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23 février 2017 4 23 /02 /février /2017 10:40


 

23 Février 2017

En Mai 2012*, cinq ans déjà, nous nous interrogions sur les raisons du peu d’enthousiasme des usagers pour les nouvelles voitures électriques.
Nouvelles, car c’est la troisième fois en cinquante ans que l’on nous refait le « coup » de la voiture électrique à batterie.
* 27 Mai 2012, «  Voiture électrique cherche marché désespérément. »
Nous ne reviendrons pas sur cette saga, que les moins de vingt ans ne peuvent pas connaître, et qui d’ailleurs ne les intéresse pas.
Cette fois c’est juré, c’est la bonne. C’est du moins le discours officiel qui présente cette nouvelle version comme LE remède au changement climatique.
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Avant d’aller plus loin, nous devons préciser que la voiture électrique dont nous parlons ici est le VE, dont la seule source d’énergie est une batterie.
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Déjà en 2012 on pouvait identifier quelques uns des motifs de méfiance des futurs acheteurs:
- C’est pas au point, çà évolue tout le temps.
- C’est nouveau, donc il y a forcément des plâtres à essuyer.
- L’ancien système (Essence et diesel) fonctionne, je ne vois pas pourquoi j’en changerais.
- C’est compliqué et bourré d’électronique, et les batteries ne sont pas au point.
- C’est beaucoup trop cher, même avec le bonus.
- Il faut recharger une batterie, et cela prend des heures.
- L’autonomie est ridicule.
- Les performances sont lamentables.
- Je ne pourrait pas recharger ma batterie sur la route.
- A la revente j’y perdrais beaucoup.
- Etc…
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Nous nous posions alors la question de savoir quelles circonstances nouvelles pourraient faire évoluer cette situation:
- L’accroissement de l’autonomie des VE grâce à une batterie révolutionnaire.
- Idem pour leurs performances routières.
- Une hausse drastique du prix des carburants pétroliers.
- Le prix de l’électricité durablement bas.
- Nouvelle règlementation interdisant les centres villes aux véhicules émettant plus de 50 g de CO2 au km ( Coucou la pastille verte).
- Instauration d’une taxe carbone dissuasive.
- Déploiement d’une infrastructure publique de recharge rapide des batteries.
- Un éventuel rationnement des carburants.
- Une relative stabilité de la technologie.
- Une baisse significative du prix des VE.
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Aujourd’hui, cinq ans plus tard tout de même, moins de trois voitures sur mille sont électriques, et cela malgré les avantages mis en avant par les constructeurs, et les aides de l’Etat:
- Aucune émission de CO2, de NOx, ou de nanoparticules.
- Bonus à l’achat considérable.
- Le plein pour trois fois rien.
- Entretien nul.
Avantages réels, faut-il le préciser.
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Que s’est-il donc passé pour expliquer ce qu’il faut bien appeler un désintérêt de la clientèle ?
Voyons comment le contexte a évolué en cinq ans.

La nouveauté demeure permanente et, même si la fiabilité est démontrée, l’évolution constante de la technologie des batteries entraîne un renouvellement fulgurant des modèles; les standards de prises de raccordement et les modes de charge sont une jungle incompréhensible pour l’utilisateur. Il faut lire un tableau à double entrée pour savoir quelle prise correspond à quelle borne et à quel type de charge.
- Au lieu de baisser, comme tout produit après la phase d’apprentissage, le prix des VE est tiré vers le haut par l’augmentation de capacité des batteries, au demeurant justifiée, sans que l’on sache où s’arrêtera cette course à l’échalote.
- La recharge des batteries reste le problème, qui s’aggrave à mesure que leurs capacités s’accroissent.
Parti de 15 KWh à ses débuts, la capacité est passé à 30 KWh; on parle de 60 KWh pour 2018, et certains flirtent déjà avec les 100 KWh.
Les infrastructures de charge ne sont pas conçues pour suivre une telle surenchère.
Le VE est toujours un ORNI, Objet Roulant Non Identifié.
Il cherche toujours sa voie entre le pot de yaourt et le char d’assaut. Le moindre modèle « milieu de gamme » est plombé par la surcharge de la batterie, équivalente au poids de trois adultes dans le meilleur des cas.
La course à l’échalote pour l’autonomie induit des modifications permanentes des modèles et de leurs performances, frappant d’obsolescence prématurée des voitures de trois ans.
Le réseau public de charge des batteries reste embryonnaire, et peine à suivre les besoins des nouvelles batteries.
L’autonomie réelle demeure très inférieure à celle de n’importe quel modèle thermique, en sorte qu’un déplacement de plus de cinquante kilomètres devient une aventure, et qu’il faut être kamikaze pour s’engager sur une autoroute.
L’incertitude sur la durée de vie des batteries, dont le coût est stratosphérique, plombe de marché de la revente.
Le prix des carburants pétroliers demeure  acceptable, les hausses annoncées ne se produisent pas.
Si le coût de l’électricité au domicile reste sous contrôle, il n’en est pas de même sur la route où une charge rapide peut coûter un bras.
Les prix qui seront pratiqués dans le futur sur ces bornes publiques ne sont évidemment pas encadrés par le Gouvernement, comme l’est le tarif réglementé à domicile, ce qui n’est pas pour rassurer un futur acheteur.
En effet les gestionnaires de stations de recharge ne sont pas des marchands d’électricité, mais des sociétés de service.
Enfin, au moins jusqu’au 1er Avril 2017, il n’existe aucune réglementation justifiant l’abandon d’un véhicule thermique, fut-il diesel, au profit d’un VE.
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Les problèmes identifiés en 2012 n’ont donc pas vraiment trouvé de solution en 2017.
Le VE à batterie a-t-il rencontré ses limites ?
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Si l’on examine le problème de façon dépassionnée, il apparaît que le problème de fond est toujours la batterie.
Aujourd’hui, l’autonomie du véhicule reste limitée par le poids de la batterie et son prix.
Les meilleures technologies, qui associent à la batterie un super condensateur, ne peuvent descendre en-dessous de 4 à 500 Kg pour une capacité de plus de 100 KWh, qui serait nécessaire pour commencer à égaler l’autonomie des véhicules thermiques.
Le prix prohibitif de cette solution n’est pas compatible avec le marché visé, qui est celui de la voiture moyenne.
Et de plus, le surpoids énorme plomberait les performances, ce qui entraînerait la nécessité d’un moteur surpuissant, donc consommant davantage.
On assisterait alors à une course entre la capacité de la batterie et la puissance du moteur !!
Même en supposant une amélioration significative de la capacité énergétique spécifique des batteries, qui rendrait possible le montage d’une batterie de 100 KWh dans une voiture moyenne, il subsisterait le problème de la puissance des bornes de chargement rapide.
Le projet actuel de bornes de 50 KW est déjà largement obsolète, nos voisins envisagent des bornes de 350 KW.
Une généralisation de ce type de batteries et de bornes entraînerait une surcharge du réseau inacceptable.
Mais alors, c’est l’impasse ?
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Non, car Père Noël est arrivé !
Il transporte dans sa hotte magique un nouveau type de batterie révolutionnaire, c’est la batterie au Graphène.
Le Graphène, c’est du Carbone dont les atomes sont disposés de manière à conférer au matériau des propriétés extraordinaires qui en font, selon les experts, le produit du XXIè siècle ni plus ni moins.
Utilisé dans les batteries, il permet paraît-il de multiplier par dix la capacité énergétique spécifique, de réduire l’échauffement, de pratiquer la recharge ultra-rapide (100 C), d’augmenter la durée de vie, et d’apporter bien d’autres avantages, dont le moindre n’est pas le prix.
Evidement disent les sceptiques, tant de qualités revendiquées inspirent la méfiance, encore un produit miracle qui s’effondrera au contact des dures réalités du cahier des charges automobile.
Ne portons pas de jugement avant d’avoir vu ces nouvelles batteries à l’œuvre, elles sont annoncées pour 2020.
Affaire à suivre.
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5 février 2017 7 05 /02 /février /2017 09:52

Comment sortir du nucléaire ?

