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4 mars 2015 3 04 /03 /mars /2015 19:12

4 Mars 2015

La transition énergétique est le fil rouge de l’actuel quinquennat.

Comme dans une « Via ferrata », c’est la main courante qui doit servir de guide et de tuteur à tout programme énergétique concret. ( Nous ne parlons pas des programmes énergétiques électoraux qui ont pour seul but la séduction des gogos).

Notre « Via ferrata », c’est cette fameuse « Loi sur la transition énergétique pour une croissance verte » sans laquelle rien de sérieux ne peut être entrepris.

Un projet de Loi a été adopté en première lecture par l’Assemblée Nationale le 14 Octobre 2014. Le texte a été transmis au Sénat qui l’a adopté le 3 Mars 2015 après certaines modifications.

Concernant la politique nucléaire, ces modifications portent sur deux points:

- Suppression de la date butoir de 2025 pour la réduction à 50% de la part du Nucléaire dans le mix électrique. L’échéance est reportée « à terme » c’est-à-dire sine-die.

- Augmentation de la puissance max du parc nucléaire, la limite passe de 63,2 GW à 64,85 GW.

Le premier amendement tient compte de l’impossibilité d’arrêter vingt réacteurs d’ici 2025, sans s’être au préalable assuré des moyens de production de remplacement.

Le second amendement doit permettre la mise en service de l’EPR de Flamanville en 2017 (1650 MW) sans avoir à arrêter dans le même temps deux réacteurs du parc actuel.

Ces amendements doivent être examinés en CMP ( Commission Mixte Paritaire) dont la première réunion est prévue le 10 Mars. En cas de désaccord l’Assemblée Nationale aura le dernier mot.

Ces amendements proposés par le Sénat mettent le doigt sur le cœur du problème, qui est la politique nucléaire, pierre angulaire de la politique énergétique. Un compromis crédible devra être trouvé avant l’ouverture de la 21è Conférence sur le climat, prévue à Paris en Décembre 2015, la France étant le pays organisateur. 195 pays participeront.

Chaque pays devra présenter son programme national de préservation du climat, la France ayant la volonté d’être exemplaire et donc de montrer une cohérence sans faille dans sa propre stratégie.

La réduction des émissions de CO2 est le facteur clé dans la lutte contre le réchauffement. Une réduction de la production électronucléaire actée avant de disposer d’une production de remplacement à partir d’énergies renouvelables rendrait obligatoire le recours à une production de relève basée sur les énergies fossiles, fortement génératrices de CO2.

Programme tout à fait inacceptable dans le cadre d’une conférence dont l’objectif est précisément de réduire les émissions de CO2! On ne voit pas très bien comment le Président pourrait convaincre ses pairs que la meilleure façon de réduire les émissions de CO2 est de remplacer des centrales nucléaires par des centrales thermiques !!!

Même la meilleure et la plus sexy des actrices à la mode ne pourrait pas faire avaler une telle couleuvre à un auditoire, fut-il affaibli par un bon déjeuner.

L’électronucléaire constitue donc une patate chaude qu’il sera bien difficile de neutraliser.

Le conserver, c’est accepter le risque d’un accident nucléaire aux conséquences incalculables.

En sortir à court terme, c’est s’obliger à recourir aux énergies fossiles en attendant que les énergies renouvelables soient prêtes à assurer la relève.

Le chemin vers un compromis acceptable sera semé d’embûches tant sont rigides les positions des deux camps. Et de plus ce compromis devra rester cohérent avec les positions officielles défendues par le Gouvernement à la 21è conférence sur le climat.

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13 février 2015 5 13 /02 /février /2015 11:48

13 Février 2015

Les objectifs du Grenelle de l’environnement comportent des engagements sur le développement des énergies renouvelables. Sans être impérieux et contraignants, ces engagements impliquent la mise en œuvre effective d’un programme industriel dont les résultats seront en accord avec les objectifs convenus.

Il s’agit en fait d’initier un mouvement vers une transition énergétique visant à réduire, voire supprimer à longue échéance, la part des énergies fossiles dans le mix énergétique.

Les engagements du Grenelle ont entre autres pour objectif la réduction des émissions de CO2. La production électronucléaire étant exempte de CO2, la France se trouve en position favorable sans avoir à investir lourdement dans les nouvelles énergies.

Aujourd’hui, grâce au nucléaire, à l’hydraulique, et à un peu d’éolien terrestre et de solaire, le mix énergétique français comprend environ 25% de décarboné pour la consommation finale. Il s’ensuit un retard certain dans les domaines de la production issue des énergies nouvelles.

Cette situation n’est pas tenable à long terme. D’une part parce que 25% ne sont pas suffisants, il faut viser très au-delà de 50%, et d’autre part parce que l’électronucléaire est menacé dans son principe et sa part de production doit être réduite, ce à quoi s’est engagé le Gouvernement.

Nous avons vu dans l’article précédent que l’arrêt des seuls vingt réacteurs les plus anciens entraînerait un déficit immédiat de production électrique de 120 TWh. Le temps est donc venu d’investir lourdement dans les énergies nouvelles, non plus pour des études de procédés innovants, mais bien pour des réalisations industrielles qui soient autre chose que des démonstrateurs.

Le premier effort significatif a été décidé sur l’éolien offshore, pour plusieurs raisons:

La France possède l’un des potentiels offshore parmi les plus importants d’Europe, tant en ce qui concerne les éoliennes posées que flottantes.

Les industriels français ( ALSTOM et AREVA) possèdent déjà une compétence dans le domaine des machines posées de forte puissance et une activité industrielle à l’export.

L’objectif fixé par le Gouvernement est d’atteindre une puissance installée nominale de 6 000 MW à l’horizon 2020, pour une production annuelle de 18 TWh environ avec un facteur de charge de 35%. Il s’agit bien sûr d’une première étape, mais d’une ampleur significative.

Une première partie de l’objectif porte sur 3000 MW, qui ont été attribués sur deux appels d’offres. Techniquement il s’agit d’éoliennes posées, d’une puissance de 5 à 8 MW selon les offres retenues. L’ensemble comprendra environ 1000 machines réparties en six parcs sur la côte atlantique.

La mise en service de ces installations est espérée pour 2018-2020 sous réserve du bon déroulement des travaux associés d’enfouissement des câbles, d’atterrage et de raccordement au réseau.

Un troisième appel d’offres est envisagé en 2015 pour tâcher de s’approcher de l’objectif de 6 000 MW. Cet ensemble de 6000 MW, qui pourrait être opérationnel à l’horizon 2025, produira annuellement 18 TWh, équivalent à trois réacteurs de 900 MW.

Or, pour compenser l’arrêt de seulement vingt réacteurs de ce type, ce n’est pas 18 TWh qu’il faut produire, mais bien 120 TWh, soit près de sept fois plus !

Et il resterait encore 38 réacteurs en fonctionnement…

La construction d’un parc éolien doit s’accompagner de la mise en œuvre des moyens de compensation de l’intermittence de la production car, même au large des côtes, le vent n’est pas régulier. La plage de vent exploitable s’étend de 10 km/h à 90 km/h environ, la puissance variant comme de cube de la vitesse.

Le régulateur du réseau de distribution doit donc connaître les prévisions de production afin de déclencher au moment opportun les moyens de substitution ou de stockage. Ces prévisions s’expriment en probabilité d’avoir, pour un parc donné, tel niveau de production à telle échéance, au quart d’heure près. Ceci nécessite de disposer d’un maillage météorologique dense et précis à quelques centaines de mètres près, sous peine d’avoir à gérer des « black out » à répétition.

Les moyens de substitution doivent être capables de démarrer rapidement, de fournir des puissances très élevées, et d’assurer leur service sur des durées qui peuvent être très longues, fonction des conditions météo saisonnières.

On utilise à cet effet des centrales thermiques, si possible CCG ( Cycles Combinés à Gaz). Les STEP ( Stations de Transfert l’Energie par Pompage) permettent d’assurer également la relève, mais pour une courte durée, fonction de la capacité du réservoir d’eau.

Ces moyens de compensation de l’intermittence sont indissociables des moyens de production Solaire et Eolien. Leur ampleur est fonction de plusieurs facteurs:

- L’historique des fluctuations de production pour chaque parc, qui ne peut évidemment être connu qu’à l’issue de plusieurs années d’exploitation.

