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17 novembre 2014 1 17 /11 /novembre /2014 19:42

17 Novembre 2014

La perspective d’épuisement des énergies fossiles induit la nécessité de se projeter dans un temps où elles auront effectivement disparu, même si ce temps est encore perçu comme lointain.

La menace du changement climatique lié au réchauffement a créé une urgence qui outrepasse celle de l’épuisement du pétrole. Désormais l’urgence est de réduire nos émissions de CO2 sans attendre la survenue de la crise pétrolière.

Pour les transports l’alternative paraît simple:

Nous devons soit faire disparaître le carbone émis par les combustibles fossiles ( Capture et séquestration du carbone) , soit renoncer à ces combustibles.

La première option nécessite de lourdes infrastructures et convient aux installations fixes situées à proximité des sites d’enfouissement. Elle ne peut être mise en œuvre dans les transports.

La seconde option comporte deux voies:

- La voie des carburants alternatifs, qui peuvent se substituer aux carburants fossiles, et constituent une solution optimale pour les transports puisqu’elle n’exige aucune remise en question des technologies existantes.

- La voie de l’électricité verte, dont la mise en œuvre est contrariée par le problème séculaire du stockage de l’énergie électrique.

Les nombreux modèles de véhicules électriques ou hybrides mis sur le marché ont mis en évidence la nécessité d’associer l’électricité et les carburants liquides afin de mettre en commun les avantages des deux technologies.

Les biocarburants de première génération existe déjà. Le programme Européen de réduction des émissions de CO2 dans les transports inclut l’introduction d’une part de Biocarburants dans les carburants pétroliers. Le Bioéthanol et le Biodiésel, déjà largement utilisés dans certains pays, ont donc été introduits en Europe pour satisfaire les exigences de Bruxelles ( entre autres ). Le SP 95- E10 contient 10% d’éthanol, et le E85 en contient de 65 à 85%. Son utilisation nécessite une modification de la gestion des moteurs, certains modèles ( dits « Flexfuel ») sont compatibles avec tous les types de carburants. Le biodiesel, ou Diester, est également largement répandu.

Les objectifs Européens étaient d’atteindre en 2020 une proportion de 10% d’énergies renouvelables dans les transports. Mais ces nouveaux carburants sont produits à partir de la masse végétale comestible et constituent donc une concurrence pour l’alimentation humaine. En conséquence, l’ONU a émis des souhaits de voir réduite la part des agro carburants de première génération en attendant la mise au point des générations 2 et 3, et l’Europe a ramené à 5% l’objectif initialement fixé à 10% .

Ce coup d’arrêt renforce l’intérêt pour les Biocarburants de seconde génération qui se trouvent ainsi sur le devant de la scène, et vont bénéficier à n’en pas douter du financement de tous les projets afin d’accélérer les phases pilotes pour atteindre rapidement la phase industrielle. Une centaine d’usines pilotes de par le monde développent des processus de seconde génération depuis une dizaine d’années.

Selon IFPEN ( Voir Panorama 2014 « Tour d’horizon des filières biocarburants ») la phase industrielle pourrait démarrer dès 2015 pour proposer à l’horizon 2020 une solution crédible de substitution progressive des carburants fossiles.

La transition énergétique dans les transports pourra donc faire appel à plusieurs solutions énergétiques renouvelables:

- L’électricité, avec les problèmes connus de batteries, d’autonomie, de poids, d’infrastructures de rechargement et de stockage. De plus la technologie doit être modifiée de façon importante et l’adaptation aux poids lourds reste problématique.

- Le gaz obtenu à partir de la biomasse, ou l’Hydrogène obtenu par électrolyse à partir de l’électricité renouvelable. Ces techniques, déjà utilisées à faible échelle, peuvent être une solution de volume.

- Les biocarburants liquides de deuxième et troisième génération, qui ne nécessitent aucun changement technologique significatif et peuvent être distribués par les structures existantes.

Les projections du marché de l’énergie pour 2050 et au-delà font apparaître une part de plus en plus importante de l’électricité dans le mix énergétique, jusqu‘à 60% voire davantage. Les énergies renouvelables productrices d’électricité ( Hydraulique, Eolien, Solaire photovoltaïque et à concentration) ne pourront pas fournir ce besoin si, en plus, elles doivent supporter les besoins des transports, surtout si la part du nucléaire est en retrait.

Il paraît alors raisonnable de considérer que le secteur des transports sera amené à utiliser essentiellement les Biocarburants sous forme de gaz ou de liquide, le liquide paraissant de loin la meilleure alternative au plan technologique. On peut dès lors prévoir l’introduction de ces nouveaux carburants à l’horizon 2020 en Europe, si les conditions de compétitivité sont réunies.

La demande de carburants verts ( Electricité, Gaz, bioéthanol, biodiesel) par rapport aux carburants pétroliers dépendra à la fois des prix de marché de chacun, de la réglementation antipollution, de la limitation des émissions de Carbone, des mesures incitatives et/ou contraignantes, de la taxation différentielle, et du coût relatif des véhicules équipés pour tel ou tel carburant.

Même si l’évolution de ces facteurs est aujourd’hui peu prévisible, on peut souligner l’adéquation qui existe entre les différentes sources d’énergie verte et certaines applications:

- l’électricité pour les applications dites « spécifiques »:

Eclairage, signalisation, ventilation, robotique, véhicules en sites propres, engins de chantiers, machines-outils, communications, chemins-de-fer, Procédés électrolytiques, Soudure à l’arc, Régulations, Domotique, Electroménager, Servomécanismes, automates, tramways, radio-télévision, Vidéo, actionneurs, outillage, détection, conduites de processus, pompes à chaleur, etc, etc…

- Le gaz pour les applications de chaleur haute et basse température:

Chauffage des bâtiments, cuisson, Fours, Serres, Forges, cimenteries, etc…conjointement avec la biomasse sous forme de copeaux et de granulés, et la Géothermie.

- Les biocarburants liquides pour les transports.

Cette complémentarité « naturelle » n’exclut pas les exceptions, voire les cohabitations comme dans la voiture hybride, qui fonctionnera à l’électricité en site propre urbain et à l’éthanol ou au biodiesel hors des agglomérations.

Mais chacun aura remarqué que la fin annoncée du pétrole est comme l’Arlésienne, on en parle beaucoup mais on ne la voit jamais. Les milieux « autorisés » s’accordent pour exclure l’occurrence d'un début de pénurie avant 2050, et l’arrivée des gaz de roches mères n’est pas de nature à précipiter la crise d’énergies fossiles.

Sans réglementation orientée volontariste, les carburants fossiles peuvent donc très bien représenter encore une part importante en 2030, voire même en 2050.

Les obstacles à la mise en œuvre de la transition énergétique dans les transports sont donc moins les difficultés techniques de développement des carburants alternatifs que la persistance des produits pétroliers qui demeurent disponibles en quantités illimitées et pour un coût encore gérable.

Ces obstacles ne peuvent être contournés que de deux manières:

- Convenir à l’échelon mondial, ou au moins régional, d’une réglementation drastique sur les émissions de Carbone non recyclable. En clair il s’agit de prendre au sérieux les avertissements du GIEC.

- Mettre sur le marché des carburants alternatifs à un coût compétitif.

Les deux démarches étant bien entendues complémentaires.

Les pouvoirs publics ont à leur disposition plusieurs leviers:

- La taxation, TICPE en France, qui permet de favoriser tel ou tel carburant.

- La réglementation, qui permet au contraire d’éliminer tel ou tel carburant.

- Le soutien au développement des carburants alternatifs. Le plan Industriel « Chimie verte et Biocarburants », l’un des 34 programmes pour la Nouvelle France Industrielle, a été validé le 2 Juillet 2014 et les Groupes de travail mis en place rendront leurs conclusions fin 2014 ou début 2015.

Les « ennemis complémentaires » Electricité et Biocarburants sont donc appelés à cohabiter et à unir leurs efforts pour repousser le pétrole au fond du trou avant le point de non retour.

Il nous reste à espérer que ce combat ultime ne sera pas une charge contre des moulins à vent.

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12 novembre 2014 3 12 /11 /novembre /2014 16:18

12 Novembre 2014

Depuis plus d’un siècle la consommation de nos voitures est exprimée en litres aux cent kilomètres. Trois générations d’automobilistes se sont familiarisées avec cet usage désormais entré dans les mœurs. La quatrième génération va devoir revenir à plus d’orthodoxie dans le choix des unités.

En effet, en ces temps où les économies d’énergie sont à l’ordre du jour, c’est l’énergie consommée qui nous intéresse et non pas le volume du carburant.

L’énergie chimique contenue dans un carburant est le PCI (Pouvoir calorifique Inférieur) ou le PCS ( Pouvoir Calorifique Supérieur), selon que l’on tient compte ou non de la chaleur latente de la vapeur d’eau présente dans les produits de combustion.

Voici les valeurs courantes exprimées en unités énergétiques par litre:

MJ = Méga Joule

KWh = KiloWattheure, avec 1 Wh = 3 600 Joule.

Essence: PCI = 35,5 MJ/L = 9,85 KWh

Gazole: PCI = 38 MJ/L = 10,55 KWh

Ethanol: PCI = 21,3 MJ/L = 5,9 KWh

E85 : PCI = 22,8 MJ/L = 6,33 KWh ( en moyenne puisque le E85 contient entre 65 et 85% d’éthanol)

On constate que l’énergie contenue dans un litre de carburant peut varier quasiment du simple au double, ce qui enlève toute valeur au Litre comme unité de mesure absolue de consommation énergétique, si l’on ne précise pas le carburant utilisé.