5 Février 2017
Petit sondage:
A la question "Faut-il sortir du nucléaire ? ", la réponse est oui.
A la question "Peut-on sortir rapidement du nucléaire ?" la réponse est non.
La première question, posée aux citoyens responsables, traduit leur crainte de se voir un jour confrontés à un accident majeur dont la probabilité n'est pas nulle, comme l'ont démontré les catastrophes de Tchernobyl et Fukushima.
Et, comme dit la sagesse populaire, plus un pneu est usé, plus il a des chances de crever.
Osons imaginer un instant l'état du pays et des populations si un seul de nos 58 réacteurs venait à "perdre les pédales" et à nous offrir un feu d'artifice incontrôlable et dévastateur…
Vous réalisez la Loire, le Rhin, ou le Rhône, souillés irrémédiablement par des rejets comparables à ceux de Fukushima dans le Pacifique ?
La seconde question est posée aux industriels énergéticiens.
Leur mission est de fournir au Pays l'énergie électrique dont il a besoin "hic et nunc".
Aujourd'hui, ils n'ont tout simplement pas les moyens de remplir leur mission sans l'électronucléaire.
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Voilà à peu près l'état du "dialogue" qui sous tend la transition énergétique.
Il est urgent de sortir de cette guerre de tranchées si l'on veut éviter d'enfoncer le pays dans une situation énergétique sans issue autre que la dépendance problématique aux fournitures extérieures.
Les couplets lyriques des Gouvernements successifs sur la stratégie de transition énergétique n'ont pas apporté d'éclaircissement sur l'avenir du nucléaire, tout simplement parce que ce problème les dépasse complètement.
Nos hommes politiques sont hélas plus habiles à gérer les problèmes de menus dans les cantines, à préparer les prochaines élections, ou à échanger des boules puantes.
Il a fallu un général pour lancer le programme nucléaire, en faudra-t-il un autre pour l'arrêter ?
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Pourtant, dans le domaine de la stratégie électro nucléaire, l'Etat a toutes les cartes en mains, puisqu'il est à la fois le régulateur de par la Loi, et l'industriel de par son actionnariat à 85,6% dans EDF, qui est l'opérateur historique à travers RTE, ENEDIS et EDF-EN.
A condition toutefois de ne pas s'égarer dans les arcanes de sa double mission.
En tant qu'Etat, il se doit de définir une stratégie de transition énergétique en accord avec ses engagements internationaux, et en tant qu'industriel il doit à la fois remplir sa mission de service public, c'est-à dire fournir de l'électricité sans interruption, tout en veillant à la bonne gestion de l'entreprise dont il est l'actionnaire quasi unique et le pourvoyeur de fonds à travers les recapitalisations.
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Ce rôle d'équilibriste apparaît par exemple dans l'affaire du scénario de la fermeture de Fessenheim (Ou plutôt du psychodrame).
L'Etat-Etat exige la fermeture d'un outil industriel, qui lui appartient à 85,6% et qui est opérationnel, productif et rentable, au motif que lui, Etat-Etat, a décidé de la fermer au nom de sa stratégie de transition.
Et l'Etat-Industriel, en bon gestionnaire de son affaire, exige de l'Etat-Etat des indemnités de compensation des pertes de production.
Et de plus, dans le respect de sa mission de service public, l'Etat-industriel remplace deux vieux réacteurs par un réacteur tout neuf qui lui permettra de continuer à fournir l'électricité que réclame le pays.
Tant que ce "montage" farfelu perdurera, toute sortie du nucléaire sera exclue.
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Lorsqu'une personne décide de changer de vêtements, quelle qu'en soit la raison, elle commence par s'en procurer de nouveaux avant de jeter ses vieilles fripes, il n'est jamais agréable de se retrouver tout nu.
Cette évidence vaut également pour l'outil de production d'électricité.
En l'occurrence, le nouveau vêtement électrique doit être conforme à la nouvelle mode, c'est-à-dire propre, renouvelable et décarboné ou à carbone recyclable.
Il faut donc choisir parmi l'éolien, le solaire, l'hydraulique, les centrales à biogaz, la géothermie, les biocombustibles.
Et bien sûr, le nouveau costume doit être taillé aux mesures du précédent, en l'occurrence il s'agit d'une taille XXL de 500 TWh.
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Il y a donc un malentendu de fond qu'il serait souhaitable de dissiper pour espérer un jour voir clair sur la possibilité d'une transition énergétique.
La première bataille à mener n'est donc pas pour le retrait du nucléaire, mais bien plutôt pour le développement du nouveau costume qui pourrait rendre possible le remplacement du nucléaire à moyen terme.
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Sur le terrain, il y a incontestablement une activité, soutenue par des aides de l'Etat relativement importantes, dans deux domaines clés:
Les économies d'énergie, et le développement des moyens de production à partir de sources renouvelables.
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Le premier domaine mobilise d'une part les industriels fabricants de matériels consommateurs d'énergie (Electrique ou pas), et d'autre part le secteur du bâtiment pour ce qui concerne l'isolation thermique et l'efficacité énergétique en général, et bien entendu l'industrie des transports.
L'établissement de nouvelles normes, leur mise en application, le remplacement des matériels ou des processus anciens par des nouveaux, sont des opérations coûteuses dont les résultats ne se feront sentir qu'au bout de plusieurs décennies notamment dans le bâtiment, particulièrement en retard sur le programme de rénovation thermique.
Même si les améliorations apportées à l'efficacité énergétique sont indéniables, l'impact sur la consommation d'électricité dépendra de plusieurs facteurs:
Par exemple l'optimisation du chauffage des bâtiments pourra conduire accessoirement au remplacement de l'électricité par le Gaz naturel, ce qui reviendra à émettre davantage de CO2 puisque l'électricité actuelle (et future) est non émettrice. On aura donc une baisse de consommation électrique, mais au prix d'un accroissement des émissions de CO2 !
Autre exemple, la voiture électrique. Son développement réduira les émissions de CO2 mais augmentera significativement le besoin d'électricité.
De même, là où on remplacera un chauffage au fuel par une pompe à chaleur, grosse consommatrice d'électricité !
On voit donc que la campagne pour l'efficacité énergétique n'ira pas forcément dans le sens d'une réduction de consommation d'électricité.
Les 500 TWh d'aujourd'hui risquent fort de se transformer en 700 TWh dans deux ou trois décennies, ne serait-ce que par l'effet de l'accroissement de la population, du nombre des ménages, du développement des pompes à chaleur, et l'électrification des transports.
Le nier serait s'exposer à de graves déconvenues.
S'imaginer qu'il "suffira" de changer nos habitudes de vie est une autre illusion, fort répandue hélas, qui conduirait au même résultat.
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Le second domaine, développement de la production d'électricité "verte", est plombé par l'existence de l'électronucléaire.
En effet, la France est déjà productrice d'une électricité à plus de 90 % décarbonée.
75% d'électronucléaire.
10% d'hydraulique.
 7%  Eolien + Solaire + Bioénergies (Centrales au Biogaz et Biomasse)
Le thermique fossile n'intervient que pour compléter le mix et suppléer aux éventuels déficits d'eau, de vent ou de Soleil, et compenser l'intermittence.
Les objectifs internationaux de réduction des émissions de CO2 sont donc déjà atteints très au-delà des exigences, du moins pour l'électricité.
Ce qui explique le peu d'empressement de l'Etat à aller gaspiller les sous qu'il n'a pas, pour fabriquer une électricité dont il n'a pas besoin aujourd'hui.
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C'est ainsi que l'on constate que le développement des installations de production électrique à base d'énergies nouvelles revêt l'aspect d'un certain désordre, en tous cas sans stratégie claire et structurée.
Un coup on va dans le photovoltaïque car on y voit un effet d'aubaine, pour laisser tomber lorsqu'il est question de s'affronter au marché.
On encourage des PME à innover dans des panneaux PV de hautes performances, et on laisse tomber dès que les chinois haussent un sourcil.
On vante le potentiel éolien du littoral français, mais on est incapables de planter une seul éolienne à cause des recours des anti-éolien et des écologistes, ce qui semblent d'ailleurs arranger tout le monde.
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Mais malgré cela, la production électrique à partir des énergies renouvelables, raccordée au réseau, est significative:
58,7 TWh pour l'Hydraulique
21    TWh pour l'éolien
7,9   TWh pour les bio énergies
7,4   TWh pour le solaire  
Pour un total de 95 TWh , soit 18% de la production électrique ( Bilan RTE 2015).
Dont l'essentiel, l'Hydraulique, ne doit rien à la récente transition énergétique.
La transition énergétique implique le remplacement de la production nucléaire et fossile par du renouvelable:
416,8 TWh de nucléaire
34,1 TWh de thermique fossiles.
Dans l'hypothèse d'une consommation stable.
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Il faut donc fabriquer un supplément de 450 TWh de renouvelable.
C'est aussi simple que cela.
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Comment faire ?
On pourrait peut-être commencer par prendre conscience des enjeux réels, et cesser de se considérer comme des leaders alors que nous sommes à la remorque de nos voisins européens et à la merci de la concurrence des chinois.
Ensuite, prendre la mesure de la tâche qui nous attend.
Pour remplacer l'électronucléaire et les fossiles, il nous faut trouver quelque part une production annuelle de 450 TWh à partir de sources renouvelables, et construire les installations de compensation de l'intermittence de ces sources.
Cette production doit être répartie entre Eolien, Solaire, Hydraulique, et Biomasse.
Les parts respectives dépendront évidemment des choix stratégiques, qui ne sont pas déterminés aujourd'hui, et pour cause.
Faisons donc une hypothèse:
Eolien          30%        135 TWh
Solaire         30%        135 TWh
Hydraulique 20%          90 TWh
Biomasse    20%          90 TWh
Rappelons qu'il s'agit d'une production qui viendra s'ajouter à la production déjà existante. Il s'agit donc d'installations nouvelles entièrement à construire.
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135 TWh d'éolien,
cela signifie au choix, 35 000 éoliennes terrestres de 2 MW, ou 7 300 éoliennes offshore de 6 MW.
Dans le projet de parcs offshore de la côte atlantique, les éoliennes sont espacées de 1 Km, et disposées sur plusieurs rangées elles-mêmes distantes de 1,3 Km.
Selon ce standard, 7 300 éoliennes, disposées sur trois rangées, occuperaient donc un espace de près de 2 500 Km de longueur,  ce qui est évidemment inconcevable !!!
Oublions donc les 7 300 machines offshore et soyons plus réalistes.
Entre les côtes atlantique et méditerranéenne, on devrait pouvoir squatter environ 500 Km (!), ce qui permettrait d'installer grosso modo 2 000 grosses éoliennes flottantes d'une dizaine de MW, soit 20 000 MW installés, pour une production annuelle de 60 TWh.
Le reste, 75 TWh, devra être produit par des éoliennes terrestres, soit environ 20 000 machines de 2 MW, qui viendront s'ajouter aux éoliennes         déjà existantes.
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135 TWh de solaire, cela nécessite 100 000 ha , en prenant pour référence la récente ferme solaire de Cestas ( 350 GWh, 260 ha).
90 TWh d'Hydraulique, cela signifie ajouter une fois et demi la capacité hydraulique du parc actuel .
90 TWh de biomasse, cela signifie 20 centrales thermiques au Biogaz, ou à la Biomasse.

A ces installations, il faudra bien sûr ajouter les moyens de stockage d'énergie nécessaires à la compensation partielle de l'intermittence de la production. Compter au moins 200 TWh de stockage.
Y a plus qu'à ….
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Au fur et à mesure que ces nouvelles installations entreront en production, les réacteurs nucléaires pourront être fermés et leur démantèlement entrepris.
A une dernière condition toutefois, qui est la mise en place du réseau intelligent, dont le rôle sera de lisser la demande de puissance afin d'éviter les fluctuations d'une demande anarchique qui oblige à conserver une puissance très supérieure à ce qui devrait être raisonnablement nécessaire.
On pourrait dès aujourd'hui fermer une dizaine de réacteurs si le réseau intelligent était opérationnel, et si nous disposions des capacités de stockage d'électricité suffisantes pour compenser l'intermittence des renouvelables déjà existantes.
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Une tâche d'une telle ampleur ne pourra être accomplie que sur une durée d'au moins trois décennies, à condition d'être soutenue par la volonté sans faille d'une structure indépendante des changements de couleur des gouvernements successifs, et de disposer de budgets à la hauteur des enjeux.
Ces investissements seront évidemment financés par le contribuable à travers le tarif du KWh qui pourra devenir progressif, et la CSPE qui a été créée pour cela.
Des investissements privés interviendront éventuellement plus tard lorsque la rentabilité sera démontrée, mais le KWh sera toujours payé par le consommateur.
(En matière d'énergie électrique, le consommateur est également le contribuable, on n'échappe pas à son destin…).
A terme, un budget annuel de 40 à 50 Milliards pourrait être nécessaire, ce qui conduirait à charger le KWh d'une surtaxe de 8 à 10 centimes, ce qui porterait son prix à un niveau comparable à celui de nos voisins allemands (Vous savez, ceux qui ont beaucoup investi dans les renouvelables, et qu'on nous cite en exemple…).

 A titre de comparaison, 1 litre de supercarburant  supporte une surtaxe de 60 centimes. Le rendement moyen d'un moteur thermique étant de 20%, l'énergie "utile" obtenue est de 10 KWh x 0,2 = 2 KWh par litre.  
Ce qui porte la surtaxe à 30 centimes par KWh utile .
Ce qui relativise quelque peu la surtaxe qui pourrait être appliquée à l'électricité.