- Les possibilités d’équilibrage de la production par la mise en commun des ressources de tout les parcs raccordés au réseau. Une baisse de production dans une région peut être en partie compensée par un excès dans une autre.

- Les possibilités d’échanges transfrontaliers avec les autres pays producteurs grâce aux interconnexions à haut débit.

- Les possibilités de gérer la demande grâce à l’instauration du réseau intelligent ( Smart Grid) .

Aux parcs éoliens de la côte atlantique devront être adossés des moyens de relève capables de fournir une production de base de 2 ou 3 TWh au moins.

On constate qu’il ne suffit pas de planter des éoliennes et de les raccorder au réseau pour faire une transition énergétique. Il faut en fait développer une approche différente de la gestion de ce réseau, ce qui nécessite des investissements importants et une acceptation du public, notamment en matière d’interactivité.

On mesure l’énormité de l’effort industriel à accomplir pour espérer remplacer un jour le parc électronucléaire par un parc d’énergies durables. Mais la première pierre est posée, et l’appétit vient en mangeant…

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7 février 2015 6 07 /02 /février /2015 19:25

07 Février 2015

Les antinucléaires ont donc remporté une grande victoire, la stratégie de transition énergétique intègre désormais l’abandon de cette technologie pour la production de l’électricité. Nous parlons de nucléaire « civil ».

Cet abandon prendra la forme d’un retrait progressif sur une durée qui dépendra de la capacité des énergies de remplacement à pourvoir aux besoins du Pays, l’impératif élémentaire étant de ne pas mettre la France en panne.

Une première phase de cette stratégie consistera ainsi à mettre à l’arrêt vingt réacteurs parmi les plus anciens, sans toucher dans l’immédiat au reste du parc ni au programme EPR de Flamanville qui est le prototype de validation de la génération III+, ni aux programmes d’études d’AREVA et du CEA.

Cette première phase pourrait s’étendre sur deux décennies (Horizon 2030).

Conformément aux règles définies par l’autorité de sureté nucléaire, le démantèlement des réacteurs arrêtés sera entrepris dès la fermeture des sites.

D’autres décisions seront prises à l’issue de cette première phase, en fonction de la montée en puissance des énergies de remplacement.

Les réacteurs dont l’arrêt d’exploitation a été décidée produisent annuellement 120 TWh, soit environ 27% de la production électronucléaire française.

Les projections de la demande interne d’électricité d’ici 2030 ne prévoient pas de diminution significative, bien au contraire, malgré le programme conséquent d’économies d’énergie. La première phase du programme d’arrêt du nucléaire doit donc être accompagnée de la mise en œuvre de moyens de production équivalents dans des technologies basées sur les énergies renouvelables, sur la base de 1MWh pour 1 MWh.

Le calendrier effectif d’arrêt des réacteurs sera donc indexé sur celui de la montée en puissance des énergies de remplacement.

Les technologies de production électrique de remplacement sont connues: Eolien, Solaire photovoltaïque, Solaire thermodynamique, Hydraulique, Thermique ( CCCG) au Biogaz.

La mise en œuvre de ces technologies variées ne peut être entreprise sans un solide programme cadre, seul garant d’une avancée cohérente et d’une bonne coordination des moyens technologiques et financiers.

L’établissement de ce programme a été confié à un consortium regroupant les principaux industriels du secteur de l’énergie sous l’égide du nouveau Ministère de l’énergie dont les compétences ont été recentrées. L’objectif n’est pas la réalisation d’études scientifiques visant à la mise au point de technologies innovantes futuristes, mais l’utilisation de technologies existantes pour construire des installations capables de produire 120 TWh supplémentaires à l’horizon 2030.

Cette production viendra s’ajouter à la production d’électricité déjà existante des énergies renouvelables, qui atteint aujourd’hui 90 TWh avec l’Hydraulique, l’Eolien terrestre et le Photovoltaïque.

Ce surcroît de production de 120 TWh sera réparti entre les différentes technologies.

La stratégie de transition s’appuiera en partie sur le concept d’autoconsommation. En effet, les énergies renouvelables peuvent être exploitées localement: le vent, le Soleil, la biomasse, les déchets organiques, sont disponibles partout et permettent donc une production locale d’électricité grâce à des installations dimensionnées à la mesure des besoins d’une petites collectivité. Une partie significative des besoins peut ainsi être satisfaite sans faire appel au réseau, dont la tâche est soulagée d’autant. Le programme de retrait du nucléaire sera donc accompagné d’un programme d’incitation à la production locale associée à l’autoconsommation, en favorisant l’échelon de la collectivité ( Village, Commune, Communauté de Communes). Une commission est chargée d’étudier un modèle économique susceptible se porter ce concept, sans créer d’effet d’aubaine, et sans pour autant décourager les initiatives. Ainsi le développement de l’autoconsommation créera un secteur à part entière dans le mix énergétique.

Les sources d’énergie solaire et éolienne étant par nature intermittentes, le concept de production-consommation locales ne peut fonctionner que s’il existe un moyen de relève et/ou de stockage de l’énergie produite Les systèmes connus sont très variés:

- Des installations pouvant assurer la relève pour une durée illimitée. Il s’agit de centrales thermiques, par exemple du type CCCG ( Cycles Combinés à Gaz).

- Des installations de stockage, dont la capacité énergétique est limitée et donc pouvant assurer la relève pour une durée réduite. Elles sont de trois types:

- Relève de courte durée ( Horaire) Stockage électrochimique: Batteries à circulation, Electrolyse, Pile à Hydrogène. Hydrures métalliques. Stockage mécanique: Energie cinétique ( Volant). Gaz comprimé. Stockage chimique: Matériaux à changement de phase.

- Relève de durée moyenne ( Hebdomadaire) Stockage gravitaire: STEP ( Stations de Transfert d’Energie par Pompage).

Certains de ces procédés sont utilisables à l’échelon local, d’autres relèvent du réseau de distribution national ou régional.

Cet aspect de relève de l’intermittence constitue un des principaux obstacles à l’extension des énergies renouvelables intermittentes. Il n’existe pas encore aujourd’hui de solution satisfaisante

. L’objectif de 120 TWh supplémentaires ne pourra être atteint qu’en répartissant l’effort entre les différentes technologies. La partition pourrait être la suivante ( en TWh):

- Hydraulique: 15

- Eolien terrestre: 15

- Eolien offshore: 50

- Photovoltaïque: 20

- Solaire thermodynamique: 10

- Thermique au Biogaz: 10

Un effort très important portera sur l’éolien offshore pour lequel les côtes françaises offrent l’un les plus importants potentiels d’Europe. (Rappelons qu’aujourd’hui la France ne possède encore aucune éolienne offshore).

Cet objectif de production correspond à une puissance installée de 16 GW, obtenue grâce à un ensemble de 2 700 éoliennes offshore de 6 MW avec un facteur de charge de 35%.

(Le potentiel éolien offshore du littoral français est estimé à plus de 50 GW en tenant compte des possibilités des plateformes flottantes).

Le coût actuel de l’éolien offshore atteint 3 millions d’euros par MW. Le coût de construction serait donc de l’ordre de 50 Milliards.

Auxquels viendront s’ajouter les moyens de production de relève de l’intermittence.

A l’issue de cette première phase ( horizon 2030) la réalisation sera évaluée par rapport à l’objectif fixé, et selon le bilan technique, financier et environnemental, il sera décidé soit de poursuivre selon le programme initial de sortie du nucléaire, soit de réorienter la stratégie en fonction des impératifs nouveaux. Il sera notamment procédé à une évaluation des autres programmes (Photovoltaïque, Hydraulique, Solaire thermodynamique, Thermique CCCG Biogaz) qui auront été menés en parallèle avec l’éolien offshore, ainsi qu’à l’état des lieux en ce qui concerne les moyens de stockage et de relève de l’intermittence.

La seconde phase de la transition intégrera ces résultats pour définir les nouveaux objectifs ( Période 2030-2050).

Voici donc enfin achevée la période des discours, des colloques, des promesses, des faux-semblants, des hésitations. Le temps de l’action est arrivé.

PS. Le lecteur aura compris bien sûr que tout cela n’est que pure fiction. Tout le monde a le droit de rêver.