Mais alors pourquoi exprimer en Litre la quantité d’énergie utilisée par une voiture ?

Cet usage peu orthodoxe est lié au caractère liquide du carburant utilisé depuis un siècle, le client achète des litres et non pas des joules.

notre Ministre a fixé l’objectif de deux litres aux cent pour le projet futuriste qui est l’une des 34 propositions avant-gardistes. Mais des litres de quoi ?

S’il s’agit de carburants liquides à la température ordinaire, nous avons le choix entre Super 95, Gazole, E10, Super 98, Super E85, Ethanol, Huile de friture, Biodiesel, Bioéthanol, etc… qui ont tous des PCI différents.

Si l’on admet des combustibles gazeux on pense au Méthane, à l’Hydrogène, et il faut préciser la pression.

On peut aussi considérer les gaz liquéfiés, dont le PCI au litre est évidemment très différent des autres carburants.

Et si l’on utilise de l’électricité, va-t-on l’exprimer également en litres ?

On ne sait plus de quoi l’on parle.

La persistance de l’usage du Litre pour mesurer les consommations des voitures crée une ambigüité qui a été mise à profit par les constructeurs pour promouvoir les voitures hybrides rechargeables:

Le test NEDC, qui est encore utilisé pour mesurer la consommation normalisée des véhicules, a dû être adapté pour les voitures fonctionnant totalement ou partiellement à l’électricité.

Au démarrage du test la batterie est complètement chargée. Le véhicule roule jusqu’à épuisement de la batterie, puis parcourt 25 km supplémentaires avec le moteur thermique ( Nous parlons des hybrides rechargeables). La consommation de carburant est rapportée à la distance totale parcourue, pour calculer la consommation « mixte » aux cent kms.

La consommation ainsi déduite dépend évidemment de la capacité de la batterie, les résultats sont donc biaisés.

L’énergie électrique consommée pour charger la batterie s’exprime en KWh, et non en litres évidemment. Elle est alors purement et simplement escamotée, alors que le client a dû la payer pour recharger sa batterie.

Ce subterfuge est encouragé par la rumeur selon laquelle l’électricité de recharge des batteries serait quasiment gratuite, alors que le KWh d’électricité coûte le même prix que le KWh de supercarburant.

Cet étrange escamotage permet d’afficher des consommations miraculeuses, souvent proches de 1 L/100.

Prenons l’exemple de l’Opel AMPERA, version européenne de la Chevrolet VOLT: C’est un PHEV ( Plug-in Hybrid Electric Vehicle) équipé d’une batterie de 16 KWh, qui lui confère une autonomie électrique de 70 km environ en mode éco responsable, d’après le constructeur .

Au-delà c’est un moteur thermique qui prend le relais, avec une consommation d’environ 5 L/100, normale pour ce type de véhicule. ( Ce moteur thermique ne commande pas directement les roues, il se contente de recharger la batterie, ce qui ne change rien au bilan énergétique, la batterie servant alors de tampon).

Pour évaluer la consommation « normalisée », la batterie est chargée au maximum et la voiture roule jusqu’à épuisement du mode électrique, soit 70 km environ. Ensuite la voiture continue en mode thermique sur 25 km. Elle aura donc consommé 1,25 l de carburant liquide à la fin du test et elle est alors créditée de 1,3 L/100 puisque l’électricité de charge de la batterie est « oubliée » .

C’est la valeur indiquée au catalogue du constructeur pour le mode « extra-urbain. »

Le client veut des litres, on lui donne des litres, en « oubliant » de compter l’énergie de recharge de la batterie, qui est de 16 KWh . Or, 16 KWh sont l’équivalent énergétique approximatif de 1,6 l d’essence, qu’il faut donc ajouter à la consommation du moteur thermique sous peine de tromper l’usager. La valeur catalogue « honnête » devrait donc être 2,9 L/100.

Mais le client ignore cela et prend la valeur catalogue pour argent comptant. Il s’attend donc légitimement à consommer 1,3 L/100 sur route, or il consomme 5 ou 6 L/100 dès lors qu’il effectue un parcours de plusieurs centaines de kilomètres puisque seuls les 70 premiers kms sont en mode électrique, le reste est en mode thermique.

Sauf évidemment si l’usager emprunte un itinéraire jalonné de bornes de recharge rapide tous les 70 kms. Un tel itinéraire n’existe évidemment pas et n’existera jamais.

Ce « petit » contretemps, joint au prix de vente de 38 000 à 42 000 euros explique peut-être le peu de succès commercial de ce modèle.

Ce genre de « surprise » est caractéristique du concept PHEV, sur lequel les constructeurs auraient intérêt à communiquer plus clairement s’ils ne veulent pas dégoûter les clients de la voiture électrique.

Lorsque plusieurs types de carburants sont utilisés sur un même véhicule, il faut utiliser une seule unité, en l’occurrence le Joule ou son dérivé le Kilowattheure ( KWh ).

Le maintien du Litre comme mesure de consommation permet ainsi aux constructeurs de profiter de la confusion pour afficher des performances extra terrestres dans un double but:

D’une part enfumer le futur acheteur en l’impressionnant par des chiffres de consommation trafiqués.

D’autre part obtenir une étiquette énergétique flatteuse affichant des émissions de CO2 hors concours, mais fausses.

Car bien sûr les autorités responsables des normes de mesures de consommations normalisées et d’émissions de CO2 sont complices de cette mascarade.

Le consommateur soucieux de ne pas prendre des vessies pour des lanternes aura intérêt à faire preuve de perspicacité s’il veut éviter d’acquérir un objet qui sera au mieux décevant, et au pire invendable en occasion.

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8 novembre 2014 6 08 /11 /novembre /2014 16:41

8 Novembre 2014

Nos voitures consomment trop, près de trente milliards de litres de carburant chaque année en France, importés en totalité faut-il le rappeler.

Cette orgie de produits pétroliers plombe la balance du commerce extérieur, nous rend dépendants des pourvoyeurs de la sainte huile, augmente le taux de CO2 atmosphérique et aggrave la pollution particulièrement dans les zones urbaines.

Malgré les progrès incontestables des dernières décennies, la consommation normalisée moyenne des voitures neuves commercialisées en 2012 a encore été de 6,2 litres aux cent kilomètres, pour une moyenne générale de 8,5 L/100 sur l’ensemble du parc roulant particulier.

Cette situation ne peut plus durer.

Voilà le discours officiel que l’on entend dans toutes les réunions internationales autour de l’environnement, qui se terminent sur des engagements de respect d’un minium de sobriété énergétique, et de réduction des émissions de CO2. Des seuils sont convenus et des échéances sont fixées.

Mais la mise en pratique de ces bonnes résolutions est contrariée par la pesanteur des habitudes, l’opposition d’intérêts corporatistes, les manœuvres des lobbies, le manque de conviction de décideurs peu soucieux de bouleverser un secteur qui marche, et surtout le sentiment justifié que si des efforts importants doivent être consentis, ils doivent être mondialement acceptés sous peine de risquer des déséquilibres économiques préjudiciables à la bonne santé des industries, sans obtenir l’efficacité escomptée, surtout en matière de protection de l’environnement.

En matière d’automobile la transition énergétique est susceptible d’emprunter deux voies:

La première voie répond à la logique de mitigation des menaces d’épuisement des sources d’énergie fossiles, de réchauffement climatique dû aux émissions de CO2, et de perte d’indépendance engendrée par l’addiction au pétrole.

Réponse du berger à la bergère: Il n’y a qu’à abandonner le pétrole au profit de biocarburants à carbone recyclable et produits si possible à l’intérieur des frontières. Une légère modification des moteurs thermiques suffit pour accepter ces nouveaux carburants. Aucune révolution technologique, pas de remise en question des infrastructures, ni des moyens de production. Le Bioéthanol pour les moteurs à essence, et le Biodiesel pour les moteurs diesel, existent déjà dans la version de première génération. La production mondiale a atteint 160 Milliards de Litres en 2013, et la demande est croissante.

Mais cette première génération utilise la transformation de produits utilisables dans le secteur alimentaire, elle est donc condamnée à une part réduite du marché sous peine de nuire à l’alimentation humaine.

La seconde génération utilisant les parties végétales non consommables est en cours de développement avec des perspectives d’industrialisation d’ici 2020.

Une troisième génération encore plus vertueuse, obtenue à partir de cultures d’algues, sera introduite vers 2030.

En plus de nous permettre d’échapper à l’addiction au pétrole, les biocarburants présentent l’avantage supplémentaire de ne pas concurrencer les autres énergies renouvelables comme l’éolien, le solaire, l’hydraulique, qui seront par ailleurs très sollicitées pour prendre le relais des fossiles et de l’électronucléaire dans l’hypothèse d’un retrait de ce secteur.

Tout milite donc en faveur de leur adoption en remplacement des produits pétroliers, à l’horizon 2030.

