitures sans chauffeurs.

Aujourd'hui déjà on peut disposer de cette fonction, grâce à quelques  logiciels disponibles sur Smartphone, mais le résultat est approximatif et non garanti, ce qui est  incompatible avec une application en rapport avec la sécurité routière.

Le système (Officiel ?) est le « lavia », dont la généralisation a été proposée.
LAVIA, Limiteur s'Adaptant à la VItesse Autorisée.
(ISA, Intelligent Speed Assistance).
Les nombreux essais effectués dans le cadre du développement de la voiture sans chauffeur, ont permis de valider le système.
La position exacte du véhicule est obtenue par GPS, et le régime de limitation de vitesse attaché à cette position est donné par une cartographie développée en collaboration avec l'IGN.
Il existe une convention entre la DSCR ( Direction de la Sécurité et de la Circulation Routière) et l'IGN (Institut Géographique National).

Une fois obtenue la précieuse information, il faut décider ce qu'on en fait.
Sachant que, dans tous les cas, la signalisation actuelle sera conservée.

Le degré zéro étant la simple information du conducteur, qui garde l'entière responsabilité de la suite qu'il va donner: Soit le mépris, soit le ralentissement de son allure, ou au contraire l'accélération si  aucun radar ni aucun képi ne sont en vue.

Le degré au-dessus du zéro consiste à laisser le système limiter la vitesse du véhicule sans intervention du conducteur, mais en laissant à celui-ci la possibilité de le neutraliser .
Oui, c'est idiot, mais c'est une proposition.

Le degré max est la fonction "sans appel"; la vitesse max est imposée "manu militari" sans autre forme de procès.
Evidemment, la perspective de perdre l'initiative de contrôler sa vitesse en toutes circonstances n'est pas du goût de tous les automobilistes.
Si la prise de contrôle du système intervient lors d'un dépassement, il peut en résulter un risque d'accident. Qui sera responsable ?

Les constructeurs devront revoir leurs arguments de promotion. En effet, quel pourra être désormais l'intérêt d'acquérir un véhicule de plus de 100 CV, et/ou capable d'"abattre" (C'est le terme consacré) le kilomètre en quelques secondes, ou passer de 0 à 100 Km/h en 3 secondes ?

L'objectif de ces grandes manœuvres est clairement d'éliminer ce que les scientifiques appellent l'"équation personnelle".
(L'équation personnelle, c'est l'influence, aussi faible soit-elle, de l'expérimentateur sur le résultat de l'expérience).
Et Dieu sait si, en matière de conduite automobile, l'expérimentateur chauffeur influe sur le résultat de l'expérience de la conduite.
En l'occurrence, il s'agit de supprimer à terme toute intervention du "conducteur" dans la conduite de son véhicule.
Aujourd'hui c'est la vitesse qui passe sous le contrôle de la robotique, demain c'est l'ensemble de la conduite qui sera concernée.

Et après-demain, quoi d'autre ?

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19 juin 2017 1 19 /06 /juin /2017 10:21

Faudra-t-il repenser les transports ?

19 Juin 2017
La mobilisation mondiale contre la décision de Donald Trump de se retirer de l’accord de Paris est l’expression d’une volonté universelle des peuples à  se mobiliser contre le changement climatique, du moins il faut logiquement l’interpréter ainsi.
Le chemin vers un monde sans carbone fossile sera semé d’un certain nombre d’épreuves initiatiques auxquelles nous ne pouvons pas espérer échapper.
Certains de nos modes de vie devront subir des modifications, la part de nos dépenses consacrées à l’énergie sera notablement plus lourde, l’organisation du territoire sera impactée, de même que le tissu industriel et le secteur de l’emploi.

Produire de l’énergie à partir de sources renouvelables, n’est que le premier volet de la tâche qui nous attend.
Le second volet, aussi important sinon plus que le premier, consistera à réduire drastiquement la quantité d’énergie que nous utilisons aujourd’hui sans compter, tant elle est disponible sans limite et pour un prix encore abordable, au moins pour le plus grand nombre.
Les transports, gros consommateurs d’énergie fossile, et avec une efficacité énergétique déplorable, sont parmi les premiers sur la liste, avec
nos bâtiments, dont la majorité sont des passoires thermiques.
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Nos voitures particulières consomment chaque année 30 Milliards de litres de carburant, qui représentent 300 TWh d’énergie, soit environ 16% de la consommation nationale d’énergie finale.
( 35 Millions de voitures, consommation moyenne de 7 L/100, et kilométrage moyen de 12 000 Km).

Notons au passage que le rendement énergétique moyen de cette opération est inférieur à 25%, si l’on se base sur l’énergie réelle nécessaire à la roue, qui est en moyenne de 18 KWh/100 Km, comme le démontrent tous les jours les voitures électriques.

Un siècle d’habitudes a suffit pour que trois générations transforment la bagnole en une prothèse désormais inséparable d’un mode de vie considéré comme « normal ».

Si l’on considère un taux d’utilisation moyen de deux personnes par voiture, la dépense énergétique est de 35 KWh/100 Km par voyageur.
( Modulé en fonction du covoiturage).

Pour sa part, la SNCF nous indique que sa dépense est de seulement 2,5 KWh/100 Km par voyageur.

Ce rapport de 14 dans l’efficacité énergétique mérite que l’on s’interroge sur la pertinence de nos choix, et suggère qu’il y a un grand gisement d’économie* d’énergie dans les transports.
*En prenant le même taux d’occupation de deux personnes par véhicule, l’énergie dépensée en voiture électrique est de 9 KWh/100 Km, soit presque quatre fois moins qu’avec du pétrole !
Il reste encore un facteur 3,6 à gagner pour égaler le train, ce qui démontre clairement l’intérêt du transport collectif électrifié sur rail, qui restera la référence dans le futur.