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3 février 2015 2 03 /02 /février /2015 10:09

3 Février 2015

La voiture électrique (La vraie) est fréquemment vantée pour les économies qu’elle engendre grâce au faible coût de l’électricité. La promesse d’un plein à deux euros est un argument qui retient pour le moins l’attention.

Voyons ce qu’il en est et surtout ce qu’il en sera dans l’avenir.

La consommation d’une voiture électrique peut varier du simple au double selon le type de conduite, la vitesse, le type de parcours (agglomération, route, autoroute), le profil de la route ( pente), la charge (Nombre de passagers), l’utilisation ou non du chauffage, de la climatisation, le poids chargé dans le coffre.

Ainsi une Renault ZOE, disposant des 20 kWh de la batterie (90% de la capacité nominale) pourra parcourir entre 90 et 180 km selon les circonstances. Il en est à peu près de même pour les autres modèles électriques du marché, tout au moins ceux qui sont équipés d’une batterie de 22 kWh. Pour les autres une règle de trois suffit.

On peut donc parler d’une consommation comprise entre 11 et 22 kWh aux cent km pour une voiture électrique moyenne.

Dans l’hypothèse d’un rechargement au domicile, au tarif Bleu/ 6 kVA (Tarif domestique standard), le prix du kWh est de 17 centimes, en incluant l’énergie fournie, l’abonnement, la TCFE, la CSPE, la CTA, et la TVA.

Le coût pour parcourir cent km est donc compris entre 2,08 euro et 4,16 euro selon les circonstances comme décrit ci-dessus.

Une voiture à moteur diésel équivalente et de mêmes performances consomme entre 4 et 6 litres aux 100 km, toujours selon les circonstances, qui sont les mêmes que pour la voiture électrique. Le coût aux 100 km sera donc compris entre 4,4 et 6,6 euro au prix actuel.

Donc entre 1,5 et 2 fois plus qu’avec l’électricité.

Cet écart, à première vue médiatiquement « décisif » , représente un montant annuel de 250 à 300 euros pour un kilométrage de 12 000 km.

A mettre en balance avec les contraintes de la voiture électrique:

- Un prix d’achat plus élevé, lié au coût de la batterie au Lithium.

- Une perspective de revente problématique à cause de la batterie dont la durée de vie est limitée et dont le remplacement est TRES onéreux.

- Obligation d’immobiliser la voiture 4 à 6 heures par jour pour recharger la batterie ( les bornes de rechargement rapides ne sont encore qu’un projet, et le tarif ne sera pas le même que celui d’EDF).

- Préoccupation permanente de l’adaptation du mode de conduite à l’itinéraire envisagé sous peine de s’arrêter aux fraises avant d’arriver au bout.

- Impossibilité d’emprunter les autoroutes tant qu’un réseau de rechargement rapide ne sera pas généralisé ( 2020, 2030 ?).

- Performances limitées par la nécessité de préserver un minimum d’autonomie.

- Impossibilité de réaliser un déplacement impromptu de quelque distance si la batterie n’est pas suffisamment chargée.

Le cumul de ces inconvénients peut décourager plus d’un client. En fait un tel véhicule a une vocation essentiellement citadine, ou de seconde voiture.

Aujourd’hui les carburants diesel et essence supportent la taxe TICPE, qui représente respectivement 57% et 62% du prix de vente. Le kWh électrique supporte également des taxes ( pas les mêmes) et un abonnement, le tout à hauteur de 39% de la facturation TTC, lorsque l’électricité est prélevée sur un compteur ERDF au tarif réglementé 6KVA.

Dans l’avenir l’écart de prix entre l’électrique et l’essence ou le diesel variera en fonction de l’évolution du prix du pétrole, de l’évolution du prix des énergies renouvelables, et de la politique de taxation décidée par le Gouvernement.

Nos voitures consomment annuellement 29 Milliards de litres de carburants, qui rapportent à l’Etat, via la TICPE, près de 15 Milliards par an, et davantage si la politique d’harmonisation entre essence et diesel devient effective ( d’ici 2020 ? ).

Depuis des décennies le prix du pétrole, moyenné sur plusieurs années, est en constante augmentation. L’effondrement actuel n’est probablement pas durable et l’on peut s’attendre à une reprise vers les niveaux post 2008 supérieurs à cent dollars.

Les projections à long terme ne vont pas dans le sens d’une diminution du prix des carburants à la pompe, l’épuisement des réserves, programmé pour hier, finira bien par se produire un jour.

Les Biocarburants de deuxième et troisième génération coûteront cher, ils ne contribueront pas à la baisse des prix.

Pour des raisons de renouvellement du parc de production électrique, et d’arrivée des énergies renouvelables, le prix de l’électricité va de son côté continuer à monter, d’autant plus que son niveau actuel (en France) est maintenu artificiellement bas. Le tarif réglementé de 10,8 centimes TTC le kWh en contrat de base 6 KVA ( Hors taxes spécifiques) ne peut qu’augmenter significativement pour s’aligner sur les prix européens ( 30 centimes ?).

Par ailleurs, le futur réseau de bornes de rechargement sera exploité par des sociétés privées qui pratiqueront des tarifs n’ayant que de lointains rapports avec le tarif réglementé domestique. La situation actuelle n’est pas représentative, la plupart des bornes de recharges sont installées par des commerces ou des collectivités dans un but publicitaire ou de promotion du concept. La recharge y est gratuite, ou payante à un niveau symbolique. Quant au futur réseau de rechargement rapide ( 80% de la charge en moins de trente minutes), les gazettes en parlent beaucoup mais il est impossible de trouver le début d’une information sur le prix du kWh fourni par ces bornes.

Or c’est de lui que va dépendre le modèle économique de la voiture électrique.

Il se peut alors que l’écart de coût carburant entre la voiture électrique et les autres se réduise fortement, voire même s’inverse. (La politique du Gouvernement en matière de TICPE peut nous réserver des surprises, il se pourrait qu’elle soit appliquée aussi à l’électricité…)

La vraie raison du choix d’une voiture électrique reste l’absence d’émission de CO2 et d’oxydes d’Azote. A condition que l’électricité soit issue de sources renouvelables…

L’acheteur d’un véhicule électrique se doit donc de souscrire un contrat de fourniture d’électricité verte sinon son geste écologique est dépourvu de sens.

Pour les entreprises, EDF propose les contrats « Equilibre » et « Equilibre+ » qui garantissent l’origine « verte » de l’électricité livrée. ( Les numéros des certificats de garantie d’origine contrôlés par Powernext sont communiqués à l’entreprise). Le surcoût est de 1 à 3% selon les contrats.

Pour les particuliers la plupart des fournisseurs ont une offre de contrat « vert » avec un surcoût négocié. Nous ne doutons pas que ce surcoût sera facilement accepté par le consommateur qui se prétend soucieux d’écologie.

En France les ventes de voitures électriques et hybrides représentent environ 3% du marché (56 000 véhicules en 2013), dont 0,45% seulement en tout électrique ( 8 000 voitures).

Décidément l’argument du plein à deux euros n’a pas convaincu beaucoup de clients…

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1 février 2015 7 01 /02 /février /2015 10:09

1er Février 2015

Lors de la nationalisation des secteurs de production électrique et gazier en 1946 l’Etat a instauré un tarif réglementé des énergies de réseaux. En 2004, les entreprises historiques EDF et GDF ont été partiellement nationalisées, et en 2007 le marché de l’énergie a été ouvert à la concurrence. Mais l’Etat a maintenu le système des tarifs réglementés de vente ( TRV) pour les fournisseurs historiques. Les fournisseurs alternatifs sont libres de choisir leurs tarifs.

Pour l’électricité il existe trois types de tarifs réglementés:

- Bleu, pour les particuliers et professionnels.

- Jaune, pour les entreprises moyennes.

- Vert, pour les grandes entreprises électro-intensives.

Ces tarifs sont périodiquement ajustés, après avis de la Commission de Régulation de l’Energie ( CRE ). Le principe de base est la couverture des coûts. Le fournisseur historique ne doit pas globalement vendre à perte.

Pour ménager le porte-monnaie des consommateurs domestiques ( Qui sont aussi des électeurs) le tarif Bleu a été maintenu déficitaire, les pertes étant récupérées sur les tarifs Vert et Jaune.

Le consommateur domestique paye donc son électricité en-dessous du prix de revient, ce qui constitue une distorsion de concurrence qui n’a évidemment pas échappé à la Commission Européenne.