A condition toutefois que les menaces citées plus haut soient prises au sérieux, que le prix du baril cesse de baisser, et que le lobby pétrolier n’étouffe pas les initiatives en faveur des nouveaux produits. On imagine sans peine que l’énorme machine de l’univers pétrolier n’acceptera pas sans réagir de voir son fonds de commerce remplacé par des productions issues d’un autre monde et ses revenus partir dans d’autres poches. C’est pourquoi les grandes compagnies pétrolières sont impliquées dans le développement des biocarburants, on n’est jamais si bien servi que par soi-même…

La seconde voie pour la transition énergétique automobile part du constat que les biocarburants de seconde génération ne seront pas en état de fournir le marché avant 2030, en intégrant les obstacles qui ralentiront leur développement, obstacles techniques, politiques ou économiques. Il faut donc, au moins pour les deux décennies prochaines et peut-être au-delà, disposer d’une solution de transition utilisant un mix des technologies actuelles et des technologies utilisant les énergies renouvelables disponibles aujourd’hui sans avoir à attendre 2020 ou 2030.

Les deux énergies disponibles aujourd’hui pour l’automobile sont d’une part les produits pétroliers et d’autre part de l’électricité dont une part de plus en plus grande peut être renouvelable ( c’est en tous cas l’objectif ).

La voiture de la transition des vingt prochaines années utilisera donc un mélange des deux, selon des architectures variables à l’infini, en essayant de consommer le moins possible de produits pétroliers.

On trouvera aux deux extrêmes de la gamme des modèles entièrement électriques ne consommant aucun produit pétrolier, et des modèles ne consommant que des produits pétroliers mais avec un rendement thermique élevé avec récupération d’énergie. Entre les deux sont les voitures hybrides pour lesquelles tous les dosages sont envisageables, selon l’usage prévu pour le véhicule.

Plus tard, lorsque les biocarburants seront disponibles et à un coût raisonnable, il sera possible de renoncer à l’électricité comme carburant automobile pour en laisser la disposition à d’autres applications dites spécifiques.

Pour l’usager la transition vers l’hybride risque d’être ressentie comme une frustration. En effet, les Hydrocarbures liquides ( Essence et gazole) permettent d’emporter une grande quantité d’énergie dans un faible volume et un faible poids, en sorte que l’on peut traverser le pays sans avoir à refaire le plein. De plus ces carburants sont toujours disponibles partout, en quantités illimitées et pour un prix encore gérable.

Aucune autre source d’énergie connue n’offre cette facilité.

Les tentatives récentes de promotion des nouveaux concepts tout électriques ou hybrides peinent à rencontrer une clientèle significative. La faible autonomie des véhicules électriques et le prix élevé des hybrides rechargeables proposés sur le marché suffisent à dissuader la majorité des clients potentiels. Toutes choses égales par ailleurs, un véhicule hybride sera toujours plus cher qu’un véhicule classique à seul moteur thermique car il comporte en plus un moteur électrique, une batterie importante, et un système d’accouplement et une électronique de gestion complexes. Son poids sera également plus élevé, et donc ses performances inférieures.

Nous voulons parler bien sûr des « vrais » hybrides rechargeables, qui offrent une autonomie électrique d’au moins 50 km, et non pas des « pseudo » hybrides dont la batterie est vide au bout de deux ou trois kilomètres!

( On présente même des « micro-hybrides » qui ne mettent en œuvre que des dispositifs comme la récupération d’énergie de décélération et/ou le Start-Stop, sans moteur électrique de traction et sans batterie conséquente. Nous classons ces engins dans la catégorie « pseudo-hybride »).

Aucun usager n’acceptera de renoncer spontanément à ce qu’il considère comme acquis, pour une solution moins performante surtout si c’est plus cher, à moins d’y être incité ou contraint.

Les mesures pourraient revêtir divers aspects:

- Taxation dissuasive des carburants pétroliers.

- Etablissement de quotas de carburant (tickets de rationnement).

- Interdiction d’accès aux zones urbaines faite aux véhicules à moteur thermique.

- Taxe carbone.

- Taxe annuelle sur les véhicules thermiques ( Vignette).

- Avantages consentis aux véhicules électriques ou hybrides (Prime à l’achat, stationnement gratuit, recharges gratuites, couloirs de circulation, etc…)

- Etc…

Inutile de préciser qu’aucune mesure contraignante n’est envisageable aujourd’hui, le contexte socio-économique n’y est pas favorable, les événements récents l’ont confirmé:

De l’enterrement des ZAPA à l’impossibilité de toucher à la niche fiscale du diesel, la démonstration a été faite de l’impuissance de l’autorité politique en ce domaine, du moins en France aujourd’hui.

Reste les mesures incitatives, dont la prime à l’achat d’un véhicule électrique ou hybride, déjà mise en œuvre et que ce Gouvernement envisage d’augmenter jusqu’à 10 000 euros !

La promotion du véhicule de transition restera donc problématique tant que les solutions classiques conserveront droit de cité ( au sens propre ).

La transition énergétique dans l’automobile risque ainsi d’être reportée à une date ultérieure faute d’une vraie politique d’incitation et/ou de contrainte.

D’autres facteurs sont venus entacher la réputation du véhicule de transition:

- L’autonomie réelle des modèles tout électriques s’est avérée très inférieure aux valeurs catalogues et de plus très variable selon le mode de conduite, les conditions de circulation, la charge embarquée, la température ambiante, et l’utilisation des auxiliaires de bord consommateurs d’énergie, notamment la climatisation.

- L’absence de bornes de recharge rapide aggrave le problème précédent et cantonne la voiture électrique à un usage urbain ou local.

- La consommation réelle des véhicules hybrides se révèle très supérieure aux consommations « normalisées » figurant aux catalogues. Les émissions de CO2 également. Cet écart est certes en partie dû à l’inadaptation des normes NEDC, mais les constructeurs n’ont rien fait pour rétablir la vérité.

- Un « vrai » hybride rechargeable offre une autonomie électrique de 50 km environ. Pour rouler électrique dans les déplacements locaux et trajet-travail il faut recharger la batterie tous les deux ou trois jours, voire tous les jours, selon les distances parcourues. ( Pour un kilométrage moyen de 12 000 km/an, dont 8 000 en local, il faut recharger pratiquement tous les jours). Il en résulte une contrainte pour l’usager dont la voiture « couche » dehors ou dans un parking non équipé d’une prise par emplacement.

Tous ces tracas potentiels suscitent une attitude de méfiance vis-à-vis de véhicules dont on ne sait plus très bien quelle va être leur consommation, ni où et quand il faudra recharger la batterie selon le trajet envisagé, et quel sera le prix de l’électricité consommée.

Pour sortir de cette impasse et convaincre le public il est indispensable d’agir à la fois dans le domaine de la communication en faisant le pari de la transparence, et dans le domaine législatif et réglementaire en posant des règles précises établissant un environnement assuré d’un minimum de pérennité.

Aujourd’hui les éléments d’un écosystème automobile stable ne sont pas présents:

- L’harmonisation des taxes sur les carburants est évoquée mais jamais décidée.

- Les normes de mesures de consommation et de pollution sont outrageusement laxistes et leur évolution tarde à se réaliser.

- Les mesures d’éloignement des véhicules polluants des centres urbains sont dans l’air mais jamais mises en pratique.

- L’infrastructure des bornes publiques de rechargement rapide est toujours inexistante.

- Le tarif de l’électricité de rechargement sur les bornes publiques n’a fait l’objet d’aucune communication.

- Le projet de tarification progressive de l’énergie électrique n’est toujours qu’un projet. Or sa prise en compte (ou non) de la recharge des batteries au domicile impactera lourdement la décision d’achat d’un véhicule électrique ou hybride. Aujourd’hui le flou est total.

- On ne sait toujours rien sur les intentions du Gouvernement concernant l’application ( ou non) de la TICPE sur l’électricité de recharge des batteries, ni sur le taux de TVA qui sera appliqué.

- De nouvelles normes de mesure de consommation et de pollution doivent être appliquées à l’horizon 2017. Leur impact sur l’étiquette énergie des véhicules est aujourd’hui inconnu, or il conditionne les valeurs de bonus-malus et le montant des primes à l’achat.

La persistance de tant d’incertitudes induit un manque de visibilité préjudiciable au marché des véhicules de transition. Au bout de plusieurs années d’existence les voitures hybrides ne représentent encore en France que 2,5% des ventes de voitures neuves. L’ensemble des véhicules électriques et hybrides en circulation constitue 0,5% du parc roulant, malgré le bonus écologique et l’attrait d’une consommation réduite, du moins selon les catalogues.

Le parc roulant de véhicules particuliers est le reflet de la situation économique du pays. La pyramide des âges de nos voitures révèle un âge moyen de 8 ans, et une durée de vie de 20 ans. (Au-delà de 20 ans le coefficient de survie est inférieur à quelques pourcents et les véhicules concernés roulent peu).

Le remplacement du parc actuel est donc une affaire de longue haleine qui ne sera pas achevée avant 2030, en supposant qu’elle débute aujourd’hui, ce qui n’est pas tout à fait le cas; aujourd’hui les ventes de véhicules neufs portent essentiellement sur des modèles classiques à moteurs thermiques (97,5% des ventes), la transition n’est donc pas encore réellement commencée.

Par ailleurs la situation économique ne permet pas d’envisager un renouvellement plus rapide du parc, qui aurait plutôt tendance à vieillir.

Deux ou trois décennies, c’est donc l’échelle de temps qu’il faut considérer pour l’aboutissement de toute stratégie de transition, du moins dans ce secteur.