D'importants obstacles devront être franchis, qui introduiront au mieux des délais supplémentaires de procédure, et au pire des annulations de projets:
- Autorisations d'implantations des milliers, voire des dizaines de milliers d'éoliennes, à terre et/ou en mer.
- Acquisition des 100 000 ha de foncier pour installer les fermes solaires.
- Identification et réquisition des sites propices aux installations hydrauliques devant plus que doubler la production actuelle à terme.
- Acquisition de l'espace littoral propre à l'établissement de STEP marines à proximité des parcs éoliens offshore.
L'acceptation par les populations de ce qui sera perçu comme un envahissement, sera la clé de la réussite:
PDMJ (Pas Dans Mon Jardin), protection de la biodiversité, nuisances visuelles, destruction de faune sauvage, troubles de jouissance, destruction de terres agricoles, d'espèces protégés, etc.
Sans parler des problèmes du transports et de l'enfouissement des déchets actifs provenant des démantèlements.
Nombreuses seront les raisons de susciter des oppositions, qui pourront à la longue vider les projets de leur substance et faire fuir les investisseurs.
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En contrepartie, ces travaux et ces investissements induiront une activité économique génératrice d'emplois sur plusieurs décennies, et donneront à l'industrie française un second souffle susceptible d'arrêter son déclin.
A condition toutefois que ces travaux ne soient pas sous-traités à des entreprises étrangères, avec des matériels et des machines d'importation, et des bénéfices offshore.
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Donc oui, on peut sortir du nucléaire, mais à condition de construire au préalable des installations de production à base d'énergies renouvelables, et d'une capacité équivalente à la production nucléaire.
Cela peut être fait en trente ans et à travers de nombreuses péripéties, à condition de consentir d'y consacrer un peu d'argent et d'accepter des compromis notamment en matière de protection de l'environnement,  d'aménagement du territoire, et de contrôle de l'utilisation de l'énergie.
Une tâche bien ambitieuse pour un pays dont le premier ministre lui-même déclarait qu'il est en faillite…
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31 janvier 2017 2 31 /01 /janvier /2017 19:03

Cher, très cher éolien offshore…

31 Janvier 2017
La France, forte de son électricité nucléaire et hydraulique qui lui garantit déjà le précieux fluide décarboné à 85%, n'est pas pressée de dépenser ses sous pour faire tourner en mer des moulins à vent qui ne lui apporteront que des soucis et des querelles de voisinage.
Mais on peut difficilement à la fois se targuer d'être le flambeau de la transition énergétique, et se vanter de posséder un littoral offrant le meilleur potentiel éolien, tout en restant les deux pieds dans le même sabot.
Il fallait donc bien à notre tour planter quelques poteaux en mer sous peine de passer pour des charlots, surtout après les proclamations des COP 21 et de la fiesta de Marrakech.
L'Etat avait donc émis en 2012 un appel d'offres pour la construction de quelques parcs éoliens offshore à implanter sur le plateau continental de la côte atlantique.
Le fait que, cinq ans plus tard, il n'y a encore aucune éolienne offshore opérationnelle en France est un indice du peu d'enthousiasme suscité par  cette technologie.
Mais çà, on le savait déjà.
Se réveiller en 2012 alors que nos voisins et concurrents avaient déjà largement cinq ans d'avance, et se retrouver en 2017 avec toujours aucune éolienne sur notre littoral, et prétendre vouloir développer une filière éolienne offshore française innovante et compétitive, voilà qui démontre un bel optimisme, doublé d'une grande ignorance des mécanismes industriels.
Le succès, si succès il y a, n'en sera que plus méritoire.
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Voyons un peu ce qu'il en est de cet appel d'offres de 2012, en examinant le cas du projet de parc de Saint-Nazaire.
(Ce parc fait partie d'un ensemble de trois projets pour respectivement Fécamp, Courseulles-sur-mer, et Saint-Nazaire).
Pour ces trois parcs, le maître d'œuvre retenu a été EDF-EN, qui mènera le consortium EMF ( Eolien Maritime France) comprenant trois compagnies:
- Enbridge Inc, US, Société canadienne qui acquiert 50% des parts de EMF ( çà commence bien !).
- Nass & Wind off shore, Société Française (Lorient) d'ingénierie et conseil.
- General Electric, qui a racheté en 2015 les activités énergie de Alstom.

 A l'origine, il était prévu d'utiliser des machines de 6 MW qui devaient être fournies par GE, qui les aurait fabriquées à Saint Nazaire et à Cherbourg (Eolienne Haliade).
Mais l'industrie de l'éolien offshore européen étant déjà bien avancée, et en pleine réorganisation, on ne sait plus très bien aujourd'hui qui va faire quoi en matière de machines.
Surtout depuis l'accord Siemens-Gamesa qui constitue un pôle européen offshore déjà très avancé  et puissant.
De plus, la technologie a évolué, on parle maintenant de machines de 9 MW, et surtout flottantes pour les implanter loin des côtes.
L'existence des usines du Havre et de Saint-Nazaire pourrait même être remise en question.
Il n'est pas impossible, compte tenu du retard considérable pris par la France dans ce domaine, que le développement d'une filière éolienne offshore française ne soit sérieusement compromis.
Mais ne noircissons pas le tableau.
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Le projet original de l'appel d'offres prévoyait donc d'installer, au large de Saint Nazaire, 80 éoliennes de 6 MW  fixées au fond marin par un poteau en acier enfoncé profondément. Les câbles de raccordement étant enfouis dans le sol à une profondeur de un mètre.
L'ensemble devait occuper une superficie de 78 Km2, à 12 Km de la côte.
Le montant contractuel indiqué des travaux était de 2 Milliards d'euros.
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2 Milliards d'euros, pour une puissance installée de 480 MW, cela fait 4,16 Milliards par MW installé, ce qui correspond aux chiffres connus pour ce type de travaux.
En effet, le coût en offshore est plus de deux fois supérieur à la technologie terrestre, pour des raisons assez évidentes.
La technologie flottante, s'il faut en venir là, sera encore plus coûteuse, pour des raisons tout aussi évidentes.
Le facteur de charge d'une éolienne offshore est en moyenne de 35%.
(Valeur habituellement constatée sur des parcs analogues déjà en service sur les littoraux européens).
La puissance moyenne effective sera donc non pas de 480 MW, mais de 168 MW "seulement".
Ce qui porte le coût à 11,9 Millions d'euros par Mégawatt effectif.  
Ce parc de 80 machines produira annuellement une énergie de:
480 MW  x  8760 Heures  x 0,35   =  1,5  TWh.
(Sous condition d'un facteur de charge de 0,35)
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Profitons-en au passage pour faire une petite comparaison avec l'EPR, dont le coût de 10,5 Milliards est considéré comme scandaleux, bien qu'il ne s'agisse que d'un prototype.
Ce réacteur produira annuellement 13 TWh, pendant 60 ans.
Pour produire la même quantité d'énergie avec un parc éolien offshore du même type que celui dont nous parlons, il faudrait donc 785 éoliennes d'un coût de 17,3 Milliards d'euro.
Les chiffres se passent de commentaires, d'autant plus que ce parc aura une durée de vie de 25 ans, et devra donc alors faire l'objet d'une refonte complète .
En tous cas ces montants mettent fin à la querelle sur le point précis du montant de l'investissement de départ.
Comme dit l'autre, "y a pas photo".
D'autant plus que, dans le cas de l'éolien, la gestion de l'intermittence doit être, au moins partiellement, compensée par des installations de stockage d'énergie électrique, dont le coût doit être évidemment ajouté aux montants ci-dessus.
En l'occurrence il s'agirait d'une ou plusieurs stations marines de pompage-turbinage qui devraient être installées sur la côte à proximité du parc de production.
( Compter quelques milliards supplémentaires et beaucoup de conflits avec les riverains…).
On comprend mieux pourquoi l'Etat n'est pas pressé d'ouvrir cette boîte de Pandore…
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Mais, revenons à nos moutons, ou plutôt à nos 80 éoliennes.
Les 1,5 TWh annuels coûteront donc 2 Milliards.
Mais ceci n'est encore rien.
L'Etat s'est engagé ( C'est l'Etat, actionnaire de EDF à 85,6%, qui a lancé l'appel d'offre) à ce que EDF achète l'électricité produite au prix "subventionné" de 130 euro le MWh pendant 10 ans.
C'était 220 euros au départ, mais ce montant délirant a été ramené à une valeur plus conforme à "l'état de l'art" européen, qui est plutôt autour de 100 euros/MWh, récent appel d'offres du Danemark.
Au bout de ces dix ans, le prix sera renégocié en fonction du retour d'expérience.
Ce surcoût sera évidemment abondé par l'Etat, c'est-à-dire vous et moi, par le truchement de la CSPE, petite ligne qui figure au bas de votre facture.
Ainsi il ne sera même pas nécessaire d'augmenter le tarif du KWh.
(Rappelons pour fixer les idées que le prix de marché Epex-Spot est autour de 80 Euro/MWh, et que l'électricité nucléaire est achetée 60 Euros le MWh).
Les 1,5 millions de MWh produits annuellement par le parc éolien nous coûterons donc un petit supplément annuel d'environ 100 millions d'euro.
Il est prévu de construire 6 parcs éoliens semblables, pour le moment.
La note annuelle facturée sur la CSPE s'élèvera donc à 600 Millions.
Ce qui ne fait jamais que 17 euros/an  en moyenne pour chacun des 35 millions d'abonnés.
C'est la magie des grands nombres.
L'ennui, c'est qui faudra beaucoup, beaucoup de parcs éoliens semblables pour fabriquer les quelques centaines de TWh dont nous avons besoin annuellement.
 Mais, quand on aime, on ne compte pas…
Le vent étant gratuit et "renouvelable", contrairement à l'Uranium, il n'y a pas de coût de combustible en éolien.
Par contre en offshore les coûts de maintenance et d'intervention sont exorbitants.
Faute d'expérience, ce poste de dépense est une inconnue. Il sera nécessaire de disposer à terre d'ateliers de montage et de réparations, avec le personnel adéquat, et des installations portuaires dédiées ainsi qu'une flotte de navires spécialisés capables d'intervenir en haute mer, avec les équipages correspondants ayant reçu la formation adéquate.
Et qui la leur donnera ?
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Last, but not least, de nombreux recours non encore résolus entravent le démarrage des travaux.
Et il ne s'agit "que" de 80 éoliennes plantées à 12 Km de la côte.
Il en faudra 8 000 pour produire seulement 30% de l'électricité que nous consommons chaque année.
Que de chemin il nous reste à parcourir pour pouvoir envisager un retrait du nucléaire…
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La vigueur des recours contre ces éoliennes offshore jette un sérieux doute sur la possibilité même de développer cette filière, eu égard au nombre de machines qu'il faudrait implanter pour obtenir l'énergie nécessaire, c'est-à-dire 100 à 150 TWh, soit 4 à 5000 machines.
Il faudrait, à tout le moins, utiliser la technologie flottante, qui n'existe pas encore aujourd'hui, et dont le coût sera nettement plus élevé.
Décidément, la transition énergétique ne sera pas une affaire de tout repos.
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29 janvier 2017 7 29 /01 /janvier /2017 11:45