Les TRV constituent une « anomalie » dans un marché qui se veut ouvert à la plus large concurrence.

Pour mettre fin à tout risque de procédure Européenne, la loi NOME (Nouvelle Organisation du Marché de l’Electricité) a été promulguée en 2010, qui prévoit entre autres la fin des tarifs Jaune et Vert pour les entreprises au 31 Décembre 2015.

Les tarifs réglementés de vente pour les petits consommateurs ( Tarif Bleu) sont pour le moment maintenus. Mais il subsiste l’impératif de ne pas vendre en dessous des coûts, donc il faudra d’ici fin 2015 rattraper le « retard » puisque le tarif Bleu est aujourd’hui « bradé » à 12 centimes le kWh.

Le tarif « normal » sera alors peu différent de celui de nos voisins, aux alentours de 20 centimes le kWh, dès 2016/2017.

Au-delà, l’avenir s’annonce douloureux pour le consommateur:

- Le parc de centrales nucléaires est vieillissant, il faudra donc dépenser beaucoup d’argent pour le maintenir en fonctionnement, ou bien dépenser dans le démantèlement tout en investissant dans de nouvelles installations de production ( nucléaires ou thermiques).

- Les énergies renouvelables coûtent cher, très cher si l’on tient compte de la nécessité de construire des installations de stockage de l’électricité pour compenser l’intermittence.

Ces dépenses considérables seront nécessairement chargées sur la facture d’électricité puisqu’il sera « interdit » de vendre à perte.

Le fait que ces charges nouvelles soient en partie facturées aux lignes « CSPE » et « TCFE » plutôt qu’à la ligne « Consommation » ne consolera pas l’abonné, qui verra sa facture grimper inexorablement sans préjudice des effets de la probable application de la tarification progressive.

Le tarif réglementé continuera d’exister, mais à un niveau qui n’aura plus rien à voir avec les 12 centimes actuels.

Voici venu le temps de renoncer au chauffage électrique et à la climatisation, et de réfléchir sérieusement au coût d’utilisation d’une voiture électrique avec un kWh à 20 ou 30 centimes, voire plus pour une recharge sur des bornes publiques exploitées par des entreprises privées.

Et sans oublier une probable extension de la TICPE à l’électricité de recharge des batteries, qui viendrait en complément de la CSPE consacrée en principe au financement des énergies nouvelles.

Un simple effet de la baguette magique de la fée électricité…

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30 janvier 2015 5 30 /01 /janvier /2015 11:12

30 Janvier 2015

Grâce aux énergies renouvelables la production d’électricité est devenue une activité comme une autre, en ce sens qu’elle est accessible aux petites et moyennes entreprises, voire même aux particuliers. Il est ainsi possible de créer une entreprise dont l’activité sera la production d’électricité à partir d’une ou plusieurs sources d’énergie renouvelable décarbonées ou à Carbone recyclable.

Ce nouveau secteur de marché a ceci de particulier que, sous certaines conditions, la production est largement subventionnée par le Gouvernement qui garantit son écoulement non seulement en volume mais également en valeur (Article L314 du code de l’énergie) pendant une durée spécifiée au contrat. Les conditions à remplir sont nombreuses et sévères:

Conditions techniques de respect du cahier des charges autorisant la réinjection dans le réseau, de l’efficacité énergétique des processus de production, de la qualité de la fourniture, etc….

Conditions relatives au mode de production, à la durée du contrat, aux formalités d’implantation du ou des sites de production, à l’impact sur l’environnement, etc, etc…

La production d’énergie renouvelable peut être motivée soit par la volonté d’un geste écologique désintéressé, soit par la recherche d’un profit, éventuellement les deux.

Qu’en est-il en pratique ?

Prenons le cas d’un petit parc éolien d’une puissance installée de 8 MW Constitué par exemple de 4 éoliennes de 2 MW.

Selon l’ADEME, « les coûts d’études, de construction, de raccordement et de démantèlement pour de l’éolien terrestre atteignent environ 1,2 millions d’euros par mégawatt. Les coûts d’exploitation, d’entretien et de maintenance représentent près de 3% par an de l’investissement total »

En zone favorisée ce petit parc produira une énergie de 14 GWh/an en moyenne calculée sur 10 ans pour lisser les variations annuelles ( facteur de charge moyen de 20%).

Aujourd’hui cette production est achetée par EDF à 82 euros/MWh, soit deux fois le prix du marché environ. Ce prix est garanti pour une durée de 10 ans par contrat. Pour les cinq années suivantes le prix d’achat fixé est plus faible, notablement inférieur à 82 euros/MWh, variable selon les conditions particulières ( entre 28 et 82 euros/Mwh).

Dans notre hypothèse l’investissement est couvert par un emprunt bancaire de 9,6 millions d’euros sur 15 ans au taux de 3% et annuités constantes.

Sur la période contractuelle de dix ans le chiffre d’affaire annuel est donc de 1,148 millions d’euros ( 14 GWh au tarif de 82 euros le MWh).

Les charges sont les suivantes:

- Annuités de remboursement de l’emprunt: 0,874 millions d’euros.

- Charges d’exploitation, maintenance et entretien ( 3% du coût d’investissement): 0,288 millions. Nous arrivons à 1,162 millions d’euros par an, l’affaire est déjà déficitaire sans même compter les inévitables aléas:

- Facteur de charge effectif inférieur à la valeur de référence.

- Problèmes techniques entraînant des frais supplémentaires et des interruption de production. Au-delà de 10 ans et sur les 5 années suivantes le prix d’achat est diminué, ce qui rend le bilan financier encore plus catastrophique.

Ce calcul simple montre que l’éolien n’est pas la poule aux œufs d’or que l’on présente habituellement. Seules les subventions diverses permettent d’afficher des résultats acceptables.

Par contre, si l’on se place du point de vue de l’autoconsommation, les choses sont différentes: Le parc éolien que nous avons pris en exemple peut alimenter 5000 logements en énergie électrique hors chauffage et eau chaude sanitaire. ( 2 800 KWh/an par logement). Avant la construction du parc éolien cette énergie est fournie par EDF au prix de 0,14 euro/KWh, en incluant TVA, Taxes et contributions diverses dont CSPE, et abonnement. Le total se monte à près de 2 millions d’euros annuellement.

Le parc éolien permet de fournir la même quantité d’électricité pour une dépense de 1,16 millions d’euros environ, soit presque deux fois moins.

Ce parc, géré en autoconsommation, devient alors très rentable pour la collectivité si le parc est en autogestion. De plus il met les consommateurs à l’abri des augmentations de tarif EDF, et des augmentations de la CSPE qui ne manqueront pas de survenir dans l’avenir. Au terme de la période d’amortissement de 15 ans le parc continue à produire à un coût très faible.

Les consommateurs peuvent soit rester raccordés au réseau EDF et continuer à payer les frais fixes ( Abonnement et contribution tarifaire d’acheminement), soit se désolidariser du réseau dans la mesure où la réglementation le permet.

Mais ce programme idyllique n’est hélas pas réaliste.

Un parc éolien en autoconsommation ne peut fonctionner que s’il est couplé à une installation de stockage de l’électricité pour compenser l’intermittence des fournitures.

Et aujourd’hui on ne sait pas faire…

Actuellement la vente de l’électricité à EDF permet de reporter sur ce dernier le problème de la compensation d’intermittence, ce qui commence d’ailleurs à lui poser de sérieux problèmes, et l’oblige à maintenir une capacité de production thermique.

Ces « petits » problèmes expliquent en grande partie le quasi effondrement du marché depuis 2010, avec l’incertitude sur la pérennité du tarif d’achat EDF, qu’il faut bien appeler une subvention, laquelle est une distorsion de concurrence prise dans le collimateur de Bruxelles.

Tout ceci pour montrer une fois de plus que le problème des énergies renouvelables intermittentes reste le stockage de masse de l’électricité. Seule la résolution de ce problème permettra le dévérouillage du déploiement à grande échelle de ces nouvelles applications.

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28 janvier 2015 3 28 /01 /janvier /2015 10:18

28 Janvier 2015

Ce titre en forme de provocation veut attirer l’attention sur l’étrangeté de notre politique énergétique, dont le moins que l’on puisse dire est qu’à ce jour elle demeure absconse.