On peut craindre que le basculement massif sur le véhicule électrique ou hybride ne se produira qu’à l’occasion d’une crise pétrolière durable créant une pénurie chronique accompagnée d’une hausse difficilement supportable du prix des carburants ( Baril à 200 ou 300 $).

La probabilité d’une telle crise à moyen terme est écartée par la plupart des « experts », mais le propre d’une crise c’est précisément son imprévisibilité.

Mais est-il vraiment raisonnable de bâtir une stratégie dont le succès dépend de la survenue d’une crise pétrolière ?

L’achat d’une voiture hybride est aujourd’hui plus un geste écologique que le résultat d’un choix technique ou économique. En l’absence de mesures incitatives et/ou contraignantes, il est à craindre que ce geste écologique ne suffise pas en lui-même à créer un marché significatif constituant l’amorce d’une transition énergétique.

Peut-être alors nous faudra-t-il attendre la venue des biocarburants pour amorcer l’abandon des carburants pétroliers ?

Rendez-vous en 2030...

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4 novembre 2014 2 04 /11 /novembre /2014 12:03

4 Novembre 2014

Les valeurs catalogues de consommation et d’émission de CO2 des voitures européennes sont actuellement obtenues à l’issue d’une procédure de test commune à tous les véhicules mis sur le marché européen. C’est la procédure NEDC :« New European Driving Cycle » (En français NCEC , Nouveau Cycle Européen de Conduite ).

Le cycle de test se déroule uniquement en atelier sur un banc à rouleaux et ne comporte aucune séquence « outdoor » en circulation « normale ». Il comprend une séquence simulant le comportement urbain consistant en une répétition à quatre reprises d’un parcours fictif de 1,013 km avec une vitesse maximale de 50 km/h et une accélération telle que les 50 km/h sont atteints en 26 secondes. Puis une séquence simulant le comportement extra urbain consistant en un parcours fictif de 6,955 km avec des périodes d’accélérations et des paliers à 50, 70, et 100 km/h, plus un test à 120 km/h pendant 10 secondes seulement.

L’ensemble de la procédure simule donc un parcours de 11 km et dure environ dix minutes pour une vitesse moyenne de 62 km/h.

Ce test ne peut en aucune façon représenter le vrai comportement du véhicule, ni en circulation urbaine à cause des accélérations beaucoup trop faibles ( 26 secondes pour atteindre 50 km/h, soit 0,53 m/s/s, c’est la performance d’un cycliste moyen), ni en parcours autoroutier puisque l’essai à 120 km/h ne dure que 10 secondes soit 1,7% du temps seulement. Quant aux valeurs d’émissions de CO2 mesurées dans ces conditions, elles sont évidemment très inférieures à la réalité du trafic, ce qui est encore plus grave que les erreurs de consommation puisque c’est l’objectif global de réduction de GES qui est biaisé.

Pourtant les résultats du test NEDC figurent aux catalogues des constructeurs et servent de base au calcul du bonus malus, lequel influence le choix de l’acheteur. Les véhicules neufs sont maintenant proposés avec leur « Etiquette énergie » indiquant en très gros caractères la consommation NEDC et classant la voiture selon une échelle de A à G qui ne peut laisser le futur acheteur indifférent.

Le problème est aggravé par le comportement de « certains » constructeurs qui n’hésitent pas à optimiser les réglages de leurs moteurs pour obtenir les meilleurs résultats au test NEDC, quitte à « relâcher » les performances en usage normal.

De plus, lors du test, la voiture est immobile sur les rouleaux; il est donc nécessaire de simuler les résistances de l’air et de roulement qui sont essentielles pour la consommation. Ceci est obtenu en appliquant aux rouleaux un couple de freinage dont la valeur est obtenue par une formule tenant compte des caractéristiques de la voiture en essai ( Coefficient aérodynamique, poids, etc…). Formule dont l’obtention prête le flanc à la critique.

Il a été également constaté que l’ordinateur de bord de certains véhicules est programmé pour détecter l’occurrence d’un test. Les réglages du moteur sont alors automatiquement modifiés et adaptés pour obtenir un résultat optimal.

Egalement la procédure tolère que tous les consommateurs auxiliaires soient débranchés ( Climatisation, sièges chauffants, voire même alternateur) et que des pneus spéciaux faible résistance de roulement soient montés.

Pratiquement, en usage normal, les consommations sont 10 à 40% supérieures aux valeurs NEDC qui figurent aux catalogues, mais également les émissions de CO2 et d’oxydes d’Azote, ce qui est beaucoup plus grave particulièrement sur les véhicules diesel.

Ces raisons suffisent en elles-mêmes à condamner la procédure NEDC.

D’autres anomalies viennent renforcer le verdict: La norme NEDC ne concerne que les véhicules européens. Les Etats-Unis et le Japon ont des normes différentes, donnant des résultats différents pour un même véhicule ! Or le marché de l’automobile est devenu mondial, une seule norme est souhaitable pour éviter la confusion.

Par ailleurs les normes actuelles ne conviennent pas aux véhicules hybrides rechargeables pour lesquels elles délivrent des résultats fantaisistes selon la capacité de la batterie, qui influe sur les parts respectives de l’électrique et du thermique, lequel dépend aussi des choix du mode de conduite ( Electrique seul thermique seul, ou mix des deux). Les hybrides rechargeables récents sont équipés de batteries de 6 kWh environ leur donnant une autonomie électrique de l’ordre de 50 kms, très supérieure au parcours simulé par le test NEDC, qui est de 11 kms. Cette distance est aisément parcourue uniquement sur la batterie par un PHEV, qui peut donc afficher une consommation de carburant nulle. ( La consommation d’énergie n’est évidemment pas nulle puisque la batterie est sollicitée). Le test NEDC n’est pas conçu pour prendre en compte valablement cette particularité. Une cote mal taillée permet cependant d’afficher des résultats acceptables mais faux, parfois même «miraculeux » .

Un PHEV annoncé pour une consommation de 1,5 L/100 kms consommera en réalité 0 L/100 en parcours urbain et 6 ou 7 L/100 sur un long parcours routier.

La mise au point d’une nouvelle norme a donc été mise en chantier sous l’égide des Nations Unies, elle est en cours de finalisation et devrait être introduite prochainement. A quelques ajustements près elle sera mondiale et la procédure de test sera plus représentative de la réalité.

Baptisée WLTP ( Wordwide Light vehicle Test Procedure) elle diffère du test NEDC sur de nombreux points:

- Les véhicules sont classés en trois catégories selon l’indice Puissance / Masse ( PMR), pour lesquelles des versions différentes du test ont été définies:

Classe 1: PMR <= 22 W/kg

Classe 2: 22 < PMR <= 34 W/kg

Classe 3: PMR > 34 W/kg

- La longueur simulée du parcours est allongée: 23,3 km au lieu de 11 km.

- La durée du test est portée à 1 800 secondes.

- Il est prévu quatre phases de conduite

Vitesse basse, durée 589 secondes.

Vitesse moyenne, durée 433 secondes.

Grande vitesse, durée 455 secondes.

Très grande vitesse, durée 323 secondes.

(Les parts respectives des basses vitesses et des hautes vitesses est plus conforme aux usages réels).

La nouvelle norme inclut la mesure des particules selon la masse (MP) et selon le nombre (NP). Le test des véhicules électriques fait l’objet de dispositions particulières.

Cette norme conduira à des résultats de consommation et d’émissions de CO2 supérieures aux valeurs mesurées actuellement, parfois très supérieures pour certains véhicules notamment diesel, entraînant automatiquement le déclassement des modèles dans l’étiquette énergie, et la disparition des catalogues de certains chiffres de consommation « miraculeux ».

Une période d’adaptation sera nécessaire, pendant laquelle il est possible que les seuils d’émissions et de pollutions soient relevés pour permettre aux constructeurs d’éviter des déclassements préjudiciables à la bonne marche des affaires ( L’étiquette énergie va devoir être revue afin d’être autre chose qu’un gadget).

On peut attendre que les moteurs de nos voitures soient enfin optimisés pour un usage normal et non plus seulement pour réussir le test, comme c’est le cas aujourd’hui. Quant aux clients ils seront enfin, espérons-le, traités en adultes à qui on n’essaiera plus de vendre des vessies à la place de lanternes.

La nouvelle norme WLTP devrait être appliquée en 2017 après une période d’adaptation.

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16 octobre 2014 4 16 /10 /octobre /2014 15:56

16 Octobre 2014

Le PHEV ( « Plug-in Hybrid Electric Vehicle » en bon franglais ) a la préférence des usagers qui souhaitent allier les avantages de la traction électrique et la tranquillité du moteur thermique.

Le moteur électrique se charge des déplacements de courtes distances, essentiellement urbains mais pas que, en consommant uniquement de l’électricité fournie par une batterie Lithium-ion de quelques kWh, rechargée sur une prise domestique le soir à la maison, au bureau ou en ville sur une borne publique ( on commence à en voir).

Le rendement élevé de la traction électrique (80%) permet de réduire la facture énergétique. ( Le prix du kWh électrique est le même que celui fourni par le carburant pétrolier soit #14 centimes TTC. C’est le rendement du moteur électrique qui fait la différence).