Au siècle dernier l’électrification du réseau ferré s’est opérée sans douleur, plutôt même dans l’enthousiasme, car il s’agissait d’échapper aux escarbilles et d’aller plus vite.
C’est ainsi que le train a échappé à la malédiction du pétrole, au moins pour l’essentiel.

Pour la bagnole, c’est d’abord l’électricité qui a prévalu. Les premières automobiles furent mues par des batteries et un moteur électrique.
Et puis, l’électricité ne pouvant pas se mettre en bidon, le pétrole a conquis la place et nous a conduits à la situation que l’on sait.

L’avantage du pétrole sur le charbon, c’est que, outre son emploi facile, il ne produit pas d’escarbilles, ou du moins celles qu’il produit sont invisibles et donc beaucoup mieux acceptées, malgré les décès prématurés qu’elles entraînent.
Quant aux décès prématurés, il suffit de les attribuer au tabac, à l’alcool, aux émissions industrielles, au chauffage au bois, à l’amiante, à une mauvaise hygiène, ou à quelques  poisons dont Monsanto et consorts sont les grands pourvoyeurs.
Ce qui n’est pas tout à fait faux…
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Déloger le pétrole de sa position de maître du jeu de la mobilité ne sera pas chose facile.
La tentative, maintes fois réitérée, de mettre l’électricité en bidon, c’est-à-dire en batterie pour faire rouler des voitures, a trouvé ses limites dans l’impossibilité de concilier la quantité d’énergie embarquée nécessaire, au moins 100 KWh, avec la puissance acceptable des installations de recharge des batteries.
Recharger une batterie de 100 KWh en dix minutes nécessite une borne de charge de 0,6  Mégawatt, et ceci quelle que soit l’amélioration de la technologie des batteries dans le futur.
( P = E/t )
0,6 Mégawat, c’est la puissance qui permet d’alimenter une centaine de foyers en électricité avec un contrat de 6 KVA .
La multiplication de ces « super bornes » ne serait pas supportée par le
Réseau, déjà surchargé en puissance.
Cette contrainte, incontournable, limite le nombre de véhicules équipés en batteries de 100 KWh ou plus, ce « gigantisme » électrique semble plutôt réservé aux transports collectifs (On y revient).

La voiture hybride, qui s’affranchit des problèmes d’autonomie, utilise pour 85% du temps un carburant liquide, ce qui nous renvoie vers les   biocarburants (Elle n’est électrique que 10 à 15% du temps !).

Les biocarburants de l’avenir, essentiellement troisième génération, n’existent pas encore. Mais leur utilisation n’apportera aucun gain d’efficacité énergétique puisqu’ils seront utilisés dans des moteurs thermiques classiques, et que leur fabrication elle-même sera très énergivore.

La pile à Hydrogène n’est pas encore une technologie mature, et son emploi est conditionné par l’existence d’une filière Hydrogène renouvelable, qui n’existe pas aujourd’hui, loin s’en faut.
Quant au transport de ce gaz dans des bouteilles à 700 Kg de pression, il faudra apporter la preuve de son absence de risque en usage de longue durée (>15 ans) et entre les mains d’usagers dépourvus de compétences techniques particulières ou de formation à la sécurité.

La feuille de route pour l’automobile, et les transports en général, est donc loin d’être remplie.

A ces incertitudes technologiques, il faudra ajouter le coût de la mobilité électrique, qui peut être un facteur clé dans les choix futurs.
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Tout adulte devient dès sa majorité un automobiliste en puissance, et durant toute sa vie, ce qui représente une population de 53 Millions sur un total de 67 M selon INSEE/2016.
66% des automobilistes potentiels possèdent donc une auto, ce qui représente une quasi saturation si l’on tient compte des personnes empêchées juridiquement, financièrement, ou pour des raisons médicales.
Au taux actuel d’accroissement de la population, + 0,4%/an, le nombre de bagnoles avoisinera 40 Millions en 2050, et peut-être bien davantage si le pourcentage d’équipement passe de 66% à 85% par exemple, grâce à la conduite sans chauffeur, qui peut devenir une réalité prochainement.
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Aujourd’hui notre consommation énergétique finale atteint 160 Mtep , soit 1 860 TWh, tout secteurs confondus.
Dans la lettre au père noël de la transition énergétique, « nous » avons demandé une réduction de 50% de ce « gaspillage ».
Si ce souhait est exaucé, avant la fin de ce siècle, cela laisse quand même 80 Mtep à trouver, soit 930 TWh.
Et sans faire appel aux sources fossiles ou au nucléaire bien sûr.
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Dans cette perspective de limitation de la consommation d’énergie finale à 930 TWh, les 300 TWh des seules voitures particulières seront évidemment inacceptables.
La diète énergétique imposée au Pays ne saurait exonérer l’automobile de l’effort général.
Comment réduire drastiquement l’appétit énergétique des bagnoles ?

Les biocarburants ne sont pas la solution, nous l’avons montré plus haut. Toute autre solution qui conserverait le moteur thermique présenterait le même défaut.
On pense notamment au Bio GNC ( Bio Gaz Naturel Compressé).

Il nous reste alors l’électricité, emportée dans une batterie, ou produite à bord par une pile à combustible.
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Aujourd’hui, une seule voiture suffit pour tous les usages, déplacements journaliers de quelques dizaines de Km, ou migrations épisodiques de plusieurs centaines de Km.
(Un réservoir en tôle de 70 litres permet de parcourir 1 000 Km).

Il n’en sera pas de même avec une voiture électrique.

Alors qu’il suffit d’une batterie de 15 à 20 KWh pour les besoins journaliers, il faut plus de 100 KWh pour avoir une autonomie à peu près convenable pour les déplacements sur longues distances.
(Encore que 500 Km d’autonomie moyenne peut s’avérer insuffisant si les bornes de charge ne sont pas à la bonne place…).