La communication du Gouvernement sur la soi-disant transition énergétique est un vaudeville qui se joue dans la meilleure tradition à quatre personnages:

Le Gouvernement d’une part, qui se veut maître du jeu mais doit composer avec les exigences des trois autres:

La cohorte des écologistes, dont le soutien électoral conditionnel impose des limites à l’ambition décisionnelle du chef de l’Etat.

Les grands groupes industriels de l’énergie, constitués en état dans l’Etat et arguant de leur expertise pour tenter d’imposer leur propre stratégie.

Les instances internationales, constituées en garants de la défense de l’environnement et de la biodiversité, et auxquelles le Gouvernement doit allégeance, au moins au plan moral.

D’un côté les grands principes écologiques exigeant la mort du Nucléaire et l’abandon du pétrole, du gaz naturel et du Charbon, et prônant la sobriété ; de l’autre les grands principes de réalité, ne pas casser ce qui marche, faire confiance à la Science, protéger les emplois, ne pas ruiner le pays ni les actionnaires; au milieu le Gouvernement et les grands principes démocratiques, ne pas mettre la France en panne d’énergie, réduire la dépendance énergétique, ne pas accroître la dette, et préparer les prochaines élections, ce dernier point n’étant pas le moins important…

Difficile au milieu du brouhaha de cet affrontement de deviner ce qu’il pourrait advenir de notre politique énergétique dans les dix ou vingt prochaines années. Quant à l’horizon 2050 il demeure du domaine de madame Irma, ou des prévisionnistes, ce qui revient à peu près au même.

D’après les dernières rumeurs, qui rapportent les dires de la Ministre de l’Energie et de l’Ecologie réunies ( curieux rapprochement ) en confidence à une gazette, la France conserverait sa politique électronucléaire sans changement significatif hormis l’annonce d’un plafonnement de la puissance des chaudières à sa valeur actuelle de 63 GW.

Sous les réserves habituelles, en particulier de l’approbation du Président on peut donc, sans grand risque de se tromper, prévoir la situation à l’horizon 2025/2030, du moins pour l’énergie électrique:

La production électronucléaire restera à son niveau actuel de 440 TWh, ce qui correspond à un parc plafonné à 63 GW avec un taux de disponibilité de 80%. Pour compenser la mise en route de l’EPR de Flamanville, deux ou trois vieilles chaudières seront arrêtées, les autres étant plus ou moins rafistolées en conformité avec les nouvelles règles de « sécurité » post Fukushima. A part deux ou trois, sacrifiées sur l’autel de l’écologie, la plupart feront encore une dizaine d’années.

La Ministre n’a pas exclu la possibilité d’en construire d’autres. Un second EPR sera éventuellement mis en chantier, et les études sur la génération IV seront poursuivies.

( En fait il n’y a rien de changé).

La production hydraulique ne subira pas de grands changements, il n’est pas prévu de nouveaux barrages importants, on peut l’estimer stable à 50 TWh ( corrigés des variations saisonnières).

Le maintien d’une production thermique est indispensable pour d’une part comme aujourd’hui, fournir les pointes de consommation que le nucléaire ne peut pas assurer au-delà de 50 GW ( 63 GW installés et 80% de disponibilité), et d’autre part compenser l’intermittence des énergies renouvelables alors connectées au réseau, et prendre la relève de l’hydraulique en cas de nécessité météorologique.

L’accent sera mis sur les centrales à gaz à cycles combinés et la production thermique sera de l’ordre de 70 TWh contre 50 TWh aujourd’hui.

Les études sur le stockage de masse de l’électricité en relèvement des énergies intermittentes progressent mais leur mise en œuvre sur une grande échelle n’est pas prévue avant 2020. Par ailleurs leur fonction sera d’assurer une relève de courte durée pour le lissage de la production, et non pas de soutenir le réseau dans la durée, ce que seules sont capables de faire les centrales thermiques.

Donc, à l’horizon 2025/2030, la capacité de production électrique sera de l’ordre de 560 TWh avec les seules énergies Nucléaire, Hydraulique, et Thermique. On arrive à 580 TWh en ajoutant la production actuelle d’énergie renouvelable électrique raccordée au réseau. (Les énergies Eolienne et Photovoltaïque ont fourni en 2014 respectivement 15 TWh et 6 TWh raccordés au réseau).

Or la consommation électrique intérieure en France est stable à 480 TWh/an depuis 2008 (corrigée des variations saisonnières). La production actuelle correspondante est d’environ 550 TWh, la différence étant constituée des consommations internes des installations de production, des pertes en lignes, et des exportations pour l’excédent.

La consommation en 2030 a peu de chance d’être supérieure à 500 TWh, compte tenu du programme important d’économies d’énergie soutenu par le Gouvernement et relativement bien engagé: Eradication progressive du chauffage électrique, promotion du chauffe-eau solaire, éclairage basse consommation, augmentation de l’efficacité énergétique des appareils domestiques, de bureautique, Informatique, multimédia et communications, développement du concept d’autosuffisance électrique à l’échelle de l’habitat collectif et/ou individuel, meilleure gestion du réseau grâce à la mise en œuvre du concept « smart grid » (compteur intelligent), et incitations à l’épargne énergétique par la tarification progressive.

Une part de plus en plus significative de la consommation électrique des secteurs Habitat/Tertiaire proviendra d’une production locale non réinjectée dans le réseau ( autoconsommation), ou réinjectée seulement partiellement. L’autosuffisance sera rendue possible grâce à la généralisation des systèmes de stockage d’énergie électrique pour compenser l’intermittence du solaire et de l’éolien, et des chaudières à micro-cogénération.

Une légère augmentation des besoins (environ 30 TWh/an) est prévisible en fonction de certains besoins nouveaux:

- La voiture électrique et/ou hybride: Base 10 millions de véhicules électrifiés en 2025 (Hypothèse haute). Moyenne 12 000 km/an, dont 6 000 km en mode électrique (50%). Consommation en mode électrique: 20 KWh/100 km. Consommation annuelle: 12 TWh/an pour 10 millions de véhicules.

- Les Pompes à chaleur: Hypothèse: 10 millions de logements équipés, consommation moyenne de 2 MWh/an , soit 20 TWh/an total.

Compte tenu de cette évolution probable du marché, les besoins en électricité de réseau n’augmenteront donc pas significativement d’ici 2030. C’est du moins notre hypothèse.

On peut donc se demander si, dans ces conditions, il est bien nécessaire de pousser de façon urgente le développement de l’éolien et du photovoltaïque raccordés au réseau au-delà de l’acquisition de compétences puisque, au moins pour la prochaine décennie, nous avons déjà à peu près toute l’électricité qu’il nous faut.

Si cette conjoncture se maintient, et en particulier si la production électronucléaire perdure, on peut raisonnablement repenser le rôle des énergies renouvelables dans ce contexte. Qu’il s’agisse d’éolien, de photovoltaïque, de solaire à concentration, d’exploitation de la biomasse, de petite hydraulique, ou de géothermie, leur caractéristique commune est leur parfaite adaptation à une utilisation locale à petite et moyenne échelle.

Le concept actuel repose sur un petit nombre d’installations de très fortes puissances distribuant l’énergie grâce à un réseau au maillage complexe connectant chaque utilisateur jusque dans la plus lointaine campagne. Ce système, complexe et non dénué d’inconvénients comme les pertes en lignes et la complexité d’une gestion à l’échelon national, a cependant donné les preuves de son efficacité. La centralisation de la gestion et le maillage du réseau permet de garantir la continuité et la qualité du service. Tout le monde parle le même langage technique et utilise les mêmes procédures. Il se prête également aux échanges internationaux d’énergie grâce à des passerelles d’interconnexion avec les pays riverains.

Il n’y a donc pas lieu de le remettre en question.

Les énergies nouvelles, bien adaptées aux petites et moyennes installations, sont l’occasion d’introduire une part d’autonomie (autoconsommation) et de décentralisation dans la production énergétique. Bien sûr l’écueil principal est le risque réel d’introduire le désordre dans un système dont le bon fonctionnement exige une gestion rigoureuse. Répartir les responsabilités c’est aussi multiplier les sources de disfonctionnements et in fine de perturbations du réseau.