Le moteur thermique se charge des déplacements routiers en prenant le relais dès que la batterie est vide, ou avant si le conducteur le décide. La consommation est alors celle du groupe thermique seul, comparable à celle des voitures classiques non électrifiées c’est-à-dire entre 5 et 7 L/100 selon la classe du véhicule ( A, B, ou C), la vitesse de croisière, le profil du parcours, la charge et la manière de conduire évidemment.

( les chiffres que nous donnons sont les chiffres réels, toujours 20 à 30% supérieurs aux chiffres catalogues de la norme NEDC).

Certains modèles permettent de coupler les deux moteurs pour disposer d’un surcroît de puissance momentanément.

On comprend que la consommation moyenne du véhicule dépend essentiellement des proportions respectives de traction électrique et de traction thermique, voire des deux à la fois.

Pour un véhicule classique à moteur thermique la consommation s’exprime en litres de carburant aux cent kilomètres.

Pour un PHEV la consommation comprendra deux composantes: le carburant liquide et l’électricité, des deux devant être additionnés. L’un est en litres et l’autre en kWh. Notons qu’il est plus juste d’exprimer les deux en kWh, le « Litre » n’étant pas une unité énergétique. (Les constructeurs donnent la puissance de leurs moteurs thermique en kW).

Les consommations « normalisées » données dans les catalogues sont mesurées selon le cycle NEDC qui est sans rapport avec les conditions réelles d’utilisations, lesquelles sont en plus variables d’un conducteur à l’autre.

Suite aux protestations (et aux procès aux Etats-Unis) des clients mécontents de constater des consommations très supérieures aux valeurs catalogues , le cycle NEDC est en cours de modification et doit être remplacé à partir de 2017 par le cycle WLTP ( Worldwide harmonized Light Vehicle Procedure) censé donner des valeurs plus proches de la réalité.

Ce qui est faux puisque ce nouveau cycle est effectué en postulant un rapport « normalisé » entre la propulsion électrique et la propulsion thermique, alors que dans la pratique il dépend de chaque conducteur selon qu’il utilise sa voiture surtout en ville ou surtout sur la route.

On n’a donc pas fini d’entendre les doléances des acheteurs déçus auxquels on aura vendu un engin censé consommer 1,5 Litres aux cent et qui se retrouvent avec une consommation double de celle du catalogue parce qu’ils font plus de route que de ville.

Par ailleurs il faut reconnaître qu’il est difficile d’expliquer à un futur client que la consommation normalisée indiquée au catalogue n’a que de lointains rapports avec ce que Lui consommera réellement selon Son usage et Sa façon de conduire.

Pour un PHEV il serait souhaitable de donner, en plus de la consommation normalisée, les consommations à vitesse stabilisée de 120 km/h en propulsion thermique, et l’autonomie en propulsion électrique en cycle urbain plus proche de la réalité que le cycle NEDC.

L’acheteur d’un PHEV doit savoir ce qu’il consommera non seulement pour ses petits parcours locaux, mais aussi pour ses déplacements de plusieurs centaines de kms avec armes et bagages sur nos belles autoroutes encore autorisées à 130 km/h.

En attendant il devra faire preuve de circonspection et tâcher de ne pas céder trop facilement aux sirènes de la publicité.

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15 octobre 2014 3 15 /10 /octobre /2014 10:05

15 Octobre 2014

Le chamboule-tout de la transition énergétique entraîne comme conséquence, entre autres, la nécessité de revoir le concept de la motorisation automobile.

Ici il n’est pas inutile de rappeler que nos voitures consomment annuellement 29 Milliards de litres de carburants pétroliers, tous issus d’importations, et recrachent dans le même temps plus de 45 millions de tonnes de CO2 accompagnées de divers poisons et nanoparticules cancérigènes.

Réduire la consommation de produits pétroliers, voire même l’annuler, et tirer partie de l’électricité des énergies renouvelables et des biocarburants, voici les motivations qui gouvernent désormais le landerneau de la voiture.

Ces dernières années ont vu apparaître une pléthore de modèles soit tout électriques, soit mi-électriques et mi- thermiques, et dont le prix est très élevé lorsque l’on écarte les bonus et autres subventions déguisées. La démonstration a donc été faite de la faisabilité de n’importe quel concept, mais il reste à démontrer la faisabilité d’un concept économiquement valable car il n’est pas possible de construire un marché reposant sur des subventions.

C’est le but du projet d’industrialisation d’une voiture consommant deux litres aux cent. Deux concepts ont été présentés au salon de l’Auto par RENAULT et PSA.

Le concept « Hybrid Air » de PSA est basiquement une voiture à moteur thermique de 82 CV ( 3 cylindres, 1,2 L de cylindrée, cycle Atkinson) monté dans une caisse très allégée faisant appel à des matériaux et des procédés nouveaux.

Un système Oléo-pneumatique de récupération d’énergie au freinage et décélération permet d’épargner en ville 35 à 45% de la dépense énergétique, et ce sans faire appel à une batterie coûteuse. L’énergie récupérée est stockée dans une bouteille sous forme d’Azote gazeux comprimé par une pompe à huile. Cette énergie est restituée ensuite par la décompression du gaz et transmise aux roues via le même circuit hydraulique fonctionnant à l’envers.

Les dimensions de la bouteille et la pression max admise permettent de stocker jusqu’à 150 kJ. C’est une valeur très faible ( 150 kJ sont l’équivalent de 15 mL d’essence), mais suffisante pour permettre d’absorber et de restituer l’énergie perdue lors des accélérations et des ralentissements en ville (Pompage énergétique).

( L’énergie cinétique d’une voiture de 800 kg lancée à 50 km/h n’est « que » de 90 kJ).

Ce concept est intéressant à plus d’un titre:

- Il se passe de la coûteuse et lourde batterie Lithium-ion qui impacte fortement le prix et doit être remplacée au bout de quelques années.

- Le réservoir d’Azote comprimé ne présente aucun risque d’incendie ou d’explosion puisque ce gaz est neutre.

- Il n’utilise pas l’électricité et n’a aucun problème d’autonomie.

Par contre, l’appellation « Hybride » pour ce concept est un peu abusive car une seule source externe d’énergie est utilisée. Il faudra être plus précis pour ne pas induire le consommateur en erreur.

Les termes de « semi hybride » et « full hybride » ont été proposés, sans être plus satisfaisants.

Le concept présenté par RENAULT est un « PHEV Low cost » .

Le PHEV ( Plug-in Hybrid Electric Vehicle) est très répandu sur le marché, il combine un moteur thermique, un moteur électrique, une batterie Lithium-ion, et la possibilité de recharger cette batterie sur une prise de courant domestique ou sur une borne de recharge rapide. ( On parle aussi de concept « ceinture et bretelles »).

La récupération d’énergie au freinage est réalisée par un alternateur et l’énergie est stockée dans la batterie.

Les modèles actuels selon ce concept sont très chers. Là aussi l’objectif est de réduire le coût en agissant sur le poids du véhicule et l’amélioration des rendements du GPM ( Goupe Moto Propulseur) et des auxiliaires.

Le prototype ( Eolab) de RENAULT est équipé d’un petit moteur thermique 3 cylindres de 1 L de cylindrée et 68 CV, un moteur électrique de 50kW et un réservoir de 18 L. Une batterie de 6,7 kWh suffit pour une autonomie électrique d’une soixantaine de kms. Au-delà c’est le moteur thermique qui prend le relais avec une consommation évidemment supérieure aux 1L/100 annoncés dans les notices.

La consommation de ce type de véhicule se partage entre deux sources d’énergie: l’essence et l’électricité. A toujours parler de l’essence on en oublie que l’électricité n’est pas gratuite et doit être comptabilisée. Aujourd’hui l’énergie électrique est aussi chère que l’énergie du carburant liquide: 14 centimes le kWh.

L’Eolab marque un changement de stratégie de RENAULT, jusqu’alors exclusivement orientée tout électrique. On ne peut que s’en féliciter.

Ces deux modèles sont des exercices de style, tout reste à faire pour obtenir des modèles industrialisables au coût du marché.

Demain le marché sera diversifié et les erreurs de stratégie se paieront cash.

Les solutions exclusives tout électriques traîneront toujours les problèmes de batterie énorme, coûteuse et d’autonomie incertaine due à la rareté des bornes de rechargement rapide.

Les concepts à ultra basse consommation seront en retrait concernant les performances, le gabarit, le confort, les équipements, et risquent d’être relégués dans le bas de gamme peu profitable pour le constructeur.

Les modèles classiques à moteur thermique conserveront leur intérêt grâce aux biocarburants de deuxième génération et bénéficieront des progrès de rendement et d’allègement régulièrement constatés.

A partir de 2020 on pourra même voir apparaître des véhicules à piles à combustible qui créeront une niche supplémentaire.

On verra probablement coexister deux conceptions de la voiture: des modèles pour la ville et des modèles pour la route. Les modèles qui feront les deux seront très chers.

Le consommateur aura donc à choisir entre de nombreux concepts, et les choix seront influencés par l’évolution des règlementations antipollution, des bonus-malus, de la taxe Carbone, des mesures incitatives, du prix des carburants et de l’électricité, des éventuelles restrictions de circulation, et bien sûr des prix.

L’achat d’une voiture va devenir une démarche compliquée pour le consommateur. Pour lui éviter un saut dans l’inconnu la profession devra jouer la transparence notamment sur les consommations réelles, l’autonomie, les performances, les coûts d’entretien, le coût réel du carburant électrique.