Aujourd’hui les batteries sont très chères, leur coût actuel ne permet pas d’envisager une forte croissance du marché, surtout dans la perspective d’une course à la capacité.
L’avenir du tout électrique passe inévitablement par une réduction importante de ce coût.

D’environ 250 euro/KWh aujourd’hui, ce coût devrait descendre sous 30 euro/KWh pour donner au VE une autonomie convenable pour un prix compétitif.

Le coût au KWh est une chose, mais ce qui compte c’est le prix de la batterie.
Or la tendance est à l’augmentation de la capacité des batteries pour augmenter l’autonomie du véhicule.
Aujourd’hui, une batterie de 20 KWh coûte environ 5 000 euro.
Si dans dix ans le coût du KWh est divisé par 3,  la batterie coûtera toujours 5 000 euro si sa capacité est passée à 60 KWh, ce qui est la tendance.

Ce coût de la batterie est aujourd’hui un problème qui préoccupe les constructeurs car le marché du véhicule électrique doit pouvoir se développer hors subvention.
Le bonus actuel de 6000 euro, ou 10 000 euros dans le cas de la mise à la casse d’un diesel, ne constitue en aucun cas un modèle économique.
Il est d’ailleurs contraire aux lois du commerce international, et n’est toléré que pour une phase de lancement.
Quant au bénéfice représenté, théoriquement, par le faible coût de l’électricité, il n’est réel que pour la charge au domicile, encore est-il largement obéré par la perte financière à la revente à cause du remplacement parfois (souvent) nécessaire de la batterie au-delà de 7 ou 8 ans.
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L’horizon n’offre donc pas une image sereine pour la voiture particulière:
- Les biocarburants, même de troisième génération, réduiront les émissions de CO2 mais ne réduiront pas la consommation d’énergie.
- Le coût au KWh des batteries baisse, mais comme leur capacité augmente, le prix reste le même c’est-à-dire beaucoup trop élevé.
Par ailleurs les exigences de puissance pour les bornes de charge deviennent intenables si l’on veut réduire le temps de charge.
- La pile à Hydrogène n’est acceptable que s’il existe de l’Hydrogène vert, lequel sera produit par électrolyse de l’électricité verte, donc un KWh très onéreux.

Dans ce contexte, l’acquisition d’un véhicule électrique à forte autonomie sera un luxe et une dépense qui ne sera pas justifiée par la seule utilisation journalière qui se contente d’une faible autonomie.

Il faudra être un nabab pour acheter (très cher) une voiture capable de rouler 500 Km sans refaire le plein, si le besoin journalier n’excède pas 100 Km.
(Pour ses besoins journaliers distants le nabab se déplace en avion…).

L’usager lambda, qui n’est pas un nabab, ne pourra s’offrir qu’une auto lui permettant de parcourir ses 40 à 50 Km journaliers.
Comment  fera-t-il alors pour emmener sa petite (ou grande) famille sur des parcours de plusieurs centaines de Km ?

On peut dès lors penser que le problème du transport particulier rencontrera un obstacle qui pourrait rendre nécessaire un changement du concept de mobilité.
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Le concept de voiture moyenne multi usages aura vécu.

L’usager moyen devra posséder un véhicule de base adapté à ses besoins journaliers, dont l’autonomie et les performances seront en rapport avec ces besoins et cette gamme de prix. Une batterie de 20 KWh pourra être la norme, compatible avec une autonomie de 150 Km, et la recharge au domicile ou sur une borne publique de puissance raisonnable.

Pour les déplacements lointains, il sera alors nécessaire de faire appel à d’autres solutions, toujours électriques, soit la location d’un véhicule individuel adapté, soit l’utilisation des transports collectifs ferroviaires ou routiers.

Certains, peu nombreux, ont déjà choisi ce type de mobilité, pas forcément pour des raisons écologiques, mais plutôt pour convenance personnelle.
Cette solution ne pourrait être étendue au plus grand nombre qu’à la condition de résoudre les problèmes qui ne manqueront pas de se poser:
Financiers, logistiques, horaires, fréquences, itinéraires, temps de trajet, parkings, location de voiture, etc, etc.

Mais ne rêvons pas. Tant que le pétrole sera disponible en quantités illimitées et pour un coût raisonnable, il ne se passera rien.
(Le prix du baril a chuté de 18% depuis le début de l’année).
Les tentatives actuelles de « forcer » le marché du véhicule électrique à grands coups de subventions sont contrariées par l’absence d’un réseau de charge digne de ce nom, ce qui interdit l’accès aux grands espaces.
Par ailleurs les constructeurs persistent à annoncer des valeurs d’autonomie très exagérées, basées sur des protocoles de mesure fantaisistes, ce qui exaspère les clients qui se trouvent en panne au bout de 100 Km alors que le vendeur leur a « vendu » une autonomie de 200 Km !
Enfin, les annonces mirobolantes de la sortie imminente de nouveaux modèles équipés de batteries de 40, 60, voire 80 KWh, que l’on pourra recharger à la vitesse de la pensée, incitent plutôt à modérer l’empressement des clients peu soucieux d’acquérir un modèle qui sera obsolète l’année prochaine…

Néanmoins ces aléas ne feront que retarder le développement du marché des VE, qui deviendra un « must » lorsque les mesures en faveur de la transition énergétique seront effectivement appliquées.
Notamment l’élimination des véhicules thermiques des agglomérations, et le respect strict des normes antipollution sur l’ensemble du territoire.
La prime à l’achat d’un VE ne doit pas être l’élément moteur de la décision du client, car elle masque la physionomie réelle du marché, qui pourra s’effondrer lorsqu’elle sera supprimée, ce qui se produira inévitablement quand le volume des ventes deviendra significatif.
( 6 000 euro de bonus, c’est quand même 6 Milliards pour un million de véhicules !).
Le train a probablement un très grand avenir…
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31 mai 2017 3 31 /05 /mai /2017 12:06