 

29 Janvier 2017
Comme c'est habituellement l'usage, le Président a été élu pour mettre en œuvre son programme électoral qui comportait, entre autres, un volet sur la politique énergétique.
Dans ce volet figuraient notamment les grandes lignes de la stratégie électronucléaire:
- Plafonnement de la puissance électronucléaire à 63,2 Gigawatts.
- Réduction de la part de l'électronucléaire à 50% du mix électrique à        l'horizon 2025.
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La fin du quinquennat approchant à grands pas, et l'électronucléaire étant un sujet brûlant, le Président a senti la nécessité de se rappeler à notre bon souvenir en apportant la preuve de son intérêt permanent pour sa stratégie énergétique, et surtout de son respect des promesses électorales, enfin presque.
Or, le démarrage prochain du réacteur EPR de Flamanville, désormais probable pour fin 2018, va porter la puissance électronucléaire à 64,8 GW, démentant du même coup l'engagement du Président de la plafonner à 63,2 GW.
Il fallait donc réagir avant le grand départ, au moins sur ce coup-là.
Comme les opposants au nucléaire réclament depuis longtemps la fermeture de Fessenheim, il a choisi de renouveler son intention de fermer ce site, et donc de faire d'une pierre deux coups.
( Nous parlons bien d'intention, et non de décision sèche de fermeture immédiate, ne rêvons pas ).
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Il faut dire que la centrale de Fessenheim est, depuis des années, la cible préférée des anti nucléaires, dont les arguments ne manquent pas de bon sens:
1- Avec la centrale du Bugey, Fessenheim représente la première génération de réacteurs REP, mis en service en 1977, pour une durée d'exploitation prévue de 40 ans "au moins".
Cette durée indicative est atteinte aujourd'hui, et une mise à la retraite pourrait être envisagée, même si les analyses de sureté montrent que ces réacteurs ne présentent aucun risque avéré.
2- La centrale est construite au-dessus de la grande nappe phréatique d'Alsace, qui est vitale pour toute la région. Sa contamination serait catastrophique, c'est la plus grande réserve d'eau souterraine d'Europe.
( La nappe n'est qu'à quelques mètres sous le radier…).
3- En cas d'APRP ( Accident par Perte de Réfrigérant Primaire) entraînant le percement de la cuve par le corium ( Amalgame fondu de combustible et de structures métalliques internes) à très haute température, le radier (barrière en béton séparant la cuve du sous-sol) serait transpercé en quelques heures et le corium se répandrait dans la nappe phréatique.
Le radier de Fessenheim avait au départ une épaisseur de 1,5 m, qui a été portée à 2,15 m sur ordre de l'ASN suite à la catastrophe de Fukushima.
Rappelons que le radier de la centrale de Fukushima, qui avait une épaisseur supérieure à 3 m, n'a pas résisté au corium, entraînant les dégâts que l'on sait .
4- La centrale est située 9 m en contrebas du Grand canal d'Alsace, ce qui la place en première ligne en cas d'inondation ou de rupture de digue, donc très vulnérable.
5- Elle est d'autre part située dans une zone sismique, à risque modéré certes, mais à risque tout de même.
6- La localisation géographique, au bord du Rhin et en amont de la vallée, permet d'imaginer les dégâts qui seraient causés dans cette région par un accident majeur qui contaminerait le fleuve.
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Un seul de ces arguments aurait dû suffire à prendre une décision de fermeture, et surtout à ne jamais la placer à cet endroit !
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Bien sûr, cette centrale produit toujours ses 13 TWh par an, ce qui représente plus de 1 Milliard d'euros chaque année à 80 euros/MWh (Marché Epex Spot).
Elle emploie environ 800 salariés et 250 prestataires, ce qui induit aux alentours une activité économique intéressant 4 à 5000 personnes, voire plus.
Il est évident qu'on ne raye pas d'un trait de plume une telle source d'énergie, d'activité économique et d'emplois, surtout dans le contexte actuel.
Sauf bien sûr si l'ASN la déclare non conforme aux nouvelles normes de sureté, ce qui n'a pas été le cas jusqu'à aujourd'hui.
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Un autre argument est souvent avancé pour justifier la fermeture: la production française d'électricité serait excédentaire, la preuve étant donnée par son bilan d'échanges frontaliers positif. La fermeture de la centrale n'aurait donc aucune conséquence sur notre nos besoins en énergie électrique.
Cet argument ne tient pas debout; il repose sur la confusion, fréquente pour les non techniciens, entre énergie et puissance.
La distribution d'énergie électrique repose sur le principe de l'adaptation de l'offre à la demande.
La puissance installée du parc de production électrique doit donc être suffisante pour répondre à la demande de puissance des consommateurs.
(On sera peut-être un jour obligés d'inverser ce principe, c'est-à-dire obliger le consommateur à s'adapter à l'offre, mais non n'en sommes pas encore là).
En France, cette demande est très variable en fonction des années, de la saison, de la météo, et de l'heure.
Le maximum, dans le contexte actuel, est de l'ordre de 100 GW, le minimum de l'ordre de 50 GW.
La puissance installée doit donc être capable de répondre à des pics de 100 GW pouvant durer plusieurs heures.
Le mix électrique actuel est donc prévu pour cela, et il est même parfois nécessaire de faire appel aux importations, lorsque l'éolien et le solaire ne fournissent pas ce qu'on en attend.
Lors des autres périodes, où la demande de puissance est faible, la production excédentaire est vendue à l'export pour rentabiliser les installations.
Ce qui explique le bilan positif des échanges.
(Tout cela est clairement montré sur le site éco2mix de RTE, en temps réel et en historique. Il n'y a donc pas de contestation possible, sauf de mauvaise foi).
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Cette explication succincte montre que la fermeture du site de Fessenheim doit être compensée par une autre source d'électricité de même puissance, sous peine de mettre le réseau en difficulté au moment des pics de consommation.
Cette autre source peut être à base de centrales thermiques nucléaires ou à flamme, ou d'énergies renouvelables, à condition que leur intermittence soit compensée par une installation de stockage d'électricité.
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Les parcs solaires et éoliens existants ne peuvent pas être envisagés pour compenser la fermeture de Fessenheim, puisqu'ils sont déjà comptabilisés  dans les moyens de production actuels.
Il ne peut donc s'agir que de nouveaux parcs; on pense par exemple aux parcs éoliens offshore de la côte atlantique.
Malheureusement ils n'entreront en production qu'après 2020 au mieux, et il n'est prévu aucune installation de stockage pour compenser, au moins en partie, l'intermittence de leur production.
( Il existe bien quelques projets de STEP marines, mais qui sont restés dans les tiroirs, où ils prennent tranquillement la poussière…).
Il ne reste donc que deux solutions de remplacement à court terme, si l'on veut fermer Fessenheim le plus vite possible:
Soit construire trois ou quatre centrales à Gaz, qui pourraient être opérationnelles dans un délai de deux ans.
Soit attendre la mise en service de l'EPR de Flamanville, qui pourrait intervenir fin 2018 selon EDF.
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Le chantier de l'EPR touchant à son achèvement, et aucune décision politique ou technique négative de sureté (ASN) n'ayant été prise à son encontre, EDF propose évidemment de remplacer Fessenheim par ce réacteur.
Sans surprise, la négociation du 24 Janvier a donc porté sur le remplacement de Fessenheim par l'EPR.
Mais n'oublions pas que Fessenheim est d'abord un outil de production d'électricité en état de marche, jusqu'à la preuve du contraire.
L'Etat, demandeur de la fermeture d'un outil opérationnel, doit donc verser des indemnités pour compenser la perte de production, le reclassement du personnel licencié, dédommager les actionnaires, et financer le démarrage des travaux de démantèlement.
On parle d'une indemnité de 450 Millions d'euros auxquels viendront s'ajouter des compensations pour perte de production ultérieure
( Fonction de la durée de prolongation d'exploitation initialement accordée par l'ASN).
Selon l'accord signé, la mise à l'arrêt de la centrale ne pourra intervenir qu'après la mise en production de l'EPR, pas avant fin 2018.
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Cet épisode ne doit surtout pas être considéré comme l'amorce d'un retrait du nucléaire.
L'EPR de Flamanville est un prototype, son frère de Taishan 1 devrait démarrer en 2017, Taishan 2 quelques mois plus tard, en Chine, et 6 autres sont en négociation avec l'Inde.
Le programme de deux réacteurs EPR à Hinkley Point a été approuvé par Th. May, tout va bien merci.
EDF travaille sur le palier suivant, EPR NM ( Nouveau Modèle) pour 2030, avec des modifications pour réduire le coût de construction à 5 Mds, et intégrant le retour d'expérience des prototypes.
L'arrêt de l'électronucléaire n'est donc pas vraiment à l'ordre du jour chez  EDF, du moins actuellement.
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Il faut dire par ailleurs que, selon les coûts actuels, un parc éolien offshore fournissant la même puissance moyenne que Fessenheim coûterait plus de 20 Milliards, auxquels il faudrait ajouter les installations de stockage de compensation de l'intermittence.
[ 850 éoliennes de 6 MW avec un facteur de charge de 35%, au prix de 4 Millions d'euros le MW en offshore, raccordements compris.
Ref: IFP Energies Nouvelles/Panorama 2016/ Eolien offshore ].
Ce coût étant bien sûr à revoir à la hausse si la technologie flottante doit être utilisée.
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L'accord du 24 Janvier est donc un non-évènement, qui ne fait que reprendre des décisions datant du début du quinquennat.
Le sort futur de l'électronucléaire en général demeure une énigme que d'aucuns tentent de déchiffrer, mais sans plus de crédibilité que les horoscopes de notre amie Madame Irma.
Jusqu'à présent, les divers candidats à la présidence de la République n'ont pas été très bavards sur ce sujet.
On les comprend…
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26 janvier 2017 4 26 /01 /janvier /2017 19:08

 