La transition devra se faire aussi dans les esprits…

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13 octobre 2014 1 13 /10 /octobre /2014 15:21

13 Octobre 2014

« Le 20 Janvier 2009 , dans le contexte de la crise économique de 2008, le Ministère de l’Economie, des Finances et de l’Industrie organisait les Etats Généraux de l’Automobile, regroupant les principaux acteurs de la filière. Après des travaux préparatoires conduits par des représentants des constructeurs, des fournisseurs, des organisations professionnelles et des pouvoirs publics, la Plateforme de la Filière Automobile (PFA) a été mise en place le 28 avril 2009, et officiellement inaugurée le 9 juin 2009, en présence de Luc Chatel, ministre de l'Industrie. »

La PFA a notamment pour missions de :

- Contribuer à promouvoir et développer toutes activités d’étude dans le domaine automobile au sens large.

- Représenter l’ensemble de la filière automobile française, en lui permettant de s’exprimer d’une seule voix lorsque le sujet le justifie.

- Mener toute action de nature à valoriser la filière et à en assurer la compétitivité.

- Développer une vision claire des grands enjeux de moyen et long terme communs à l’ensemble de la filière, et organiser les actions permettant d’y répondre.

- Développer l’attractivité de la filière et de ses métiers et orienter sa politique d’emploi, de formation et d’apprentissage.

- Contribuer aux relations harmonieuses entre tous les acteurs de la filière au travers du Code de Performance et de Bonnes Pratiques et de la médiation.

7 comités sont chargés des différents aspects de la stratégie automobile. Le comité « Techniques Automobile » (CTA) est le représentant scientifique et technique unique de la filière automobile.

(Extrait de la présentation PFA. pfa-auto.fr/)

Le 19 octobre 2012, à l’occasion du Comité stratégique de la filière automobile, Arnaud Montebourg, ministre du Redressement Productif, a confié à la Plateforme de la Filière Automobile (PFA) la définition des axes prioritaires pour la R&D, notamment autour du projet «Véhicule 2L/100 km» voulu par le Premier ministre et qui fait partie des 34 plans industriels sélectionnés ( Investissements d’avenir).

Ce programme, mis en place au sein de la PFA, a pour mission de développer les briques technologiques permettant :

- De produire des ruptures en termes de CO2 à coût acceptable pour le client, avec comme objectif une consommation homologuée de l’ordre de 2l/100 km,

- De répondre aux attentes des consommateurs en termes de sécurité (aides à la conduite) et de connectivité (multimédia et systèmes de navigation).

15 thèmes de travail ont été définis ( Briques technologiques):

1- Full Hybride essence non rechargeable ( Hybrid-Air Peugeot).

2- Hybrid essence rechargeable ( PHEV Low cost Renault).

3- Mild Hybrid 48 V.

4- Rendement moteurs essence atmosphériques et suralimentés.

5- Adaptation ICE ( Internal Combustion Engine) aux chaînes hybrides.

6- Allègement des composants mécaniques.

7- Réduction des pertes et récupération d’énergie thermique.

8- Contribution du pneu à l’optimisation énergétique du véhicule.

9- Allègement structure, composants et nouvelle filière.

10- Aérodynamique.

11- Rendement des consommateurs ( auxiliaires).

12 - Systèmes thermiques et chauffage de l’habitacle.

13- ADAS ( Advance Driver Assistance System) et éco conduite évoluée.

14- Voiture connectée.

15- Navigation temps réel.

Une aide au financement des travaux pourra être accordée après sélection du projet collaboratif par les instances de gouvernance du Programme des Investissements d'Avenir. »

Le moins que l’on puisse dire est que la stratégie automobile est bien encadrée, trop peut-être diront certains, qui craignent de voir les projets s’enliser dans une bureaucratie excessive, et surtout de voir les choix techniques plus motivés par l’optimisation des financements de R&D que par les besoins réels du marché.

Mais ne crachons pas dans la soupe avant de l’avoir goûtée.

Voici donc le cadre dans lequel sera développée la fameuse voiture à deux litres aux cent kms.

On peut se demander pourquoi une mobilisation aussi intense puisque la voiture électrique d’une part, et les biocarburants d’autre part, résolvent les problèmes du CO2 et de l’indépendance énergétique.

Faut-il en conclure que nos décideurs ont perdu toute confiance dans ces deux voies ?

Le programme d’industrialisation démarre sur deux prototypes présentés pas nos duettistes PSA et RENAULT. Nous décrirons ces deux objets dans un prochain article, il y a à boire et à manger. Les deux visent d’emblée une réduction des coûts permettant de faire jeu égal avec les voitures classiques dès 2017 pour toucher un large public, ce que n’ont pas su faire les véhicules hybrides de première génération.

Affaire à suivre…

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8 octobre 2014 3 08 /10 /octobre /2014 18:13

8 Octobre 2014

L’économie allemande demeure la référence pour de nombreux commentateurs, et le toujours (encore) solide couple franco-allemand est une raison supplémentaire pour la France de s’intéresser de près à la « recette » de nos voisins afin, pourquoi pas, de tenter de l’accommoder chez nous notamment pour réaliser notre transition énergétique dont l’accouchement semble si difficile en Gaule.

Cet intérêt se trouve renforcé par le constat du volontarisme allemand en matière d’énergies renouvelables et de politique nucléaire, dans le droit fil de la revendication écologique qui a tant de peine à se faire entendre chez nous.

Comment ne pas être tentés de prendre les mêmes ingrédients et de touiller la même tambouille, la magie imitative est un moteur puissant qui peut tenter plus d’un responsable politique.

L’effort allemand en matière d’énergie éolienne a frappé les esprits de ce côté-ci du Rhin et est souvent mis en avant comme symbole de la réussite d’une transition énergétique réussie, ou du moins en passe de l’être.

Essayons d’y voir plus clair.

( Tous nos chiffres sont extraits des données SOeS et du Document de travail de la Direction Générale du Trésor, N° 2013/05 de Novembre 2013: « Comparaison des prix de l’électricité en France et en Allemagne. » ).

L’Allemagne produit 675 TWh d’électricité annuellement. La production éolienne, qui repose sur une puissance installée de 35 GW, contribue à hauteur de 53,4 TWh, soit 7,9 % du total.

Le facteur de charge moyen est donc de 17,4%, valeur classique pour un parc essentiellement terrestre jusqu’à présent.

Cette part modeste d’éolien est de nature à tempérer quelques enthousiasmes, et rappeler qu’il ne faut jamais prendre la partie pour le tout. Ce résultat peu glorieux est inhérent au procédé dont les performances dépendent directement du régime des vents.

Malgré une contribution énergétique encore peu significative, l’éolien allemand pèse lourdement sur le marché de l’énergie pour plusieurs raisons déjà en partie évoquées dans l’article précédent. Il induit notamment des dépenses de soutien aux énergies renouvelables, des dépenses de restructuration du réseau, des dépenses liées au maintien de moyens de « backup » en relève de l’intermittence, ces dépenses étant chargées sur la facture du consommateur.

De plus le marché est perturbé par la priorité à l’injection concédée à l’éolien, qui décale le « merit order » et compromet la rentabilité des centrales à gaz dont ils ont pourtant grand besoin pour soutenir les éoliennes lorsqu’elles manquent d’air.

Le tarif domestique moyen TTC en Allemagne est de 26 cent/kWh:

Décomposition:

- Fourniture ( l’énergie reçue): 8,22 cent

- Taxe d’accès au réseau: 6,04 cent

- Contribution énergies renouvelables: 3,59 cent

- Redevance de concession: 1,79 cent

- Contribution cogénération: 0,6 cent

- Taxe écologique sur l’électricité: 2,05 cent

- TVA: 4,13 cent

TOTAL: 26 cent.

contre 14,1 en France (TTC)…

Quel consommateur français, même admirateur du système économique allemand, serait prêt à accepter une augmentation de tarif de 84% en échange de 7,9 % d’énergie éolienne ?

Mais rassurons-nous, les allemands eux-mêmes ont conscience que ce modèle de transition est intenable et doit être amendé. Est-il acceptable de devoir revenir au charbon pour atténuer les coûts induits par les renouvelables ?

Côté français, nous avons un kWh offert à un prix de braderie qui arrange bien tout le monde. Il y en a même qui se chauffent à l’électricité !

Pourvu que ça dure…

Mais au fait, quel est le truc ?

Bon sang mais c’est bien sûr, c’est le nucléaire, qui fournit 75% de nos besoins électriques, et l’hydraulique qui en fournit 10%.

Ce mix, singulier en Europe, offre plusieurs avantages:

- Le parc nucléaire déjà ancien est quasiment amorti et le coût marginal est faible. Le prix ARENH ( Accès Règlementé à l’Electricité Nucléaire Historique) fixé à 42 euro/MWh reflète assez bien le prix de revient. Bien sûr ce prix de revient peut être contesté car les provisions pour démantèlement sont approximatives particulièrement pour le stockage long terme des déchets de très haute activité, et le coût d’une éventuelle catastrophe nucléaire n’est pas pris en compte.

- Le niveau encore très bas de notre parc d’énergies renouvelables intermittentes nous évite d’avoir à supporter les dépenses afférentes que les allemands doivent assumer plein pot, les taxes chargées sur les factures françaises sont beaucoup plus faibles qu’en Allemagne.