EDF et ENGIE sont dans un bateau, le client rame…

31 Mai 2017

Nous vivons des temps modernes. Certains ont du mal à suivre le rythme, surtout lorsque les protagonistes avancent masqués.
Dans les temps anciens, l’électricité était fabriquée par EDF, distribuée par EDF, et facturée par EDF.
Le Gaz était extrait, puis approvisionné par GDF, distribué par GDF, et facturé par GDF.
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Mais les Bac+7 de Bruxelles ont trouvé que ce système était bien trop simple, et qu’il fallait d’urgence le remplacer par une tringle à rideaux compréhensible des seuls initiés de  Berlaymont.
Le prétexte fut vite trouvé, il s’agissait d’ouvrir les marchés de l’énergie à la concurrence.
Un seul marchand d’électricité pour la France, voilà le scandale.
L’Europe étant essentiellement une communauté économique, et non pas politique, pour ceux qui l’auraient oublié, il fallait à tout prix faire du business avec les KW.
Qui dit business dit guerre des prix, donc concurrence.
Il fut donc décidé d’ouvrir le marché à la concurrence, au besoin en « fabriquant » artificiellement des concurrents.
(En effet, le seul et unique fabriquant d’électricité français pouvait difficilement se faire concurrence à lui-même).
Grâce à un montage extravagant, diverses compagnies intéressées par la chose purent se procurer de l’électricité pour un prix dérisoire, afin de le revendre avec un bon bénef à des abonnés séduits par des tarifs avantageux, et pour cause.
( Le montage en question consiste simplement à garantir aux revendeurs un prix de gros notablement inférieur à l’ARENH, qui désigne l’Accès Régulé à l’Electricité Nucléaire Historique, postulant que le parc nucléaire étant amorti, il produit une électricité très bon marché.
Ce qui est évidemment hautement discutable…
On ira se plaindre après çà que EDF perd de l’argent…
C’est ainsi que l’on vit fleurir une kyrielle de « vendeurs d’électricité » dont les agents envahirent nos rues pour tirer les sonnettes afin de « piquer » des clients à EDF.
A ce jour, on compte en France pas moins de 26 (Vingt-six) fournisseurs d’électricité !!!
Nous vous épargnons la liste, facilement accessible sur le net.
EDF n’est plus qu’un fournisseur parmi vingt-six.
Côté Gaz, la même réforme a eu lieu, et nous avons désormais 12 fournisseurs de Gaz (Oui, une douzaine).

Certains de ces intermédiaires ne vendent que du gaz, d’autres ne vendent que de l’électricité, d’autres enfin vendent les deux.
Certains fabriquent en partie l’électricité qu’ils vendent, d’autres pas.
Certains peuvent vendre de l’électricité verte, d’autres pas.
Pour faire son choix sans trop se faire arnaquer, le client doit posséder une solide expérience, acquise au souk de Marrakech.

Il est facile d’imaginer la confusion des abonnés qui ne connaissaient que EDF et GDF, et qui voient défiler à la queue leu leu 38 bonimenteurs ventant les mérites de leur salade électrique ou gazeuse, en pratiquant des méthodes de racolage relevant parfois de l’intervention de la DGCCRF.
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Les deux compères historiques EDF et  GDF-SUEZ devenu ENGIE, ont développé une stratégie de contre attaque qui consiste pour l’un à vendre aussi du Gaz, et pour l’autre, à vendre aussi de l’électricité !
Plus on est de fous, plus on rit.
Nous avons désormais EDF Electricité, et EDF Gaz.
Nous avons en face ENGIE Electricité et ENGIE Gaz.
Le néophyte notera bien qu’il s’agit de deux groupes concurrents.
Chacun essayant bien évidemment de se « voler » des clients en abusant de l’ambigüité de leurs images respectives chez les clients.
Cette ambigüité étant renforcée par la démarche de relevés des compteurs d’électricité et de gaz par un même agent annonçant sa visite par un document à en-tête de ENEDIS et de GRDF.
 Car évidemment le client traditionnel, qui ne suit pas l’affaire au quotidien, ignore que ENEDIS (Anciennement ERDF) est la compagnie responsable de la distribution d’électricité pour tout les fournisseurs d’une part, et que d’autre part GRDF fait la même chose de son côté pour le Gaz, ces deux compagnies étant disjointes. L’une étant filiale à 100% de EDF, et l’autre filiale indépendante du groupe ENGIE.
J’espère que tout le monde suit…
Ces deux compagnies, bien que n’appartenant pas au même groupe, ont passé un accord pour fusionner leurs services des relevés de consommations ( Ce qui n’est pas idiot au demeurant).
Les deux logos apparaissant sur le même document annonçant la visite, peut laisser penser qu’il s’agit du même groupe, ce qui est évidemment faux.
Il est dès lors facile à un agent commercial de ENGIE de « racoler » un abonné électrique EDF vers un abonnement ENGIE électricité, en lui « expliquant » que tout çà c’est la même chose. Et vice versa.
Il peut également faire jouer l’argument des tarifs réglementés qui dans un cas sont maintenus et dans l’autre vont être supprimés, de toutes façons à ce stade le client est déjà complètement largué et peut signer n’importe quoi.
La grande leçon de ce cirque est quand même qu’il ne faut JAMAIS signer un contrat que l’on vous propose sur un coin de table, et encore moins au téléphone.
Il faut toujours prendre le temps de la réflexion, de l’information, et exiger des propositions écrites et dûment signées des responsables.
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Il faut reconnaître que les grands esprits de Berlaymont ont réussi à mettre un désordre ubuesque dans un secteur que l’on aurait pu croire à l’abri des vendeurs à la sauvette.
Quand même, 26 fournisseurs d’électricité, et 12 fournisseurs de gaz, pour un même pays, il fallait le faire…
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La CRE (Commission de Régulation de l’Energie) a bien tenté de mettre un peu d’ordre dans cette cacophonie, il paraît que d’ici 2018 dernier délai on devrait y voir plus clair…
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29 mai 2017 1 29 /05 /mai /2017 12:07

La stratégie électrique, du flou pas très artistique.