26 Janvier 2017

Il paraît donc que nous utilisons abusivement notre voiture.
Oui, dans un pays qui dispose d'un réseau de transports collectifs que le monde entier nous envie, comment peut-on oser préférer se déplacer en voiture alors que nous tendent les bras les trains, les trams, les cars, voire même le métro, et que les allergiques aux transports en commun ont le choix entre le taxi, la marche à pied, la motocyclette, le vélo, lib ou personnel, l'Auto lib, éventuellement le tandem ou le Vélo-taxi ?  
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Juste une petite expérience:
La tranquille cité de Rambouillet n'est séparée de l'un peu moins tranquille agglomération d'Elancourt que par un modeste tronçon de N10 de 25 Km.
Le "remarquable" réseau francilien de transports en commun nous permet d'effectuer ce pittoresque voyage en seulement trois étapes:  
- Du domicile à la coquette gare de Rambouillet, en Bus.
- De cette gare à celle de Saint-Quentin en Yvelines, grâce à la SNCF.
- De la gare de St-Quentin à Elancourt, en Bus.
Sans compter le premier et le dernier bouts à pied.
Ce périple de 25 Km est effectué en 1h 30 si les correspondances s'enchaînent sans trop d'attente, ce qui n'est pas garanti évidemment.
(Il suffit d'interroger quelques usagers de ce tronçon SNCF pour être édifié).
Le même trajet en voiture porte à porte s'effectue en 40 minutes, à la remarquable moyenne de 37,5 Km/h.
Trois heures de transport par jour dans le premier cas, Une heure 20 dans le second, et en plus la voiture est disponible pour effectuer des déplacements dans la journée.
Car, eh oui, tout le monde ne passe pas ses huit heures le c… dans un fauteuil derrière un bureau. Il faut aller voir les clients, se rendre à des rendez-vous de travail, pouvoir faire quelques courses en revenant, etc…
Et comment oser reprocher à un père de famille de vouloir économiser 366 heures dans l'année, pour les consacrer à sa famille ?
Ce modeste exemple peut être multiplié par plusieurs centaines de milliers en Ile-de-France, et ailleurs.
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Quant au conseil de préférer la bicyclette ou la marche à pied pour ce genre de déplacement, la décence et les bonnes mœurs nous interdisent d'exprimer ici notre opinion.
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Ce point étant évoqué, voyons ce qu'il en est de cette histoire de pollution.
Depuis l'instauration des normes Euro, tous les citoyens un peu attentifs et responsables savent qu'il s'agit d'une mascarade, dont le peu de sérieux a fini par être mis au grand jour, grâce d'ailleurs à nos amis américains, qui ont agi en l'occurrence plus pour contrer la concurrence que par conscience écologique.
Mais seul le résultat compte, aujourd'hui le pot-aux-roses est découvert.
Nos gouvernements successifs étaient bien entendu déjà au courant de ce qu'il faut bien appeler une magouille, et cela depuis le début, et au niveau européen, notamment concernant le scandaleux cycle d'homologation NEDC, qui n'est qu'une farce.
Qu'aucun de ces "grands esprits" ne soit intervenu pour mettre fin au scandale, passe encore, nous avons l'habitude de ces dérobades qui se cachent derrière les "recommandations" de Bruxelles, dictées par les constructeurs eux-mêmes.
Mais qu'aujourd'hui ils viennent accuser les citoyens d'être responsables de la pollution, c'est intolérable.
Si les voitures, que les gouvernements ont laissé sciemment construire, polluent aujourd'hui d'une manière insupportable, alors il faut indemniser les citoyens victimes et non les punir.
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Mais ce n'est pas tout.
La magouille, bien que révélée et dûment pointée d'un doigt soi-disant sévère, n'en continue pas moins de plus belle.
Les voitures récentes, homologuées selon les normes en cours, arrivent tant bien que mal à s'approcher des limites lors du test NEDC, lequel est par ailleurs officiellement dénoncé comme hautement fantaisiste, mais toujours en service.
Lâchées dans la nature, ces voitures, surtout les grosses, émettent des polluants en quantités très largement supérieures aux limites officielles.
Et ce sont celles-là mêmes qui, seules, seront autorisées à circuler les jours de pollution excessive !
Nous touchons là le fond de l'absurdité administrative, le degré zéro de l'incompétence, le comble de la bureaucratie aveugle.
Les ménages aisés, qui peuvent rouler dans un 4x4 diesel de haut de gamme de forte cylindrée et polluant au-delà du raisonnable, sont autorisés à rouler et bénéficient en plus d'une réduction du taux de la taxe sur les carburants !!!
Alors que les moins bien lotis, qui ne peuvent rouler que dans une petite voiture d'occasion à essence peu émettrice de CO2 et de polluants, se verront interdire l'usage du véhicule au prétexte qu'il a plus de vingt ans, même s'il a passé le contrôle technique.
Difficile de faire plus contre productif.
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Selon les données du service des immatriculations, le parc automobile des ménages d'Ile-de -France comptait 5,6 Millions de véhicules en 2010.
Compte tenu des véhicules retirés de la circulation et non signalés en préfecture, et des variations annuelles, ont peut estimer le parc actuel à environ 5 Millions, parmi lesquels le nombre de véhicules particuliers immatriculés avant 1997 est estimé à environ 900 000.
Plus de 1 Million de citoyens ( certains ménages ont une voiture pour deux) sont donc exclus du "privilège" de rouler en voiture en IDF.
Il faut être ministre pour ignorer que la voiture est indispensable en région parisienne, et probablement aussi dans beaucoup d'autres régions.
Les familles touchées par le bannissement auront donc trois solutions:
Soit acheter un véhicule d'occasion plus récent, notablement plus récent, ce qui représente une dépense de 8 à 10 Milliards d'euros, avec le risque de se retrouver bannis dans trois ou quatre ans pour vétusté.
Soit quitter la région pour aller habiter la campagne, ce qui est un bannissement effectif intolérable, une discrimination par l'argent inacceptable, et un risque de perdre son ou ses emplois.
Soit, ce qui est plus probable, venir grossir la cohorte des damnés des transports en commun de la région parisienne et d'ailleurs, lesquels s'en trouveront un peu plus surchargés.
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La ministre glisse le problème sous le tapis en minimisant outrageusement le nombre de véhicules concernés, qu'elle "estime" à  moins de 10 000.
Peut-on être plus méprisant ?
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25 janvier 2017 3 25 /01 /janvier /2017 10:57

25 Janvier 2017
Ces derniers jours, six réacteurs nucléaires étaient encore maintenus à l'arrêt par l'ASN.
Le moment est donc favorable à une mise au point sur la capacité du mix électrique à répondre à la demande dans ces circonstances difficiles.
Le tableau ci-dessous présente la situation de la production électrique au 19 Janvier à 8h 45.
( C'est actuellement la tranche horaire critique, autant que la tranche de 19h. Elle correspond au démarrage des activités PMI/PME et tertiaire ).
 

RTE, La menace du délestage.

Quelques constatations concernant la puissance effective:
- Le nucléaire et les fossiles sont aux taquets, pas de réserve.
  L'arrêt de six réacteurs  entraîne un déficit de 7 GW.
  Les centrales au charbon sont en voie de disparition, et la fermeture des dernières centrales au fuel est programmée, leur utilisation quelques heures par mois n'est plus rentable.
- L'hydraulique est également au max, compte tenu de la production des centrales au fil de l'eau et d'éclusées, qui dépend du débit des cours d'eau du moment.
- Les STEP n'ont pas la capacité suffisante pour soutenir le pic de demande sur une longue durée.
- L'éolien et le solaire font ce qu'ils peuvent compte tenu des conditions météo du moment et de l'heure matinale.
- Il a donc fallu importer près de 5 GW pour satisfaire la demande.
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Dans la situation actuelle, il serait hors de question de supporter un pic de consommation de 102 GW comme en Février 2012.
Lorsque l'éolien et le solaire sont faibles, la production plafonne à 89 GW avec 6 réacteurs arrêtés.
Nous dépendons alors des importations pour échapper au blackout si la consommation dépasse ce seuil; la fermeture programmée des dernières centrales au fuel  aggravera le problème.
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Cependant la situation du 19 Janvier, bien que critique, a pu être gérée sans catastrophe et sans délestages.
D'aucuns pourraient dont en déduire que l'on peut sans problème réduire de 10% nos capacités électronucléaires, c'est-à-dire arrêter définitivement cinq ou six réacteurs.
Ce n'est pas aussi simple:
D'une part, le pic de consommation de 94 GW n'est pas exceptionnel et peut être dépassé dans certaines circonstances, notamment un hiver un peu plus rude car la puissance demandée augmente de 2,4 GW par degré de froid.
Et l'hiver n'est pas terminé.
Souvenons-nous du pic de 102 GW de Février 2012.
D'autre part, dans la situation du 19 Janvier courant, les réacteurs en service furent sollicité à 100%. Or en temps "normal" , et pour des raisons de maintenance ou de remplacement du combustible, une partie du parc est indisponible, de l'ordre de 5%, ce qui entraîne un déficit supplémentaire de puissance de l'ordre de 3 GW.
Par ailleurs, EDF a lancé un programme de fermeture des dernières centrales à charbon et à fuel. En partie pour réduire les émissions de CO2, et en partie parce qu'elles ne sont plus rentables. Il va donc en résulter un déficit de puissance de 6 GW supplémentaires.
La puissance disponible hors importations sera alors de 80 GW.
Les capacités d'échanges transfrontaliers étant limités à 8 GW , il serait alors impossible de satisfaire même une demande de 94 GW comme avant-hier.
Enfin, le déploiement des véhicules électriques et des pompes à chaleur va entraîner une augmentation de la demande électrique, qui ne peut que surcharger un peu plus le réseau.
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Oui, il faut sortir du nucléaire, mais pas à la hussarde, sauf à plonger le pays dans le chaos, ce que personne ne souhaite, du moins on peut l'espérer.
Mais, pour préparer le basculement vers les renouvelables intermittentes il faut mettre en place un certain nombre d'aménagements à l'échelon européen.
Rappelons-en les principales étapes:
- Réaliser l'intégration du grand réseau électrique Européen, pour la mutualisation des capacités de production.
- Augmenter les capacités d'échanges transfrontaliers très au-delà des valeurs actuelles, afin d'atteindre les débits nécessaires pour compenser l'intermittence des nouvelles énergies par des échanges d'un pays à un autre.
Par exemple, un déficit d'éolien en France peut être compensé par un excédent de solaire en Espagne, à condition que les "tuyaux" existent pour transporter l'énergie.
Aujourd'hui les échanges aux frontières françaises sont limités à quelques GW,  il en faudrait 20 ou trente à chaque frontière.
Chaque région de l'Europe aura sa spécialité, par exemple solaire en Espagne, hydraulique en Norvège, éolien sur les littoraux.
L'énergie électrique doit donc pouvoir circuler sans obstacle.
- Le solaire et l'éolien exigent des capacités de stockage très importantes pour compenser en partie l'intermittence.
Ces capacités n'existent pas aujourd'hui sur le territoire français.
Il faut ici rappeler que nos centrales de lacs ou d'éclusées, et nos centrales au fil de l'eau, ne sont pas des installations de stockage, mais des outils de production d'électricité  (60 TWh en moyenne annuelle).
Si on les détourne de leur fonction, il faudra trouver ailleurs les 60 TWh.
Notons qu'une centrale de lac peut être associée à une station de pompage, dans une certaine mesure.
Certaines sont en cours d'aménagement dans ce sens.
Nous ne possédons que 7 "vraies" stations de pompage, pour une puissance totale de 5 GW,  disponibles sur une durée très limitée.
Il faut donc que quelqu'un en Europe se dévoue pour prendre en charge ce problème de stockage, sans lequel il sera impossible de maîtriser les production éolienne et solaire.
On pense évidemment à la Suisse, mais aussi à la Norvège avec laquelle les échanges pourraient s'effectuer grâce à des liaisons sous-marines en courant continu.
D'autre part, de nombreuses stations de pompage-turbinage devront être construites en zones littorales à proximité des parcs éoliens offshore projetés.
Il n'en existe aucune aujourd'hui.
- Enfin, l'un des objectifs principaux restent la maîtrise de la demande électrique. Ceci est programmé et sera réalisé grâce à l'installation des compteurs intelligents (Smart grid).
Tout cela ne se réalise pas en quelques semaines, des grands travaux sont nécessaires, c'est-à-dire du temps et de l'argent.  
On peut estimer que plusieurs décennies seront nécessaires pour réaliser ces grands travaux d'aménagement du territoire.
Il est certain qu'une décision ferme sur une politique de retrait (Ou non) du nucléaire donnerait au Pays une vision claire de ce qu'il faut faire pour accompagner une transition énergétique enfin engagée.
Or aujourd'hui nous ne disposons que d'intentions absconces dont l'interprétation n'est pas plus aisée que pour les prophéties de Nostradamus:

 "La puissance du parc nucléaire ne dépassera pas
  sa valeur actuelle de 63,2 GW.
  La part du nucléaire dans le mix électrique
  sera réduite à 50% à l'horizon 2025".

Aucun exégète n'a encore été capable d'interpréter ce quatrain de manière à en tirer quelque information opérationnelle.
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Le battage actuel autour de la possible fermeture de Fessenheim ne préjuge en rien d'une éventuelle décision de retrait du nucléaire.
C'est une promesse de campagne, et comme telle "On" aimerait au moins faire semblant de la tenir avant la fin du quinquennat.
Pour des raisons un peu compliquées, trop longues à exposer ici, cette centrale doit être fermée, on le sait depuis longtemps.
EDF attend le démarrage de l'EPR de Flamanville pour acter la fermeture de Fessenheim et solder les contentieux qu'il y a autour.
Malheureusement (?)  Flamanville piétine et l'EPR ne pourra démarrer qu'en 2018, ce qui retarde d'autant la fermeture de Fessenheim.
Mais, au Château, on voudrait bien que la fermeture intervienne avant, question de respect d'une promesse de campagne.
La difficulté provient en fait du flou qui baigne l'industrie de l'électronucléaire.
L'Etat peut exiger la fermeture d'un site industriel, quel qu'il soit, lorsque ce site est déclaré dangereux par les instances d'expertise, en l'occurrence pour le nucléaire, l'ASN. Cette fermeture serait d'ailleurs automatique sans qu'il soit nécessaire de faire intervenir l'Etat.
Mais l'ASN n'a pas déclaré la centrale de Fessenheim dangereuse.
(L'ASN est  une autorité indépendante).
Dans ce cas, cette demande de fermeture doit être justifiée par d'autres arguments juridiquement recevables.
Mais lesquels ?
(De même, on n'imagine pas l'Etat exigeant la fermeture des usines de PSA au simple motif que ses voitures polluent !).
L'électronucléaire, dans son principe, n'ayant jamais fait l'objet d'une condamnation juridique pour dangerosité, et l'ASN n'ayant émis contre Fessenheim aucune charge particulière justifiant la fermeture, l'Etat ne peut donc pas exiger la fermeture de cette centrale sans, dans le même temps, exiger la fermeture des autres centrales.
L'affaire doit donc se régler à l'amiable autour d'un compromis.
EDF peut, pour diverses raisons, accepter de fermer Fessenheim, mais à condition de recevoir des indemnités correspondant à la perte de production, aux dédommagements des actionnaires, au reclassement du personnel, et au coût de la mise à l'arrêt , ce qui est tout à fait normal.
La réunion d'hier avait pour but de trouver un "arrangement" acceptable par les parties.
EDF s'engage à fermer Fessenheim, L'Etat s'engage à verser 450 millions d'euros d'ici 2021 à titre de dédommagement, ainsi qu'une part variable fonction du manque à gagner d'ici 2041 (?).
Il est fort probable que la date de fermeture annoncée sera alignée sur la date de mise en service de l'EPR de Flamanville, laquelle est incertaine comme l'on sait (On parle de 2018).
Etant bien entendu que cet épisode ne doit en aucune façon être considéré comme le début d'une politique de retrait du nucléaire.
Il s'agit donc d'une fermeture Politique.
Peut-être également d'un message subliminal à destination des opposants au nucléaire.
Sortir du nucléaire, oui, mais cela coûtera un demi Milliard par site, sans compter les coûts du démantèlement.
A bon entendeurs….
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Aujourd'hui nous avons du courant et le délestage n'est qu'une menace.
Mais si l'imbroglio nucléaire ne trouve pas une solution ferme, quelle qu'elle soit, le délestage pourrait devenir une réalité.
_________________

 

 

 

 

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17 janvier 2017 2 17 /01 /janvier /2017 16:36

Les voitures comme stockage de masse de l'électricité.

17 Janvier 2017
Nos voitures roulent très peu.
En moyenne, nous parcourons 12 000 Km par an, à la vitesse de 30 Km/h, et nous passons donc 400 heures par an en voiture.
On peut donc, sans exagérer, considérer qu'une voiture est statistiquement une installation à poste fixe, ses périodes de mobilité ne représentant que 4,5 % du temps.
Le poste fixe pouvant être un garage particulier ou un parking, pas forcément toujours le même.
La mutation vers la motorisation électrique semble devoir se réaliser, et on peut donc raisonnablement lui prédire une part de marché de l'ordre de 30% dans la version à batterie, à l'horizon 2030, soit 10 millions de VE.
En restant dans le réalisme, ces véhicules seront équipés de batteries dont la capacité moyenne pourrait être autour de 60 KWh.
( 30 KWh aujourd'hui, 60 KWh en 2018 , 150 KWh objectif 2020_2025).
Ce parc constituera alors une réserve potentielle d'énergie électrique de 600 GWh , dont une grande partie pourrait être accessible en temps partagé, pour peu que les véhicules soient connectés au réseau lorsqu'ils sont à l'arrêt.
_______________

Il serait évidemment hautement absurde de laisser cet énorme potentiel de stockage énergétique dormir dans un garage ou sur un parking, alors que par ailleurs on manque cruellement de capacités de stockage pour compenser l'intermittence des renouvelables.
Une "réserve" de 600 GWh représente par exemple une puissance potentielle de 60 GW pendant 10 heures, soit l'équivalent du parc nucléaire actuel pendant 10 heures.
De quoi fournir un sérieux coup de main lors d'une période de déficit de production ou de pic de consommation.
Bien sûr il ne s'agit pas de vider toutes les batteries et de mettre le pays en panne de transport pour éviter une panne de courant !
Mais, même si l'on n'utilise que le dixième de cette énergie, soit 60 GWh, on peut fournir au réseau un appoint de 20 GW pendant 3 heures, ou 10 GW pendant 6 heures, ce qui permet de passer un pic de demande.
Les batteries qui ont été sollicitées seraient bien sûr ensuite automatiquement rechargées une fois passé le pic de consommation.
C'est l'équivalent du pompage-turbinage, mais sans turbine, sans pompe, et sans le double réservoir !  
Avec l'avantage d'une énorme puissance disponible.

Difficile de faire moins cher…   

Rappelons que la France dispose de 7 stations de pompage-turbinage, dont la puissance cumulée atteint 5 GW, ce qui limite la capacité d'intervention sur le réseau.
Les batteries de VE connectés peuvent donc faire beaucoup mieux.
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La mise en œuvre de ce service ne sera évidemment pas une sinécure.
Cette application, ainsi que quelques autres du même genre, ne peut être envisagée qu'à la condition de réaliser un grand réseau de communication interactif entre tous les points de soutirage et/ou d'injection d'électricité.
Il s'agit du "Smart Grid", qui fait l'objet de nombreuses études et démonstrateurs depuis deux décennies, et dont le premier maillon indispensable est le compteur communicant Linky.
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Au-delà de l'intérêt immédiat de l'efficacité énergétique, le véhicule électrique sera une opportunité pour constituer une solution de stockage d'électricité contribuant significativement à la compensation de l'intermittence des énergies éolienne et solaire.
Un intérêt complémentaire sera apporté par l'utilisation des batteries  réformées pour constituer des stockages fixes convenant aux installations domestiques.
En effet, les batteries de VE subissent un vieillissement qui se traduit par une diminution de leur capacité énergétique et de la puissance max qu'elles peuvent fournir.
Elles demeurent cependant utilisables en stockage à poste fixe, éventuellement chez le particulier, mais pas seulement, ce qui constitue un second marché pour lequel ces baisses de performances sont sans inconvénient.
Ce stockage fixe viendra évidemment renforcer la capacité d'intervention sur le réseau en cas de déficit de production des renouvelables.
Ces installations pourront être par ailleurs complétées par une production locale d'électricité à base de panneaux solaires, de petites éoliennes  communautaires, ou d'une chaudière à cogénération à granulés.
Le consommateur devient ainsi producteur associé, participant activement au soutien du réseau en étant tantôt consommateur, tantôt producteur.
Rappelons au passage que le compteur Linky est prévu pour cette application, car il enregistre les index de production et de consommation, il fonctionne dans les deux sens.
Décidément, il va devenir de plus en plus difficile de trouver des arguments crédibles contre ce nouveau compteur…
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16 janvier 2017 1 16 /01 /janvier /2017 11:29

16 Janvier 2O17
Pendant que les regards sont tournés vers l'éolien offshore, prestigieux mais qui se fait attendre, l'éolien terrestre poursuit son développement à un bon rythme et devient un acteur de la production électrique avec lequel il va falloir désormais compter.
Fin 2016, la puissance installée raccordée au réseau atteignait 11,15 GW, pour une production annuelle de 22,9 TWh représentant 4,2% de la production nette d'électricité.
Le facteur de charge annuel moyen de 23,4% se situe dans la moyenne européenne pour cette technologie.
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Cette part de 4,2% de la production est encore modeste, mais elle suffit pour déjà devoir gérer les problèmes liés à son intermittence.
Le graphique suivant montre, pour 2015,  les variations mensuelles de cette production, ainsi que les valeurs atteintes par la puissance max.