Cette situation est évidemment provisoire.

La nécessaire transition énergétique nous met en demeure de choisir entre deux stratégies:

Soit nous continuons dans le nucléaire, et il nous faudra renouveler les installations en remplaçant les REP par des EPR à 8 Milliards la pièce.

Soit nous décidons un retrait progressif du nucléaire, et il nous faudra investir massivement dans les énergies renouvelables tout en assumant les dépenses de démantèlement et de stockage des déchets radioactifs. De plus il sera nécessaire de construire un parc de relève de l’intermittence des renouvelables ( centrales à Gaz ).

Quelle que soit la voie choisie elle conduira à un modèle économique dans lequel le prix de l’électricité sera très supérieur au prix actuel. On comprend dès lors le peu d’empressement des Gouvernements successifs à aborder de front l’échéance de la transition énergétique, et leur préférence pour des solutions conservatives.

Hâtons-nous lentement…Et laissons les Allemands essuyer les plâtres.

Mais ne rêvons pas, l’époque du kWh à trois sous est bien révolue.

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5 octobre 2014 7 05 /10 /octobre /2014 19:02

5 Octobre 2014

A peine commencée, la transition énergétique commence à jouer au chamboule-tout dans le monde de l’énergie.

C’est que, à tant jouer sur le registre des grands sentiments écologiques, on en a oublié que tout çà c’est quand même de l’industrie et que dans ce secteur on ne fait pas n’importe quoi à n’importe quel prix sans conséquences.

La fabrication et la distribution de l’électricité n’échappe pas à la règle.

Pour encourager le développement de l’éolien plusieurs mesures ont été décidées par les Etats afin de permettre à ce procédé nouveau de se faire une place parmi les anciennes technologies et si possible une place prépondérante.

La première mesure consiste à subventionner l’activité pour lui donner artificiellement une compétitivité sur le marché, ce qui constitue une première distorsion de concurrence puisqu’il s’agit d’une rémunération « hors marché ». On l’appelle « Feed-in Tariff », ou tarif de rachat en France, que le consommateur acquitte avec la CSPE. Des versements directs au producteur sont aussi pratiqués.

Ce petit jeu fonctionnera tant que Bruxelles n’interviendra pas pour distorsion de concurrence.

La seconde mesure consiste à accorder aux énergies renouvelables intermittentes le statut « prioritaire sur le réseau ». Par exemple en Allemagne existe la loi dite « EEG » qui stipule ceci:

« les exploitants de réseau sont tenus d’accepter l’injection de l’ensemble de l’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelable et de gaz de mine qui leur est offerte ainsi que de le transporter et distribuer sans délai et en priorité ».

Cette préférence, jointe au coût marginal artificiellement réduit de l’électricité éolienne, entraîne une baisse des cours qui compromet la rentabilité des centrales à gaz.

La troisième mesure consiste à ne pas faire supporter par les producteurs d’électricité éolienne les conséquences de l’intermittence imprévisible de leur production. Dans leurs bilans cette dépense est « externalisée », en fait elle est reportée sur les concurrents qui sont priés de se débrouiller avec cette histoire d’intermittence !

( Laquelle est prise en charge soit par l’Hydraulique, soit par les centrales à Gaz qui sont les seules à pourvoir réagir assez rapidement). Si l’on ajoute à cela la gratuité des intrants ( Le Soleil et le vent sont gratuits jusqu’à preuve du contraire), il ne reste plus à supporter que les charges d’exploitation, ce qui ouvre une voie royale aux énergies renouvelables intermittentes.

C’était le but recherché à l’origine.

Voyons quelles en sont les conséquences.

Disons tout de suite que la France ne souffre pas encore du syndrome éolien puisque la part de cette énergie dans le mix électrique est encore très faible chez nous, le nucléaire et l’hydraulique assurant l’essentiel de la production.

Il en va tout autrement en Allemagne où l’éolien a le vent en poupe, surtout depuis le moratoire sur le nucléaire.

Dans une économie ouverte à la concurrence, pour satisfaire la demande du marché on commence par faire appel à l’énergie la moins chère, puis les autres interviennent en fonction de leurs coûts respectifs ( c’est le « merit order » ). Mais la loi imposant d’écouler d’abord l’électricité éolienne, le « merit order » se trouve décalé au détriment des autres énergies qui, elles, ne sont pas subventionnées. (Jusqu’à preuve du contraire le fuel, le gaz naturel, le Charbon, le Lignite, ne sont pas gratuits). Et comme par dessus le marché le prix du charbon est en baisse pour cause de Gaz de Schiste aux Etats-Unis, et d’insuffisance du prix des droits à polluer, c’est lui qui vient après l’éolien, au détriment du gaz naturel qui se trouve réduit à la portion congrue, il est appelé en dernier ressort.

Economiquement, c’est le retour en force du Charbon.

Le secteur énergétique se trouve alors en situation de devoir mettre en sommeil des centrales à gaz, voire même de les fermer pour cause de non rentabilité ( et spécialement les plus récentes, qui ont évidemment les coûts les plus élevés).

En effet il n’est pas concevable de conserver en activité des centrales qui ne seront « appelées » qu’une partie du temps, et dont le coût de production est supérieur au prix de marché.

Oui mais, ce sont précisément ces centrales à gaz qui sont appelées à compenser l’intermittence de l’éolien, et particulièrement les centrales modernes CCGT ( A cycles combinés) en raison de leur faible temps de réaction et de leur rendement élevé ( 60% contre 37% pour les centrales classiques).

L’éolien est en passe de tuer les centrales à gaz, alors qu’il en a un impérieux besoin pour la relève de l’intermittence…

Ce pataquès se produit alors que la production éolienne ne représente encore « que » 8% de la production électrique allemande ( 53 TWh sur 640). Le lecteur imaginera aisément la situation lorsque la part éolienne sera de 30% !

Les responsables politiques sont conscients de la non adéquation du modèle économique sur lequel repose la marché de l’énergie européen. Mélanger des objectifs politiques ( lutte contre le réchauffement climatique) avec des objectifs industriels ( rentabilité de toute production) exige une approche globale qui n’a pas été prise en compte jusqu’à présent.

Le mode de soutien aux énergies renouvelables intermittentes est à revoir, de même que le système des crédits carbone. Quant à la relève de l’intermittence des énergies renouvelables ( Backup), il est grand temps qu’elle soit prise au sérieux sous peine d’avoir à gérer des périodes de blackout dès 2015/2016, pour peu que l’on arrête deux ou trois centrales nucléaires de plus en Europe.

Peut-être également est-il temps de cesser de considérer l’éolien comme une danseuse à qui tout est permis, et de lui faire supporter une partie de ses coûts somptuaires, et dans le même temps faire payer les émissions de CO2 à leur juste prix.

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4 octobre 2014 6 04 /10 /octobre /2014 18:33

4 Octobre 2014

Parmi les objectifs annoncés par le Gouvernement pour la nouvelle politique énergétique figurent les deux déclarations suivantes:

- La part de la production électronucléaire dans le mix électrique sera réduite de 75% à 50% à l’horizon 2025.

- La puissance du parc électronucléaire sera plafonnée à sa valeur actuelle, soit 63,2 GWe. Le rapprochement de ces deux propositions n’est pas sans intérêt.

D’abord il nous faut dire un mot de la production électrique actuelle en France:

L’électronucléaire fournit la consommation de base, avec un parc constitué de 58 réacteurs en activité:

- 4 réacteurs de 1 450 MWe.

- 20 réacteurs de 1 300 MWe.

- 34 réacteurs de 900 MWe.

(L’unité MWe correspond à la puissance électrique disponible en sortie des alternateurs).

La puissance totale dégagée par la réaction de fission est environ trois fois plus importante mais, à cause du rendement de conversion de # 33% (Un réacteur électronucléaire est une machine à vapeur qui brûle de l’Uranium) seul le tiers de cette énergie est converti en électricité, le reste est de la chaleur perdue. Il est possible de récupérer une bonne partie de cette chaleur perdue et ainsi d’améliorer le rendement, c’est la cogénération. Mais elle n’est pas encore appliquée dans les centrales nucléaires, du moins en France.

La puissance électrique du parc installé est donc de # 63 GWe, donc théoriquement capable de produire 550 TWh sur une année si tous les réacteurs fonctionnaient simultanément sans interruption et à leur puissance nominale. (Il suffit de multiplier la puissance par le nombre d’heures d’une année). Mais cette valeur théorique n’est en fait jamais atteinte car sur les 58 installations il y en a en permanence au moins une demi douzaine qui sont mises à l’arrêt par roulement soit pour leur grande visite décennale, soit pour le remplacement du combustible, soit pour quelque autre raison technique liée à l’entretien ou à un incident. La puissance effectivement disponible à un moment donné est alors plutôt de 50 GWe environ en moyenne, variable selon le type des réacteurs indisponibles et selon la durée de l’arrêt.

Le coefficient d’utilisation Kp est actuellement de 80% , avec des variations de +/- 10% d’une année sur l’autre. (Les coréens atteignent paraît-il 85%, mais avec un parc beaucoup plus récent). Cette puissance de # 50 GWe, disponible théoriquement tout au long de l’année sans intermittence malgré quelques fluctuations, permet d’obtenir une production électronucléaire moyenne annuelle comprise entre 400 et 460 TWh bon an mal an. (L’électronucléaire c’est comme le vin, il y a des bonnes et des mauvaises années).