29 Mai 2017
La mise en œuvre d’une stratégie pour la transition énergétique est donc l’affaire du siècle, au sens propre cette fois.
Ce qui nous attend est un vrai chamboule-tout, puisque 90% de notre énergie provient actuellement de sources condamnées, qu’il s’agisse des sources fossiles, ou du nucléaire que la morale et le bon sens réprouvent et qui finira bien un jour pas disparaître, fusse à l’occasion d’un Fukushima français, pour notre malheur.
Il nous faut donc envisager de bazarder tout çà et de réinventer totalement un outil de production d’énergie propre, renouvelable, décarbonée ou à carbone recyclable.
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Tout çà pour obtenir comme aujourd’hui de l’électricité et de la chaleur.
(Chaleur au sens large puisqu’il faut couvrir les besoins depuis le chauffage des bâtiments jusqu’aux très hautes températures requises dans l’industrie).
Les divers moyens d’obtenir chaleur et électricité sans pétrole, sans gaz naturel, sans charbon, et sans nucléaire, sont connus et on sait les mettre en oeuvre. On les utilise déjà mais à des niveaux encore relativement peu importants, comme si l’on n’y croyait pas vraiment*.
Le problème est de décider d’une part de quelles quantités d’électricité et de chaleur nous aurons besoin pour survivre en ce siècle, et ensuite sur quels procédés il faudra faire porter l’effort pour arriver au résultat.

* En fait, les énergies fossiles sont toujours disponibles en quantités illimitées, et pour un coût encore raisonnable, et le nucléaire nous fournit quasiment toute l’électricité dont nous avons besoin.
Il faudra une incitation vraiment pressante pour casser tout çà et repartir de quasiment zéro.
Et l’incitation vraiment pressante, on l’attend toujours…
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L’électricité, fabriquée à l’origine pour satisfaire des besoins dits spécifiques (Aux commencements était la lumière…), a progressivement envahi tout les domaines et de fait est devenue l’élément incontournable sans lequel tout le reste cesse de fonctionner.
(Une panne électrique suffit à neutraliser un pétrolier de 500 000 tonnes…).
Bien qu’elle ne représente aujourd’hui que le quart de la consommation d’énergie finale, elle est l’élément essentiel autour duquel doit s’organiser la transition énergétique.
D’autant plus que, pour la France, la stratégie électrique est indissociable de la stratégie nucléaire.
La connaissance de nos futurs besoins en électricité est donc un élément de base de la stratégie de transition.
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Les paramètres qui influent sur l’évolution de la consommation électrique sont nombreux et à peu près identifiés:
- L’évolution du  PIB, donc de l’économie.
- La démographie.
- L’efficacité énergétique.
- Les nouveaux usages.
- Les transferts d’usages.
- L’activité industrielle (Les délocalisations…).
- Les modes de vie.
- La taxation du CO2.
- Le coût des énergies nouvelles.
- Etc…

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Le rôle du PIB.
Le graphique suivant montre la corrélation entre l’évolution des taux de variation du PIB et de la consommation d’électricité sur une période de soixante années.

 

 


 

 

 

 

La stratégie électrique, du flou pas très artistique.