L'Eolien déjà maître du jeu ?

Ces valeurs ne sont pas reproductibles d'une année sur l'autre. Inutile de rappeler que les conditions climatiques sont essentiellement variables.
Ce graphique, qui représente des moyennes, cache en fait des variations de puissance journalières et même horaires, dont l'ampleur rendrait toute gestion impossible sans l'existence d'un solide service de prévisions des conditions météo pour chacun des sites de production raccordé au réseau.
Le graphique suivant montre un exemple des courbes prévisionnelles de production réalisées en collaboration avec Météo France, et réactualisées aussi près que possible du temps réel.
 

L'Eolien déjà maître du jeu ?

Ces courbes sont bien sûr différentes chaque jour.
On constate ainsi qu'au cours d'une même journée il peut y avoir des fluctuations de production qui peuvent atteindre 50 à 60% de la puissance installée, ce qui est considérable.
Pour une journée donnée, le profil de la courbe et la valeur approximative des écarts ne peuvent être connus qu'avec seulement quelques heures d'avance.
Et de plus, l'écart constaté entre la prévision réactualisée et la production réelle peut atteindre 10 à 20%, car les prévisions ne sont jamais parfaites.
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Tant que la part d'électricité éolienne ne dépasse pas quelques pourcents de la production électrique totale, ces fluctuations sont gérables grâce à l'appoint de l'Hydroélectrique, du pompage, et au soutien des centrales CCCG ( Centrales à Cycles Combinés à Gaz) dont la production peut être mobilisée rapidement.
Mais la production éolienne er solaire va continuer d'augmenter à un rythme soutenu, et même accru lorsque les installations offshore du programme atlantique entreront en production.
Au-delà d'un certain seuil, les mécanismes actuels de compensation de l'intermittence seront insuffisants pour corriger un éventuel déficit de production.
Il faudra alors prendre des mesures.
Différentes solutions seront mises en oeuvre:
- Des solutions de stockage de masse de l'électricité.
  ( Stations de pompage/turbinage, Electrolyse et stockage de l'Hydrogène, et plus tard stockage dans les batteries de voitures électriques dans le cadre du concept smart grid).
- Des solutions de production d'appoint mobilisables rapidement.
  (Centrales à Gaz)
- Des importations d'électricité.
- Des solution de contrôle de la demande.
  ( Baisse de la tension, effacements contractuels )
- Des solutions d'adaptation de la demande à l'offre.
  ( Smart Grid)
- Des délestages contractuels ( dits "Solutions graduelles exceptionnelles anticipées").
- Des délestages non contractuels tournants.
Il est probable que toutes ces solutions seront mises en œuvre au moment opportun. Certaines peuvent être appelées rapidement, d'autres nécessitent des investissement et des délais importants.
Il est clair que le développement de l'éolien et du solaire sera le moteur de l'Industrie de l'énergie du futur.
On entrevoit déjà aujourd'hui l'inadaptation des structures actuelles de production, de distribution, et d'usages aux nouvelles exigences de la transition énergétique.  
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14 janvier 2017 6 14 /01 /janvier /2017 10:33

La mort annoncée du moteur thermique ?

14 Janvier 2017

En œuvrant sournoisement dans le trucage des moteurs diesel, un constructeur allemand a terni la réputation, jusqu’alors sans tache, de toute l’industrie d’outre-Rhin.
Sans doute désireux d’effacer l’affront, le Conseil Fédéral Allemand a décidé de frapper un grand coup. Il a pour cela voté une résolution par laquelle les moteurs essence et diesel seront bannis d’ici 2030.
Les bidouilleurs de logiciel n’ont pas brusquement changé de religion; ce sont les écologistes qui, voyant la bête blessée, profitent de la situation pour tenter de l’achever.
Certes, les fleurets sont mouchetés. La résolution du Bundesrat n’a pas force de loi, et la date de l’exécution est fixée à 2030, ce qui laisse le temps de réfléchir calmement.
Il faut donc plutôt voir, dans cette proclamation un tantinet excessive, une injonction à « faire quelques chose » pour contrebalancer l’effet désastreux des évènements que l’on sait sur la réputation des constructeurs mis en cause.
Cet épisode est l’occasion de tenter de faire un point sur l’avenir automobile.
La dernière décennie a été riche en innovations: Biocarburants de seconde et troisième génération, propulsion hybride, pile à combustible, moteur à Hydrogène, super condensateur, etc.
Le moment est peut-être venu de se demander ce que nous allons faire de toutes ces technologies qui nous sont servies en vrac et sans mode d’emploi.
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Le moteur thermique et le moteur électrique se tirent la bourre depuis 120 ans.
Dès l’invention de la batterie au Plomb par Planté, le moteur électrique est apparu comme la solution la plus rationnelle pour mouvoir les véhicules de l’époque.
L’idée était bonne puisque, cent vingt ans plus tard, elle n’a rien perdu de sa rationalité et l’on y revient contre vents et marées.
Au début du siècle dernier ces voitures ont eu un certain succès dans la bourgeoisie, la faible longueur des déplacements s’accommodant de l’autonomie retreinte. Il s’agissait  surtout de promenades au bois, ou d’aller à l’Opéra.
Les routes d’alors ne permettaient pas de toutes façons d’envisager un déplacement hors de la cité.
Et puis est arrivé le moteur à pétrole qui, avec les progrès des suspensions et des routes, et surtout des pneumatiques, a ouvert les grands espaces à l’automobile.
Le moteur électrique n’a pas pu suivre, faute de pouvoir mettre l’électricité en bidon.
La voiture électrique a cependant survécu grâce à l’existence d’un petit marché s’accommodant d’une autonomie réduite.
Différentes tentatives de concurrencer la voiture à pétrole sur le marché de masse ont échoué, toujours sur le même problème: le manque d’autonomie.
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Le problème est double:
- D’une part il faut trouver une technologie de batteries capable d’offrir une capacité énergétique spécifique très supérieure à celle des classiques batteries au Plomb, afin de pouvoir embarquer une réserve énergétique suffisante, tout en limitant son poids pour éviter de transformer la voiture en char d’assaut.
- D’autre part créer un réseau de rechargement offrant des possibilités comparables à celles du réseau de distribution de carburants liquides existant.
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Essayons d’être plus précis:
Pour ce qui concerne la capacité énergétique à emporter, les données sont simples: un véhicule moderne de gamme moyenne a besoin d’une énergie « à la roue » d’environ 15 KWh/100 Km pour offrir des performances classiques qui sont celles des voitures actuelles de milieu de gamme.
Avec les moteurs thermiques actuels, l’usage a conduit à adopter une autonomie de 700 à 1000 Km, obtenue facilement avec un réservoir en tôle de 60 à 70 litres.
Une autonomie supérieure s’obtiendrait aisément en augmentant la capacité du réservoir, mais le besoin ne s’en est pas manifesté jusqu’à présent, car le réseau de stations service s’est développé au-delà même du nécessaire.
(Malgré une forte diminution, il subsiste encore environ 11 000 stations de distribution de carburants, avec plus de 40 000 postes de ravitaillement).
Considérons l’autonomie de 700 Km comme un valeur moyenne de base.
Si le véhicule est équipé d’un moteur à essence, il devra emporter 55 L de carburant.
( 1 L de carburant correspond à une énergie de 10 KWh environ. Le rendement global effectif du réservoir à la roue est de 20% avec un moteur thermique. Il faut donc 15 KWh x 5 = 75 KWh aux cents Km, soit 7,5 L/100).

S’il est équipé d’un moteur électrique, il lui faudra une batterie d’une capacité de150 KWh, dont 130 utilisables.
(Rendement global moyen de 80%, réserve de 10%. Une batterie ne doit jamais être complètement déchargée).
Aujourd’hui, la meilleure technologie permet d’associer une batterie optimisée pour offrir la meilleure capacité énergétique spécifique, avec une super capacité offrant les meilleurs possibilités de puissance max.
On pourrait ainsi obtenir une capacité de 150 KWh pour un poids inférieur à 400 Kg.
C’est du moins les chiffres qui sont annoncés par la profession, comme objectif « raisonnable » à l’horizon 2020.
Le principal obstacle est le coût, qui doit rester compatible avec le secteur de marché visé.
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Qu’en est-il aujourd’hui ?
Aujourd’hui le standard est à 30 KWh, les 60 KWh sont annoncés pour 2017/2018, l’objectif des 150 KWh paraît donc atteignable pour 2020.
Le problème de l’autonomie pourrait donc être résolu, mais sous deux conditions:
- Que le prix soit maîtrisable, ce qui n’est pas aujourd’hui une certitude. Sinon les 150 KWh pourraient être réservés au haut de gamme, et le marché de masse serait compromis.
- Que les produits utilisés soient disponibles dans les quantités nécessaires, ce qui n’est pas non plus acquis, compte tenu de la très forte demande prévue dans tous les domaines du stockage de l’énergie.
(Pour la technologie actuelle au Lithium).
- Et bien entendu que les « stations service » électriques existent.
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Le second problème, le réseau de recharge des batteries, est plus complexe car il nécessite une approche multiple:
- La quantité d’énergie électrique nécessaire.
   Pour un kilométrage annuel moyen de 12 000 Km (données actuelles) et une consommation de 20 KWh/100 Km, chaque véhicule électrique consommera annuellement 2,4 MWh.
35 Millions de VE consommeraient donc 84 TWh, correspondant à une production de 105 TWh en tenant compte des divers rendements de transformation et des pertes en lignes.
Ceci représente la production de huit réacteurs EPR.
Cette accroissement de 22% de la production électrique nationale n’a jamais été prise en compte dans les programmes de transition énergétiques.
Il faudra pourtant bien trouver cette électricité quelque part…
Sachant qu’elle devra évidemment être d’origine renouvelable.
Par exemple, il faudrait 8 000 éoliennes offshore de 5MW pour obtenir cette énergie…

- La puissance électrique nécessaire.
  Pour rester gérable, la charge des batteries doit pouvoir s’effectuer en un temps plus ou moins comparable à celui des modèles à essence.
Le plein à 80% d’une voiture thermique est effectué en sept minutes environ, pour une autonomie de 700 Km.
Pour obtenir l’équivalence, le plein à 80% d’une batterie de 150 KWh devrait pouvoir s’effectuer également en sept minutes.
Ce qui nécessite une puissance 1 150 KW.
Une telle puissance (1,15 Mégawatts !) est un défi au bon sens.
Aujourd’hui les bornes de charges « classiques »,dites rapides, peuvent fournir 50 KW, le plein de notre batterie de 150 KWh s’effectuera donc en 3 heures, contre 7 minutes pour une voiture « normale » !
On voit donc qu’il ne sert à rien de doter une voiture d’une forte autonomie, si par ailleurs on ne lui offre pas un réseau de charge qui lui évite de passer une demi-journée pour « faire le plein ».