Un tel concept de décentralisation de la production ne peut être efficace que s’il fait partie d’une stratégie Nationale définissant des objectifs et des règles communes permettant une interconnexion non discordante avec le réseau existant.

En particulier on sait que les énergies renouvelables ne seront efficaces que s’il existe une possibilité de stocker des quantités importantes d’électricité pour compenser l’intermittence de la production. Il existe diverses technologies de stockage, déjà disponibles pour des capacités compatibles avec les besoins locaux ( Gravitaires, thermiques, électrochimiques, mécaniques, etc…). Ces installations doivent être interconnectables par l’intermédiaire du réseau afin de réaliser un stockage partagé. Tout ceci ne peut pas être réalisé dans le désordre et au gré de la fantaisie de responsables locaux. Ce pourrait être un projet de transition pour les vingt prochaines années.

On s’apercevrait alors que les besoins de la production centralisée du réseau seraient non plus de 500 TWh, mais peut-être de la moitié, voire encore moins, ce qui permettrait d’envisager sereinement le retrait du nucléaire.

Les énergies nouvelles sont peut-être l’occasion donnée aux citoyens de reprendre leur part de responsabilité énergétique et de cesser de tout attendre de EDF. Et de démontrer que l’on peut assurer ses besoins énergétiques sans émettre de CO2 et sans faire appel au nucléaire…

Pour ce qui concerne les initiatives citoyennes on pourra en trouver sur les sites suivants:

http://chantier-parc-eolien-citoyen-beganne.blogspot.fr/

http://www.eolien-citoyen.fr/accueil-isac-watts.html

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23 janvier 2015 5 23 /01 /janvier /2015 10:29

23 Janvier 2015

Depuis 107 ans ( au sens propre) la voiture électrique souffre du handicap de la batterie dont la capacité ne lui permet pas de parcourir les grands espaces comme le permet un simple petit réservoir en tôle rempli d’essence ou de gasoil.

Ces dernières années on a pu croire que ce handicap allait être levé grâce à la mise au point des batteries au Lithium. Hélas il a fallu déchanter. La capacité énergétique spécifique des ces nouvelles batteries est seulement trois fois meilleure que celle de l’ancêtre au Plomb. Il faut alors embarquer un surpoids de 300 kg pour obtenir une autonomie de 150 km sur une voiture moyenne, à condition de limiter les performances sous peine de s’arrêter aux fraises avant la distance promise par le catalogue.

Et pourtant, dans la théorie, le Lithium laisse espérer des performances dix fois supérieures. La différence tient en un mot: Industrialisation.

Pour transformer une expérience de laboratoire en application pratique de terrain il faut parcourir un chemin de croix semé d’obstacles qui, tous, imposent des compromis se traduisant par des réductions des performances obtenues en labo. En l’occurrence il s’agit de respecter le cahier des charges automobile, l’un des plus sévères en ce qui concerne la fiabilité, la robustesse, la gamme de température, la sécurité des personnes, la durée de vie, tout en respectant des limites de coût de production, de poids, et des conditions de fonctionnement ne nécessitant ni personnel spécialisé ni maintenance fréquente.

Certes on peut attendre dans un futur à moyen terme des améliorations de la batterie au Lithium, dont la capacité énergétique spécifique sera augmentée. Mais le système souffrira toujours d’un inconvénient majeur: les deux fonctions Puissance et Energie sont confondues dans un même organe, ce qui interdit les combinaisons nécessaires selon les utilisations.

Dans une voiture à moteur thermique l’organe de puissance est le moteur, et la réserve d’énergie est dans un réservoir séparé. On peut alors choisir l’un et l’autre en fonction des besoins: la puissance du moteur est choisie en fonction de la gamme ( Citadine, familiale, sportive,…) et le réservoir de carburant est choisi indépendamment du moteur.

Pour augmenter l’autonomie d’une voiture électrique il faut augmenter la capacité de la batterie, dont le poids et le coût deviennent vite prohibitifs. Pour faire la même opération sur une voiture thermique il suffit d’augmenter la taille du réservoir en tôle, dont le coût est dérisoire.

Cet inconvénient n’a évidemment pas échappé aux ingénieurs, qui travaillent depuis plusieurs décennies à l’étude de systèmes électriques dans lesquels la puissance et la réserve d’énergie seraient séparées. Le premier système connu est la Pile à combustible. En tant que « phénomène de laboratoire » son principe a été découvert en 1 839 par William Grove. Utilisée sous le nom de « Grove cell » par la compagnie « American Telegraph » jusqu’en 1860, elle a donné les preuves de son utilité. La NASA l’a ensuite utilisée pour son programme spatial habité.

Son usage dans l’Automobile n’était pas envisagé compte tenu de l’abondance du pétrole et de la méconnaissance des problèmes de réchauffement climatique, le CO2 n’était pas encore l’ennemi.

La pile à Hydrogène est l’exemple le plus basique de pile à combustible. Elle réalise l’opération inverse de l’électrolyse de l’eau. De l’Hydrogène est fourni à la pile. Par un procédé électrochimique , sur lequel nous ne nous étendrons pas pour éviter de dire n’importe quoi, la liaison entre l’électron et le proton de l’atome H est dissociée; les électrons partent à l’extérieur et constituent le courant électrique, les protons traversent la pile à travers une membrane complaisante et tout ce beau monde se reconstitue de l’autre coté et donne de l’eau par réaction avec l’Oxygène de l’air, tout ceci étant horriblement schématisé. Nous l’avons déjà évoquée dans un article du 5 Avril 2014 à propos de la bicyclette électrique. Le procédé est industrialisé dans des stations fixes et sur certains véhicules de transport en commun, le problème étant le réseau de distribution de l’Hydrogène sous pression.

Certains modèles de voitures particulières sont déjà proposés en version pile à combustible: TOYOTA Mirai, autonomie de 500 km.

HONDA FCX

Etc…. Industrialisables dès 2015/2016.

La technologie est au point, reste le problème du réseau de distribution d’Hydrogène ( qui n’est pas le moindre…).

Le problème d’autonomie est alors résolu puisque le réservoir séparé permet, avec la même pile, de moduler la réserve d’énergie.

Parallèlement au développement de la pile à combustible, d’autres travaux ont conduit à la mise au point d’une autre type de générateur électrochimique: Les batteries redox à circulation ( Redox flow cell).

Ces travaux sont menés dans le cadre de la recherche de procédés de stockage de l’électricité en grands volumes, indispensables à la gestion des énergies solaires.

On sait ( On devrait savoir) que les énergies Eolienne, Solaire thermique et photovoltaïque ne sont utilisables à grande échelle qu’à la condition de disposer de systèmes de stockage de masse de l’électricité pour compenser l’intermittence des dites énergies. Faute d’un tel système le réseau ne pourrait pas supporter un taux d’énergies renouvelables supérieur à 20% environ.

( Ce « petit » contretemps est très rarement évoqué par les média volontiers laudateurs du tout renouvelable, c’est pourquoi il est bon de le rappeler).

Les seules installations de stockage de masse disponibles aujourd’hui sont les STEP ( Station de Transfert d’Energie par Pompage). Elles sont utilisées pour l’équilibrage du réseau et le soutien des demandes de pointe. En construire de nouvelles nécessite de disposer d’emplacements disponibles; la France possède 435 barrages, la plupart des sites favorables sont déjà occupés. C’est pourquoi la recherche de dispositifs de stockage de masse d’électricité est un souci majeur pour les pays qui ne disposent pas de l’espace nécessaire à l’implantation de STEP.

La batterie Redox à circulation rappelle la disposition des piles à combustible; deux compartiments séparés par une membrane sont reliés à deux électrodes. Chaque compartiment contient une solution liquide de composés constituant deux couples Redox différents. Les deux couples redox mis en jeu doivent avoir des potentiels standards suffisamment éloignés pour créer une différence de potentiel intéressante ( 1 à 2 Volt). Les électrons passent à l’extérieur par les électrodes et les charges positives passent par la membrane pour assurer l’électro neutralité. Les solutions liquides sont injectées dans leurs compartiments respectifs à l’aide de pompes. La capacité énergétique de l’ensemble ne dépend que de la taille des réservoirs qui contiennent les solutions.

Le fonctionnement est réversible et peut donc assurer la fonction de stockage-restitution.