Le lien entre les deux est évident sur le long terme, au moins aussi évident que celui qui est constaté, et reconnu valide, entre l’élévation de la température atmosphérique et l’accroissement du taux de CO2, ce qui n’est pas peu dire…
L’argument de concomitance, qui a conduit à attribuer au CO2 anthropique l’élévation de la température atmosphérique, doit logiquement pouvoir s’appliquer également dans le cas de la concomitance des taux de variation du PIB et de la demande d’électricité.  
(Sinon il faudra nous expliquer pourquoi…).
On peut donc penser que le tassement de la demande d’électricité, qui est constaté depuis une dizaine d’années, est en grande partie dû à la crise économique, au moins autant qu’aux effets bénéfiques des gains d’efficacité énergétique.
Il suffirait donc de retrouver 2 ou 3% de croissance du PIB pour entrer dans une phase de croissance significative de la demande électrique.
Ce qui s’est passé en 2008 a certes affecté durement nos économies, mais ne nous a pas définitivement ruinés.
Or certaines (sinon toutes) prévisions d’évolution de la consommation considèrent cette stagnation comme acquise, structurelle, ce qui conduit à postuler une consommation future en baisse par l’effet de l’amélioration de l’efficacité énergétique.
Nous pensons qu’il n’est pas interdit d’envisager une amélioration de notre situation économique (!), la dèche n’est pas une situation dont nous devons nous satisfaire « ad vitam ».
Sans espérer retrouver pour le PIB les taux de croissance d’avant la crise, une embellie peut très bien nous conduire à une croissance du PIB de 3% l’an, ce qui entraînerait un accroissement annuel de la demande d’électricité d’au moins 1,5%, qui passerait alors à plus de 600 TWh à l’horizon 2035, contre 480 TWh aujourd’hui.
Assez curieusement cette possibilité a été complètement occultée par les prévisionnistes, qui semblent considérer la situation économique actuelle comme une fatalité durable.
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Le rôle de la démographie.
La croissance naturelle de la population, les changement de mode de vie qui induisent un accroissement du nombre de ménages, et les apports extérieurs, créent une augmentation de la demande, que l’on ne peut ignorer.
Selon l’INSEE, le nombre de ménages s’accroit plus vite que la population.
De 27 Millions aujourd’hui, ce nombre passerait à 33 Millions en 2050. Ces nouveaux ménages doivent acquérir un équipement électroménager de base, et donc consommer de l’électricité soit directement, soit à travers l’activité économique induite.
20% d’accroissement du nombre des ménages ne peut que conduire à un accroissement de la consommation électrique dans le résidentiel-tertiaire, et non à une réduction.
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Le rôle des usages nouveaux.
Des usages nouveaux de l’électricité apparaissent, parmi lesquels la mobilité électrique et les pompes à chaleur sont les principaux identifiés.
30% de voitures électriques à l’horizon 2030 entraîneraient une demande supplémentaire annuelle d’électricité de l’ordre 30 TWh.
10 Millions de logements équipés de pompes à chaleur consommeraient plus de 20 TWh en plus.
Ces valeurs ne sont pas sorties d’un chapeau, elles correspondent aux actions promotionnelles encouragées aujourd’hui pas le gouvernement.
Il y a là une source d’augmentation de la demande qui est rarement prise en compte.
Les démarches d’amélioration de l’efficacité énergétique des logements conduit certes à des économies globales d’énergie, mais aussi bien souvent à l’installation d’une pompe à chaleur qui fonctionne à l’électricité.
D’un côté on économise du Gaz ou du fuel, mais au prix d’un accroissement de la demande d’électricité.
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Le coût des énergies nouvelles.
Les coûts du Biogaz, des biocombustibles, et de l’électricité renouvelable, qui seront pratiqués au cours des prochaines décennies sont évidemment inconnus aujourd’hui.
Une partie sera fabriquée en Europe, une autre partie sera importée, sans que l’on puisse savoir encore d’où et dans quelles proportions.
Les coûts comparatifs de ces différentes sources d’énergie sont encore inconnus.
Ils auront un impact essentiel sur le type d’énergie qui sera privilégié par le consommateur.
Selon les coûts pratiqués, il sera plus intéressant de choisir telle source plutôt que telle autre, si l’application autorise un tel choix.
Par exemple il sera peut-être plus économique de rouler dans une voiture à moteur thermique et biocarburant plutôt qu’en électrique, ou le contraire.
Cette possibilité de choix, qui peut se traduire par un poids plus ou moins important sur la demande d’électricité, introduit un élément d’incertitude supplémentaire.
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Aujourd’hui la presque totalité de la consommation d’électricité est gérée par le réseau public.
Mais, avec le développement des nouveaux moyens de production (Eolien, solaire, biomasse, et possibilités de stockage localisé), une part de plus en plus importante de l’électricité consommée proviendra d’installations privées et/ou collectives non raccordées au réseau, donc non comptabilisées dans le bilan RTE.
L’évolution de cette part dans le futur est évidemment inconnue. Elle pourrait atteindre une valeur non négligeable dans les secteurs résidentiel et tertiaire, qui sont aujourd’hui de gros consommateurs sur le réseau.
Cette part, non gérée par RTE sauf contractuellement pour les besoins du Smart-grid, se développera à l’initiative des particuliers ou de structures collectives à gestion privée.
Sa croissance dépendra des conditions environnementales encadrant cette activité: Règlementations diverses, incitations fiscales, prêts à taux zéro, statut juridique de ces entreprises, aides publiques, conditions de commercialisation de la production, et bien sûr tarif public de l’électricité.
Si le développement de ce mouvement n’est pas entravé par des conditions trop contraignantes, la part de consommation gérée par RTE devrait logiquement diminuer.
La réflexion sur l’évolution de la consommation d’électricité ne peut laisser de côté cet aspect du marché, qui comportera deux parts complémentaires:
Une part constituée par l’électricité de réseau, alimentée essentiellement par une production de base fournie par les industriels énergéticiens, à partir de parcs solaires et éoliens y compris off shore, et de grandes installations hydrauliques, et auront à gérer les moyens importants de stockage d’électricité tels que les stations de pompage et la filière hydrogène.
Une autre part constituée de la production « privée », donc une multitude de petites installations, éventuellement collectives, disposant de moyens de stockage local, et pouvant être contractuellement associées au projet Smart-grid, mais pas obligatoirement.
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Dans son analyse prévisionnelle de l’évolution de la demande électrique européenne,  RTE envisage trois tendances, qui figurent dans le graphique suivant:


 

La stratégie électrique, du flou pas très artistique.

La variante haute admet un taux de croissance de la demande électrique de + 0,2% par an, donc quasi nul.
Les deux autres variantes ( Référence et basse) proposent des taux négatifs de respectivement - 0,4%/an et - 1%/an.
Mais il s’agit d’une analyse à court terme, puisque 2021 c’est demain matin.
Pour parler de stratégie, il faut se projeter très au-delà.
Projeté jusqu’en 2050, 1% de baisse annuelle conduirait à une consommation de 335 TWh au milieu du siècle.
Un véritable effondrement.
L’hypothèse de base retenue par RTE pour obtenir une prévision de consommation stagnante, voire en baisse, est que les progrès dans la recherche de l’efficacité énergétique primeront sur les effets d’une reprise économique.
Ce qui remet en question la concomitance constatée depuis soixante ans entre la variation du PIB et celle de la consommation d’électricité.

La stratégie de transition électrique sera évidemment différente selon que l’objectif de consommation à l’horizon 2050 sera fixé à 300 ou à 600 TWh!

Encore du travail pour Madame Irma…
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20 mai 2017 6 20 /05 /mai /2017 19:44

Géopolitique des énergies renouvelables.

20 Mai 2017
La mobilisation énergétique tous azimuts, à laquelle nous sommes vivement priés de nous associer, avait à l’origine une triple motivation:
D’une part, faire face à la pénurie d’énergie fossile dont la survenue était annoncée pour la fin du présent siècle, voir même avant pour le pétrole.
D’autre part, lutter contre le réchauffement climatique causé par les émissions de CO2 liées à la combustion de ces mêmes énergies fossiles.
Enfin, profiter de cet aggiornamento pour acquérir un haut niveau d’indépendance énergétique.
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La réalisation de ces objectifs impliquait logiquement deux actions:
D’une part développer les technologies permettant de remplacer les sources fossiles d’énergie par d’autres sources, à caractère évidemment renouvelable, décarbonées ou à carbone recyclable.
D’autre part se donner les moyens d’avoir le contrôle de la production d’énergie à partir de ces sources, sous peine d’avoir à renoncer à cette indépendance énergétique tant convoitée.
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Le premier volet peut être considéré comme abouti. Les technologies pour obtenir de l’énergie sans faire appel à la biomasse fossile sont développées. On sait aujourd’hui obtenir de l’électricité, du gaz, des combustibles, à partir du rayonnement solaire direct et indirect, et de l’énergie interne du globe.