Ce problème n’a pas échappé à certains constructeurs, qui ont compris que leurs voitures seraient invendables sans un réseau de charge « à la hauteur ». L’équipementier américain ChargePoint a annoncé un système de bornes à 400 KW, et un consortium Allemand et américain annonce pour le marché européen un réseau à 350 KW.
Le programme français de réseau de charge à 50 KW est donc complètement dépassé avant même d’être opérationnel…
(Pourtant une simple calculette, comme ci-dessus, leur aurait donné la solution).

Dans l’hypothèse où des bornes de 300 KW seraient généralisées, la charge à 80% d’une batterie de 150 KW pourrait s’effectuer en une demi-heure, soit 4,3 fois plus qu’avec un véhicule thermique.

- Le nombre de postes de charge.
  Il y a aujourd’hui 11 000 stations service carburants, pour environ 44000 postes.
En supposant un réseau de bornes de 300 KW, il faudrait donc 4,3 fois plus de bornes pour obtenir le même service, soit 190 000 bornes.
En périodes de pointe, tous les postes sont susceptibles d’être utilisés, ce qui donnerait  une puissance soutirée de plus de 57 GW.
Ce qui nécessiterait un quasi doublement de la puissance du parc électrique français !
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L’électrification totale du parc de véhicules particuliers pose donc d’énormes problèmes si l’on désire retrouver le même niveau de service qu’avec les véhicules à pétrole.
- Il faudrait augmenter de plus de 20% la quantité d’énergie électrique produite annuellement, et la puissance installée de 50%, ce qui est le contraire de ce qui est prévu dans la stratégie de transition énergétique.
- Il faudrait abandonner le concept de bornes de recharge de 50 KW et le remplacer par un réseau de près de 200 000 bornes de 300 KW, ce qui n’est absolument pas dans les projets de l’Etat français, même dans un avenir lointain.
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Il apparaît donc que l’électrification totale du parc de voitures, avec stockage d’énergie par batterie, est une utopie.
Le système à batterie a donc ses limites, qui commencent d’ailleurs à apparaître avec les tentatives de mise en place d’un réseau de rechargement avec les bornes de 50 KW.
D’autant plus que lorsque toutes les voitures particulières seront électrifiées, il restera les camions et les engins de chantiers, pour lesquels aucune solution n’est prévue.
Assez curieusement, le problème des camions a été glissé sous le tapis.
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Les obstacles qui s’opposent à la généralisation du véhicule à batterie peuvent être outrepassés en utilisant d’autres technologies, comme la pile à combustible et les biocarburants.
Et c’est là que l’on retrouve le moteur thermique.
Les biocarburants de deuxième génération commencent à exister. Ceux de troisième génération suivront dans la foulée, et remplaceront les carburants pétroliers, en particulier sur les véhicules de transport qui utilise actuellement le diesel pétrolier.
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La motorisation électriques à batterie seule ne pourra jamais remplacer la totalité des motorisations thermiques.
Elle pourra tout au plus prendre une part de marché de 30 à 40% des voitures particulières.
Pour les utilisations routières, il faudra faire appel à d’autres solutions.
Aujourd’hui ces solutions sont la motorisation hybride et/ou la pile à Hydrogène ( ou pile à combustible).
La motorisation hybride repose sur une double motorisation dans laquelle le moteur thermique joue un rôle essentiel puisqu’il assure les longs parcours. C’est la solution privilégiée aujourd’hui par les usagers.
Le bannissement du moteur thermique entraînerait automatiquement le bannissement de la motorisation hybride. Absurde.
Il resterait donc la pile à Hydrogène.
Mais avec deux gros problèmes:
- Il faut fabriquer l’Hydrogène propre, ce qui ne peut être fait que par électrolyse de l’eau grâce à l’énergie électrique renouvelable.
Ce qui n’est pas fait aujourd’hui.
- Il faut créer un réseau de distribution de cet Hydrogène, qui reste entièrement à construire.
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La résolution du Bundesrat est un coup de com qui reçoit un bel accueil médiatique.
Il reste maintenant à expliquer comment mettre tout cela en pratique.
Souvenons-nous de la décision « héroïque » de sortir du nucléaire, dont le premier résultat fut d’augmenter la production des centrales à charbon…
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9 janvier 2017 1 09 /01 /janvier /2017 17:42

Filtrage des CPL du Linky, suite.

9 Janvier 2017
Le nouveau compteur Linky dialogue avec le concentrateur grâce à une liaison CPL qui travaille dans la bande CENELEC A réservée aux distributeurs d’énergie électrique.
La portion de bande A utilisée s’étend de 35,9 KHz à 90,6 KHz pour la version G3 qui utilise une modulation bande large à porteuses multiples et un codage OFDM. Il existe aussi une première version G1 qui équipe les premiers compteurs Linky, et qui utilise une commutation de deux porteuses à 63,3 et 74 KHZ.
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Un tronçon du réseau ENEDIS, issu du transformateur BT, dessert de 10 à 100 abonnés, voire plus, et fonctionne en réseau parallèle.
Il en est évidemment de même pour les signaux CPL qui circulent sur ce réseau.
Tous les abonnés branchés sur un même tronçon reçoivent donc tous les signaux CPL circulant sur ce bout de réseau, plus ou moins atténués selon les distances et les aléas de la transmission.
Le compteur Linky examine tous ces signaux, et sélectionne ceux qui l’intéresse, c’est ainsi que cela se passe sur un réseau parallèle.
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Le compteur Linky ne comporte aucun filtre pour arrêter les signaux CPL et les empêcher d’entrer dans les logements.
Mais l’inverse est également vrai:
Les réseaux CPL domestiques ne comportent eux-mêmes aucun filtre pour empêcher les signaux CPL du particulier d’aller « polluer » le réseau EDF et, à travers lui, tout le voisinage.
C’est une situation scabreuse susceptible d’entraîner des problèmes d’incompatibilité et des troubles de fonctionnement d’autant plus que, sur ce réseau devenu public par l’intermédiaire du compteur, on trouve à peu près n’importe quoi en terme de bandes de fréquences, de normes de transmission, de types de modulation et de codage, de procédés de gestion des priorités, de définition des adresses, des procédures d’ackowledge, etc.
Les CPL du compteur Linky ne sont qu’une nouvelle application parmi beaucoup d’autres, peut-être un peu plus légitime que les autres.
En effet, on peut difficilement reprocher à ENEDIS de faire circuler des CPL sur son propre réseau, alors que n’importe qui se permet d’utiliser ce même réseau pour faire n’importe quoi, y compris transmettre internet ou la Télévision !!
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Certains usagers, ayant constaté des troubles de fonctionnement de leur installation domotique, suite à la pose du compteur Linky, ont associé ces problèmes aux CPL du nouveau compteur.
D’autres, ayant entendu parlé des CPL « espions », souhaitent s’en protéger en les bloquant dès l’entrée du domicile.
Il existe ainsi une demande pour un filtre bloquant les signaux CPL
dans la bande CENELEC A.
Il ne nous appartient pas de porter un jugement sur la pertinence de cette demande, ni sur son caractère licite ou pas en regard de la législation.
L’usager qui installera un filtre entre le Baco et son installation prendra à son compte les éventuels problèmes résultants de cette initiative.
Nous nous proposons seulement de rappeler quelques règles simples qui doivent être respectées sous peine de se mettre en contravention avec les bonnes mœurs qui ont cours dans le monde de l’électrotechnique.
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- Un dispositif électrique, passif ou actif, quel qu’il soit, placé dans une installation domestique, doit être homologué en conformité avec les normes en vigueur, dans le cadre de la réglementation NF C 15-100.
Il doit notamment satisfaire les conditions d’essais de compatibilité  électromagnétiques, et les normes de protection des biens et des personnes (Incendie, électrisation, tenue aux surtensions, aux surcharges, aux températures extrêmes, isolation, etc.).
- Si le filtre CPL est placé en tête de réseau, il doit être dimensionné pour fonctionner en nominal au courant maximum correspondant à ce raccordement, avec une marge de sécurité.
Le CBE /Compteur Bleu Electronique, est dimensionné pour fournir un courant max de 90A correspondant à un abonnement de 18 KVA. Le filtre doit donc logiquement être également dimensionné pour 90 A.
Le compteur Linky est dimensionné pour  100 A .
Les performances de filtrage doivent être maintenues jusqu’au courant max.
- Le filtre ne doit pas être lui-même source de rayonnement, ce qui suppose un blindage avec une mise à la terre efficace.
Il ne doit pas générer de surtensions lors de coupures brusques générant un très fort di/dt en raison de la présence des bobines de filtrage de forte inductance.
Sa courbe de réponse doit être spécifiée avec les impédances de charge et de source.
- Il doit ne doit causer aucune perturbation aux applications CPL domestiques hautes fréquences, jusqu’à 500 Mbps.
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L’information suivante est donnée à titre indicatif:
La Société SPICA propose un filtre CPL pour la bande A du CENELEC.
Ce filtre est prévu pour être utilisé dans les installations de type photovoltaïques ou éoliennes. Il n’est pas expressément spécifié pour l’usage domestique derrière un compteur EDF.
Le modèle STRIKE 63 Ampères/ 40 db est un objet encombrant d’un poids de 3 Kg, dont le prix unitaire indicatif est de 370 euro TTC.
Nous n’avons aucune information concernant son homologation en France dans la fonction filtrage CPL en sortie de compteur Linky .
____________________

La position du service client Pros de ENEDIS est la suivante:
Si une anomalie quelconque de fonctionnement est constatée, soit par ENEDIS, soit par l’abonné, sur la partie puissance ou sur la partie signalisation, ENEDIS envoie un technicien pour analyser le problème. S’il s’avère que la cause se situe au niveau de la partie privative, après le disjoncteur EDF, un procès verbal est établi et l’abonné doit y apporter remède. Si la cause se situe dans la zone de responsabilité ENEDIS , c’est-à-dire avant le point de raccordement à la partie privative, c’est évidemment ENEDIS qui s’en charge ».
C’est donc clairement à l’abonné de s’assurer qu’en ajoutant un filtre, son installation privative ne pourra causer aucun trouble de fonctionnement dans l’installation de raccordement, de comptage, et de protection, qui relève du secteur ENEDIS.
Ceci inclut évidemment le fonctionnement de la liaison CPL entre le compteur Linky et le concentrateur.
On peut penser notamment à une atténuation parasite de la puissance des signaux CPL émis par le Linky sur le réseau, qui serait causée par une impédance d’entrée de filtre inappropriée dans la bande de fréquence concernée, et qui perturberait la signalisation du compteur.
L’introduction d’un filtre CPL bande A dans une installation domestique n’est donc pas une opération anodine.
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