De nombreux couples Redox ont été essayés et les solutions à base de Vanadium se sont révélées parmi les plus intéressantes. Le Vanadium présente une structure électronique qui lui confère des valences multiples: +2 , +3 , +4, +5 , et donc des états d’oxydation très variés. Il est possible d’avoir d’un coté le couple Redox V2+/V3+ et de l’autre le couple V5+/V4+, donc d’utiliser le même produit des deux cotés, ce qui présente des avantages considérables.

Les nombreux avantages de ce dispositif n’ont pas manqué d’intéresser l’automobile, par sa simplicité de mise en œuvre, le stockage du «carburant» à faible pression, la possibilité d’obtenir une grande autonomie. Bien sûr il faudra surmonter les problèmes d’industrialisation mais des démonstrateurs existent déjà.

Le prototype de véhicule présenté par NanoFlowCell AG au dernier salon de Genève est équipé d’une cellule de 600V /50 A, soit 30 KW alimentée par un réservoir de 2x200L pour une consommation annoncée de 20 KWh/100km. L’autonomie est comprise entre 400 et 600 km selon le mode de conduite.

L’institut Fraunhofer a récemment présenté un prototype de 25 KW pour un encombrement de 50x50 cm, un rendement de 80% annoncé, et un courant max de 500 Ampères, avec électrolyte au Vanadium, qui conviendrait très bien pour un prototype de véhicule.

De même que pour le Lithium il se posera le problème des ressources disponibles en Vanadium. Les principaux producteurs sont la Chine (48%), l’Afrique du Sud (21%), la Russie ( 11%), puis les USA.

Sans être le sauveur de l’automobile électrique, car il reste encore de nombreux obstacles à lever, le Vanadium peut se révéler un challenger à la hauteur du problème.

Le prochain évènement: « European Advanced & Stationnary Battery conference » 26-29 Janvier 2015, Mainz, Germany. Apportera beaucoup d’éclaircissements.

Affaire à suivre…

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18 janvier 2015 7 18 /01 /janvier /2015 11:42

18 Janvier 2015

La politique électronucléaire de la France, initiée après la seconde guerre mondiale et mise en œuvre tout au long de la seconde moitié du siècle, a placé le pays dans une situation de dépendance vis-à-vis de cette technologie dont dépend 75% de notre électricité.

De cet état de fait il découle qu’aucune stratégie de transition énergétique ne peut être esquissée sans avoir préalablement défini la future politique Electronucléaire: la poursuite, le retrait, ou tout autre situation intermédiaire. Cette politique n’étant toujours pas précisée, il n’y a donc pas de stratégie de transition énergétique en France, malgré une communication ambitieuse qui voudrait nous faire croire le contraire.

Ce constat, que d’aucuns peuvent trouver désastreux voire irresponsable, entraîne une incertitude totale concernant la politique d’investissements dans le secteur énergétique en France. Les grands acteurs de l’énergie développent leur propre stratégie, souvent tournée vers l’export par des implantations hors frontières, mais ne peuvent s’appuyer sur un marché intérieur qui manque de dynamisme. Les PME/PMI, dont les capacités hors frontières sont réduites, n’ont aucune visibilité sur le développement possible du marché intérieur.

Faute d’éléments permettant de construire un terrain stratégique solide permettant d’amorcer la transition en France, le Gouvernement en a été réduit à promouvoir une seule grande idée, celle des économies d’énergie. Ce n’est pas un stratégie, tout au plus une manœuvre d’évitement.

La politique électronucléaire, clé de toute transition, demeure l’objet de querelles de partis, quand ce n’est pas de chantages électoraux de la part des groupes de pression de divers bords. En 2012, le renouvèlement de l’équipe gouvernementale, dont la composition a du être négociée en partie sur des engagements de transition écologique et de retrait du nucléaire, s’est accompagné d’une déclaration valant engagement entre autres sur cette politique électronucléaire:

« La part de la production électronucléaire dans le mix électrique sera réduite de 75% à 50% à l’horizon 2025, et la puissance du parc nucléaire sera plafonnée à 63,2 GW ».

Engagement renouvelé en 2014 et censé contenir l’essentiel de la stratégie. On a vu ( Voir notre article du 4 Octobre 2014 « La transition électrique, le grand bluff ») que cette déclaration ne peut en aucun cas représenter une stratégie énergétique à long terme: Dans le domaine de l’énergie, l’horizon 2025 c’est demain matin. Tout est déjà joué aujourd’hui pour une échéance aussi rapprochée.

Une telle déclaration, à caractère cosmétique, ne pouvait que cacher la vraie stratégie dont l’exposé prématuré au grand jour aurait contrevenu à la ligne politique officielle soutenant le Gouvernement du moment.

Dans notre article d’Octobre nous évoquions la politique industrielle la plus probable d’ici 2025 car la plus conforme au principe de réalité. Depuis, il semble qu’un vent de « réal politique » a soufflé sur le Gouvernement, emportant vieilles querelles et idéaux poussiéreux, et remplaçant l’immobilisme serein où la Communication tenait lieu d’action, par une agitation encore brouillonne mais pleine de promesses.

Allons-nous enfin connaître les « vraies » intentions du Gouvernement en matière d’énergie ? Il semble que oui si l’on en croit les dernières déclarations de la Ministre de l’Energie Ségolène Royal. On ne sera pas surpris de constater que ces déclarations sont dans la ligne de ce que nous annoncions en Octobre, elles sont simplement conforme au principe de réalité:

La filière nucléaire est confirmée dans ses objectifs, la génération EPR est également confirmée, les arrêts de tranches seront en rapport avec les décisions de l’autorité de sureté nucléaire, ce qui est la règle. La puissance max de 63 GW reste à l’ordre du jour pour 2025, sans préjuger de la suite.

Voilà qui est clair, du moins au niveau de la Ministre. Reste à vérifier que cette annonce reflète bien la pensée du Président, qui ne manquerait pas de réagir promptement si tel n’était pas le cas.

On aimerait quand même que ce vaudeville prenne fin, car le pays a urgemment besoin d’une ligne directrice ferme sous peine de voir les forces vives gagnées par le découragement et tentées l’aller exercer leurs talents ailleurs… -

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16 janvier 2015 5 16 /01 /janvier /2015 18:57

16 Janvier 2015

Les usagers du Gaz Naturel, du moins les plus curieux qui tentent de comprendre leurs factures, éprouve autant de perplexité qu’à la lecture d’une feuille de paye.

C’est que dorénavant l’amoncellement des taxes et contributions fait qu’on ne sait plus très bien si l’on achète du gaz, si l’on subventionne les œuvres sociales de l’Etat, si l’on participe au financement des parcs éoliens, si l’on contribue au rachat du gaz de méthanisation de l’usine d’à côté, ou si l’on s’acquitte d’une pénalité pour cause d’émission abusive de CO2.

Le fournisseur de Gaz est devenu un collecteur d’impôts, pardon, de taxes et contributions. La petite dernière est la taxe Carbone ( TICGN ). Rassurez-vous elle ne sera pas la dernière, d’autres viendront lors de la mise en œuvre de la tarification progressive, ce qui ne saurait tarder ( mon petit doigt me dit qu’en 2017...).

La taxe carbone a été inventée pour inciter, voire contraindre, les émetteurs de GES ( Gaz à Effet de Serre) à faire de réels efforts pour réduire leurs émissions, soit en améliorant l’efficacité énergétique de leurs processus, soit en remplaçant leurs sources d’énergie par des sources décarbonées ou à carbone recyclable, soit les deux. Et bien entendu à réduire également s’il y a lieu leurs émissions d’autres GES, comme le Méthane, les Nox et le protoxyde d’Azote.

Le CO2 n’est hélas pas le seul coupable.

Un système de quotas d’émissions a ainsi été mis en place dans les pays ayant adhéré aux accords internationaux sur la réduction des GES, d’abord sur les entreprises industrielles les plus polluantes. En Europe 11 000 installations industrielles sont concernées en 2014.

Chaque entreprise concernée se voit attribuer un quota d’émission en rapport avec son activité actuelle et ses projets d’amélioration d’efficacité énergétique. Si le quota n’est pas atteint ( entreprise vertueuse) les droits peuvent être revendus. Si le quota est dépassé, l’entreprise doit si c’est possible racheter des droits revendus par des entreprises vertueuses, ou sinon payer une amende. Il s’établit ainsi un marché d’échange des droits d’émission ( Certains disent droits à polluer).