Le second volet par contre n’a pas encore trouvé de solution satisfaisante, faute de stratégie claire sur l’électronucléaire.
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Aujourd’hui nous produisons déjà notre électricité à partir du nucléaire, qui n’émet aucun gaz à effet de serre et satisfait ainsi les conditions de la transition.
Le reste de notre énergie est utilisé dans des applications qui n’utilisent pas l’électricité:
- Chaleur basse température, pour le chauffage des bâtiments, des serres, des locaux d’élevage.
- Chaleur haute température, pour la cuisson, l’agroalimentaire, les fours industriels, les processus chimiques divers, les raffineries, la métallurgie, etc.
- Les moteurs thermiques, dans les transports et les engins de chantiers.

Ces applications utilisent aujourd’hui des produits pétroliers et du Gaz naturel.
Dans l’état, elles devront donc plus tard utiliser des biocombustibles ou du biogaz.
Sauf certaines d’entre elles, dont une partie sera convertie à l’électricité, particulièrement dans les transports.
Dans cette configuration, nous n’avons pas besoin d’électricité éolienne ou solaire, puisque nous avons déjà tout ce qu’il faut avec le nucléaire.
Par contre il nous faudra des biocombustibles et du biogaz.
Dans une configuration où l’électronucléaire serait abandonné, il faudrait alors faire appel à l’éolien et au solaire pour produire notre électricité.

On constate une fois de plus qu’avant d’établir une stratégie de développement de l’éolien et du solaire, il faut d’abord statuer sur l’électronucléaire.
Ce qui n’est pas fait aujourd’hui.
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On sait fabriquer maintenant, en quantités déjà appréciables, de l’électricité, du gaz et des combustibles renouvelables pour nos autos.
Mais le développement de ce nouveau secteur énergétique se heurte à deux types de problèmes:
D’une part le déploiement des moyens de production nécessaires suscite des conflits d’usages des sols et/ou des côtes maritimes.
( Sur l’air de « Dix éoliennes, ça va, 10 000 éoliennes, bonjour les dégâts »).
D’autre part cette production sur le territoire national conduit à des coûts de revient incompatibles avec les attentes du marché, lequel est toujours référencé sur les fossiles ou l’électronucléaire, dont l’usage n’est pas (encore) prohibé.

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Aujourd’hui, 73%  de notre consommation d’énergie finale provient des produits pétroliers et du Gaz naturel, importés en totalité.
( Sur 160 Mtep d’énergie finale, l’électronucléaire et l’hydraulique  fournissent 43 Mtep, le reste provient des fossiles).
La transition énergétique implique donc de remplacer 117 Mtep d’énergie fossile par l’équivalent provenant de l’éolien, du solaire, de la biomasse, de l’hydraulique, de la géothermie.
En cas de décision de retrait du nucléaire, il faudrait évidemment ajouter 38 Mtep aux 117 Mtep ci-dessus.
( Les 5 Mtep d’hydraulique existant sont bien sûr conservés).
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Pour obtenir cette « nouvelle » énergie, nous avons le choix entre deux solutions:
- Soit la fabriquer nous-mêmes, nous en fabriquons déjà un peu (Environ 2 Mtep), suffisamment pour prendre conscience des problèmes énormes que cela posera.
- Soit faire comme avec les fossiles, c’est-à-dire tout acheter à l’étranger, en supposant que nous trouverons des fournisseurs, à des prix convenables.
Mais dans ce cas, adieu l’indépendance énergétique…
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Notre système économique libéral mondialisé nous a conduits à renoncer à fabriquer un produit dès lors qu’il est possible de se le procurer à moindre coût à l’extérieur, quelles que soient les méthodes mises en œuvre pour obtenir des coûts aussi bas.
Or les produits énergétiques renouvelables sont des produits fabriqués, ou cultivés, comme les autres.
La stratégie de transition énergétique n’inclut aucun programme de changement de notre système économique.
Les biocarburants peuvent donc très bien être importés, de même que l’électricité, qui peut aujourd’hui circuler sur de très longues distances grâce à la technologie HVDC sur des câbles sous-marins.
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Le Moyen-Orient, l’Afrique du Nord  et l’Afrique saharienne sont des zones favorisées par le Soleil et le vent, au moins sur l’Atlantique, et la place n’y manque pas pour étaler des fermes éoliennes et solaires.
La tentation est grande de délocaliser notre production d’électricité dans ces régions.
La chose est très sérieusement envisagée dans le cadre de l’UPM (Union Pour la Méditerranée) et du PSM (Plan Solaire Méditerranéen).
Le consortium MEDGRID, et la « Desertec Industrial Initiative » , assurent d’une part la coordination des efforts de plus de vingt compagnies ou organisations en vue de promouvoir le développement d’un réseau d’interconnexion méditerranéen à l’horizon 2020-2025, et d’autre part la promotion des initiatives de développement des moyens de production d’énergies renouvelables dans les pays de la zone MENA ( Moyen-Orient Nord Afrique).
Il s’agit d’une initiative controversée.
Certains y voient une sorte d’ écocolonialisme, d’autres au contraire y voient la chance d’établir des liens de coopération susceptibles de favoriser le retour à la stabilité politique de ces régions.
D’autres enfin regrettent ce choix de l’abandon de l’indépendance énergétique.

Selon que le Gouvernement choisira la voie des approvisionnements extérieurs, ou la voie de la production nationale, ou une voie intermédiaire, les programmes de développement de la production d’énergies renouvelables sur le sol français seront très différents.
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Reste le problème du stockage de l’électricité, toujours non résolu chez nous.
Et là les regards se portent non plus au Sud mais au Nord, où la Norvège dispose d’une géographie très favorable à la construction de retenues hydrauliques qui pourraient servir de stockage d’électricité pour les pays européens.
Il existe également dans ces régions un gros programme de développement d’un réseau de connexions entre les pays concernés, Royaume uni, pays scandinaves, Allem    agne, Pays-bas, France.
C’est tout le réseau Européen unifié qui serait concerné.
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Fabriquer l’électricité en Afrique du Nord, la stocker en Norvège, voilà qui peut paraître compliqué, mais la technologie actuelle permet ces échanges.
Poussé à l’extrême, ce processus réduirait l’effort français dans la transition énergétique à la construction de ce fameux réseau d’interconnexion avec d’une part l’Afrique du Nord à travers l’Espagne, l’Italie, la Sicile, et d’autre part avec la Norvège via le Royaume uni.
Ce qui nous ferait perdre plusieurs échelons sur le baromètre de l’indépendance énergétique.

Peut-être le moment est-il venu pour les ménages français de s’intéresser sérieusement à s’équiper en moyens autonomes de production d’électricité:
Chaudière à bois à Cogénération, panneaux solaires, stockage d’énergie, production éolienne en collectivité, etc.
Les décennies prochaines nous réservent bien des surprises…
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16 mai 2017 2 16 /05 /mai /2017 15:28

Diesel gate, ou comment continuer à amuser la galerie.

16 Mai 2017
En 1992, l’introduction des normes européennes limitant les émissions polluantes des véhicules marqua le début d’une prise de conscience du problème de santé publique généré par les moteurs thermiques.
La démarche était louable, mais sa mise en œuvre ne fut pas à la hauteur des exigences de l’objectif revendiqué.
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La logique élémentaire aurait voulu que les émissions polluantes soient mesurées dans les conditions normales d’utilisation des véhicules.
Au lieu de cela, il fut décidé de contrôler les émissions seulement en atelier, et dans des conditions de fonctionnement que l’on pourrait qualifier de « laxistes » tant elles sont éloignées des conditions réelles d’utilisation (test NEDC).
Ces conditions étant connues et fixées, il suffisait aux constructeurs de choisir des réglages d’usine appropriés pour obtenir des résultats conformes à la norme dans les conditions de mesures définies par le protocole NEDC.
Ensuite, les émissions polluantes générées dans les conditions d’utilisation réelles sur le terrain n’ont alors aucune importance, dès lors qu’en atelier le test NEDC est satisfaisant pour obtenir l’homologation.
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Cet « enfumage » a perduré plus de vingt ans, avec la complicité des pouvoirs publics qui ne pouvaient pas ignorer la « combine ».
Tous les cinq ans environ les seuils d’émission sont révisés à la baisse, pour inciter les constructeurs à améliorer sans cesse l’efficacité énergétique des moteurs et à réduire leurs émissions.
Même en réglant les moteurs au mieux de ce que permet l’électronique, et en faisant appel à des artifices tels que vannes EGR et filtre à particules dopés aux extraits innommables, Il est devenu de plus en plus difficile d’obtenir l’homologation, et les écarts entre les résultats au test NEDC et les taux d’émissions réelles sur la route sont devenus tellement énormes que « l’affaire » a fini par sortir sur la place publique.
( C’est à l’initiative des américains que l’on a fini par admettre que le roi était nu).
Le scandale étant maintenant sur la place publique, il est devenu impossible de glisser la poussière sous le tapis, comme à l’accoutumée en Europe.
D’autant plus que le coup de grâce va être donné par l’obligation d’abandonner le protocole NEDC pour un protocole plus proche des conditions réelles.
Désormais, à compter de Septembre 2017, les nouveaux modèles devront satisfaire aux normes Euro 6c avec laquelle les émissions seront mesurées selon le protocole WLTC-RDE.

WLTC = Worlwide harmonized Light vehicles Test Cycles.
RDE = Real Driving Emissions

Il s’agit cette fois de mesures effectuées sur la route, en usage réel, à l’aide d’un PEMS ( Portable Emission Measuring System).

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Bien sûr tout cela ne se règlera pas du jour au lendemain.
Le passage ne se fera pas sans de nombreuses dérogations et ajustements divers.
Encore une minute Monsieur le bourreau…
Comme par hasard les fameux PEMS vont se révéler très difficile à mettre au point et donneront lieu à moult contestations.
Qui décidera du parcours de qualification, et quelles conditions météo, et quel état de la route, quel profil, quelles conditions de circulation ?
Tout sera donc mis en œuvre avec prudence et modération, de manière à donner aux constructeurs le temps de s’adapter à cet environnement  nouveau.
Il s’agit de ne pas gripper la machine à vendre des voitures, il faut donc encore amuser la galerie pendant quelques années.
Mais la machine est lancée, il sera difficile de trouver une combine pour revenir en arrière.
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Pour le moment les véhicule diesel sont en ligne de mire à cause des émissions de Nox et de particules fines.
On aurait pu penser que l’affaire Volkswagen, et les suivantes du même genre, auraient entraîné une chute drastique des ventes de diesel.
Il n’en a rien été. Malgré les « affaires » rendues publiques, 52% des voitures vendues en 2016 en France étaient encore des diesels.
Une partie de la baisse enregistrée sur les ventes peut être attribuée davantage à la hausse de la taxe sur le gazole qu’au « diesel gate », qui ne constitue pas une menace directe pour l’acheteur d’une voiture neuve.
Ce qui prouve que les acheteurs (français) ne croient pas vraiment au risque de voir leur véhicule ostracisé dans un délai suffisamment proche pour les dissuader d’acheter leur cher diesel.
Ils ont peut-être tort…
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