En Europe c’est le SCEQE ( Système Communautaire d’Echanges de Quotas d’Emission), entré dans sa phase III. Ce système n’est plus représentatif des besoins réels qui ont évolué, une réforme est en cours. L’autre moyen ( supposé) de freiner les émissions de Carbone est la taxation.

Dans le cadre de la CCE ( Contribution Climat Energie), le Gouvernement français a décidé d’appliquer la taxe Carbone aux consommateurs domestiques de Gaz ( Cette taxe existait déjà mais les consommateurs domestiques en étaient exemptés). La TICGN est censée donner un signal fort aux consommateurs pour les inciter d’une part à optimiser leur consommation énergétique, et d’autre part à investir dans les énergies nouvelles.

Cet objectif ne peut être atteint que si son montant est suffisamment dissuasif. La pilule sera donc nécessairement dure à avaler. ( C’est çà ou la tarification progressive).

Les montants annoncés pour le court terme pour la tonne de CO2 émise sont les suivants:

7 euros en 2014

14,5 euros en 2015

22 euros en 2016

Pour la suite rien n’est encore annoncé mais on peut se référer aux chiffres qui circulent dans les couloirs:

100 euros en 2030

150 à 300 euros en 2050 ( Dans la mesure où il resterait encore du gaz naturel à cette époque…). Pour l’efficacité de la mesure il est indispensable, pour le consommateur, d’avoir une visibilité à long terme afin d’établir une stratégie d’adaptation: travaux d’isolation thermique, changement d’énergie, déménagement, changement de logement, basculement sur les énergies vertes, etc…

La mesure des émissions de CO2 n’est pas chose aisée, il n’existe pas encore de compteur de CO2 au sortir des cheminées ! Cette lacune n’ayant pas échappé au législateur, et pour des raisons d’homogénéité de la facture, la taxe sera rapportée au KWh consommé.

Mais, contrairement à l’électricité, le compteur à Gaz domestique mesure des mètres cubes, et non des KWh. Il faut donc savoir à combien de KWh correspond le nombre de m3 achetés ( Index du compteur ).

C’est là que les choses se compliquent un peu.

Le paragraphe suivant entre crochets peut être sauté sauf pour les petits curieux:

[Le nombre de KWh que peut fournir la combustion de 1 m3 de gaz s’appelle le PCS/Nm3 ( Pouvoir Calorifique Supérieur par Normo mètre cube).

Le Normo m3 est un mètre cube dans les conditions « normales » de température et de pression: +15°C et 1013 Hecto Pascal ( norme ISO) Il existe une norme DIN légèrement différente. Il existe aussi un Pouvoir calorifique Inférieur ( PCI) qui diffère du précédent par la quantité de chaleur latente contenue dans la vapeur d’eau de combustion.

Le PCS du Gaz Naturel est supérieur d’environ 10% à son PCI .

Le PCS « standard » du Gaz reçu à un moment donné dépend de plusieurs facteurs:

- Sa composition.

Le Gaz naturel est un mélange de divers gaz: Méthane, Ethane, Propane, Butane, Azote, Dioxyde de carbone,…) Le Méthane représente environ 90% du contenu. Les proportions des divers gaz peuvent varier légèrement selon la provenance ( Algérie, Pays bas, Norvège, Russie) .

- Sa pression.

Le PCS dépend directement du nombre de molécules contenues dans 1m3, lui-même dépendant de la pression et/ou de la température. La capacité énergétique du Gaz reçu chez l’usager va donc dépendre de sa provenance, de la pression et de la température. Or la pression dépend de l’altitude. Le fournisseur de gaz, dans un souci de rigueur ( et aussi parce que c’est la LOI) doit donc tenir compte de ces subtilités pour calculer au plus juste le nombre de KWh contenus dans le mètre cube de gaz fourni au client. C’est pourquoi il tient compte, entre autres, de l’altitude du lieu.]

Sur la facture apparaît un « Coefficient de conversion » qui transforme les mètres cubes en KWh. Ce coefficient varie d’une région à l’autre, d’une période à l’autre pour un même lieu, de la température, l’altitude et la composition du gaz étant les principaux paramètres d’ajustement. Les valeurs peuvent aller de 9 à 12,4 KWh/m3 et ne sont donc pas constantes ( Ce coefficient est indiqué sur la facture) .

Pour les factures correspondant à une consommation estimée, pour lesquelles le coefficient de conversion est à priori inconnu, le fournisseur applique le dernier coefficient connu et la rectification est faite s’il y a lieu sur le relevé suivant.

Le calcul des coefficients de conversion est supervisé par la CRE (Commission de Régulation de l’Energie).

Connaissant les KWh correspondant à la consommation de m3, Il reste maintenant à savoir quelle quantité de CO2 est émise par la quantité de Gaz permettant de dégager une énergie de 1 KWh. Encore un paragraphe facultatif:

[L’équation de combustion du Méthane est:

CH4 + 2 O2 = CO2 + 2 H2O

Une molécule CH4 donne une molécule de CO2.

Dans 1 Nm3 de Méthane il y a 44,64 mol de CH4. La combustion de ce m3 donne donc également 44,64 mol de CO2.

Une mole de CO2 pèse 44g , il y aura donc 1,964 kg de CO2 après combustion du m3 de gaz.

Le contenu énergétique de 1 Nm3 de Méthane pur étant de 9,9 KWh PCI , nous avons 1,964 kg de CO2 pour 9,9 KWh PCI d’énergie gaz consommée, soit 198 g de CO2 pour 1 KWh PCI.

En pratique le gaz distribué contient 90% de Méthane et 10% d’autres gaz qui augmentent légèrement le PCI. ]

La valeur retenue, préconisée par l’ADEME, est de 206 g CO2/KWh PCI.

Les valeurs indiquées précédemment pour la taxe carbone à la tonne de CO2 se traduisent donc sur la facture par une taxe au KWh:

0,127 centimes/KWh PCS en 2014

0,264 ----------------------- en 2015

0,401 ----------------------- en 2016 ---------------------------------

1,8 centimes/KWh PCS en 2030 selon certaines prévisions.

En 2016, et pour une consommation annuelle de 500 TWh la taxe rapportera 2 Milliards d’euros. En 2030, et dans l’hypothèse d’une taxe de 100 euro/tonne CO2, le rapport annuel serait de 9 Milliards.

Ces montants significatifs doivent être mis en rapport avec les investissements nécessaires pour améliorer l’efficacité énergétique des logements:

20 millions de logements sont concernés: Isolation de la toiture, isolation des murs, remplacement des fenêtres et des portes, ventilation double flux, remplacement de chaudière, installation d’un chauffe-eau solaire, ces travaux représentent une moyenne de 40 000 euros par logement ( entre 20 000 et 60 000).

Soit un investissement de 800 Milliards sur 20 ans ( 1 million de logements rénovés par an).

40 Milliards par an, c’est exactement l’argent dépensé dans l’achat des voitures particulières ( 2 millions de voitures neuves par an @ 20 000 euros en moyenne).

Le rapprochement est intéressant, sauf que les usagers dont les revenus ne leurs permettent pas d’investir dans la rénovation thermique n’achètent pas de voitures neuves et se contentent d’une vieille guimbarde.

Il n’est pas certain que le fait de ponctionner les petits revenus incitera ces usagers déjà vulnérables financièrement à investir dans quoi que ce soit.

Difficile de demander toujours aux mêmes d’investir sur la rénovation thermique, d’acheter des voitures électriques, de financer le développement des énergies nouvelles, le démantèlement des centrales nucléaires, la construction des centrales nouvelles, le trou de la sécu, et en plus de payer une taxe Carbone !

On ne sortira pas de la nécessité d’instaurer un système de prêts remboursables sur les économies d’énergie réalisées.

Réaliser une transition énergétique depuis une énergie que nous n’avons pas vers une énergie que nous devrons fabriquer de toutes pièces, tout en renonçant à notre seule source nationale qui est le nucléaire, et en s’interdisant d’en exploiter une autre, les gaz de schiste, est un challenge extrêmement ambitieux qui dépasse peut-être les moyens d’un pays en situation économique de détresse.

Peut-être est-il temps de revoir nos objectifs et d’accepter quelques compromis, il n’y a aucun déshonneur à tenir compte du principe de réalité.

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