C’est ainsi qu’en 2010 la production électronucléaire fut de 408 TWh, alors qu’en 2011 elle a atteint 420 TWh, et 440 TWh en 2012, la nature et la gravité des causes d’arrêt étant variables d’une année sur l’autre. (Les mauvaises langues ajoutent que la production dépend également des budgets alloués à la maintenance, laquelle dépend beaucoup de l’âge des chaudières).

Lorsque la puissance appelée sur le réseau est inférieure à 50 GW, ce qui arrive couramment en milieu de journée et/ou la nuit, la production des réacteurs peut être réduite pour s’adapter à la baisse de la demande dans le cadre du régime de « suivi de charge » (Régime flexible), sauf si le marché extérieur est demandeur, auquel cas la puissance est maintenue et l’énergie excédentaire est exportée chez nos voisins, dans les limites imposées par le débits max des réseaux d’interconnexion transfrontaliers.

La production électronucléaire moyenne absorbée par la consommation interne de la France est donc, pour ces raisons techniques, toujours inférieure à la production effective des centrales, laquelle est elle-même dépendante du coefficient d’utilisation Kp et de la demande du marché frontalier.

Notons au passage que le plan de travaux d’amélioration de la sûreté des centrales, décidé à la suite de la catastrophe de Fukushima, entraînera certainement une baisse de la production électronucléaire sur plusieurs années à cause de l’arrêt prolongé de certaines installations pour modifications (sauf si l’EPR de Flamanville est mis en service rapidement et si Fessenheim voit sa durée d’exploitation prolongée).

EDF procède à la mise en place de moyens de production de substitution afin de pallier ce déficit temporaire, le premier impératif restant d’éviter d’avoir recours aux délestages non contractuels en périodes de pics de demande, la hantise étant évidemment le blackout, que nous avons frôlé de près un certain mois de Février 2012.

La demande interne d’électricité (la consommation finale) fluctue d’une heure à l’autre, d’un jour à l’autre, d’une saison à l’autre et d’une année à l’autre, entre 30 GW et pratiquement 100 GW certains jours d’hiver ( le cauchemar de EDF).

(ERDF fournit sur son site en direct et en temps réel la puissance demandée par le réseau).

Lorsque la demande instantanée dépasse la puissance nucléaire disponible, environ 50 GW, ce qui est très fréquent, l’électronucléaire ne peut plus suffire et il faut faire appel à d’autres sources:

L’hydroélectrique, qui fournit environ 10% de la production annuelle, permet de compenser une partie du déficit de puissance mais souffre d’intermittence saisonnière et dépend beaucoup de la pluviométrie. L’énergie fournie ne saurait dépasser les possibilités liées à la réserve d’eau, dont le renouvellement n’est jamais assuré. L’énergie stockée dans le réservoir d’un barrage est proportionnelle à la quantité d’eau, à la hauteur de chute disponible et au rendement de conversion.

Avec 1 m3 tombant de 1m, et un rendement de 80%, on peut obtenir 2,2 Wh, pas un de plus.

EDF possède en France métropolitaine 435 centrales hydroélectriques dont certaines équipées pour pratiquer le pompage-turbinage. La puissance installée cumulée est de 25 GW et l’énergie annuelle fournie est de 67 TWh en année moyenne, ce chiffre pouvant varier de +/- 30% selon la pluviométrie.

Il faut rappeler que la réserve d’eau des barrages est également un stock qui doit être géré en fonction d’impératifs divers comme la préservation d’un débit minimum des cours d’eau, les activités de loisir des plans d’eau, et que le niveau ne peut varier que dans certaines limites, et donc aussi la quantité d’énergie récupérable.

En complément de la production hydraulique, il existe des moyens de stockage d’énergie électrique constitués par un parc de STEP.

EDF possède 6 STEP principales ( Stations de Transfert d’Energie par Pompage) cumulant une puissance de 5 GW environ. Cette puissance est équivalente à celle de 5 réacteurs de 1000 MW, mais la réserve d’énergie correspondante est bien sûr limitée par la quantité d’eau disponible, qui reste relativement minime.

Ces STEP sont de deux types:

- Les STEP journalières, qui ne disposent que de quelques heures de réserve.

- Les STEP hebdomadaires, qui disposent de quelques dizaines d’heures avant épuisement.

Par ailleurs elles utilisent deux types de structures:

- Les STEP « pures » qui ne reçoivent aucun apport d’eau amont.

- Les STEP « mixtes » qui reçoivent l’apport gravitaire d’un cours d’eau.

Toutes ces installations sont utilisées d’une part pour stocker de l’énergie en période de faible demande, pour la restituer en période de pic de consommation, et d’autre part pour participer au réglage de fréquence et de tension du réseau. Les STEP sont donc des organes de régulation, elles ne participent pas à la production, leur rôle est celui d’un condensateur de filtrage dans un montage électronique. Elles sont appelées à jouer un rôle majeur dans la gestion du réseau d’électricité lorsque la part des énergies renouvelables intermittentes deviendra significative. La puissance hydroélectrique max actuelle de nos STEP (5 GW) ne suffira plus, et la réserve cumulée d’énergie devra être considérablement augmentée.

Les énergies éolienne et solaire ne représentent encore qu’une faible part du mix, de l’ordre de 10%, et leur croissance éventuelle est l’objet de la future stratégie de transition énergétique.

Leur intermittence en fait un moyen de production difficile à gérer sans une possibilité de stockage de masse de l’électricité. Le recours pour cette fonction aux barrages existants (pompage-turbinage), souvent évoqué, est une fausse solution qui consiste à déshabiller Pierre pour habiller Paul.

Les centrales thermiques constituent alors le seul moyen sûr et rapidement mobilisable contre la panne générale du réseau en cas de déficit de puissance momentané. En 2011 la puissance installée des centrales thermiques classiques était de 28 GWe , obtenus à partir de Charbon, Fioul, et Gaz.

1,3 GWe provenaient de centrales à combustibles renouvelables: Biomasse, Biogaz, déchets ménagers.

Lorsque, malgré la mobilisation de tous ces moyens, la puissance est insuffisante, en l’occurrence au-delà d’une puissance appelée de 90 GW environ, il faut importer de l’électricité. Ceci est réalisable grâce à un réseau d’échanges transfrontaliers dont le débit max est aujourd’hui limité à 8 GW environ, relativement faible. Ce débit max est en cours d’augmentation grâce à la construction de lignes nouvelles entreprise par EDF dans le cadre des accords européens.

Le tableau suivant présente le mix actuel disponible en période de pic de consommation:

Source Puissance installée Puissance disponible

Nucléaire 63 GW 50 GW

Hydraulique 25 25

Thermique 28 25

ENR 10 3

Pertes réseau et Auxiliaires -10

Total interne 126 GW 93 GW

Importations 8 GW 8 GW

Grand total 134 GW 101 GW

Si la puissance appelée sur le réseau dépasse #101 GW il devient nécessaire de procéder à des délestages.

EDF/RTE possède bien sûr un plan négocié pour ces délestages, en accord avec les pouvoirs publics, les collectivités locales, dans le cadre d’une réglementation stricte. Le réseau est divisé en zones dont certaines sont prioritaires, les délestages par zones se font par roulement afin de limiter la durée des coupures dans la mesure du possible. Les pics de consommation effectivement constatés ces dernières années sont très voisins de la limite actuelle, et les prévisionnistes de EDF prévoit une augmentation de ce paramètre dans le futur.

EDF a lancé récemment un « warning » prédisant des possibles délestages dès 2015 si des moyens supplémentaires ne sont pas mis en œuvre rapidement pour compenser la perte de production liée à l’arrêt de certains réacteurs.

Pour tenter d’éviter la saturation, EDF dispose de plusieurs voies: La première solution consiste à « lisser » la demande pour réduire les pics de puissance demandée. Pour cela la participation des clients est nécessaire puisque des contrats doivent être signés comportant des clauses d’effacement assorties d’avantages tarifaires. Le pilotage à distance de certains matériels gros consommateurs ( Lave-linge, Cumulus, charge de batterie, pompes à chaleur, etc…) nécessite un réseau « intelligent » (Smart Grid) dont le nouveau compteur Linky est un des maillons. Il s’agit d’un programme qui ne portera ses fruits que dans une ou deux décennies.

La deuxième voie réside dans un programme de réduction des pertes en lignes par une amélioration des infrastructures réseau.

En troisième lieu les capacités d’échanges transfrontaliers doivent être accrues, ce à quoi EDF s’emploie dès aujourd’hui.

La quatrième solution porte sur la limitation des besoins en énergie électrique par la promotion de mesures telles que l’adoption du chauffe-eau solaire, l’abandon du chauffage électrique à effet Joule, la généralisation des ampoules basse consommation, l’équipement en électroménager à hautes performances énergétiques, etc…

En cinquième lieu il sera procédé à la création de grilles tarifaires incitatives comme la tarification progressive ou le bonus-malus, voire même les quotas. Ceci étant davantage l’affaire du Gouvernement.

Enfin des moyens de production de relève devront être développés pour compenser l’intermittence des renouvelables, du moins tant qu’un procédé de stockage de masse de l’électricité ne sera pas réalisé. Ces moyens consisteront en un parc de centrales thermiques modernes fonctionnant au gaz ( Naturel puis Biogaz) et utilisant la cogénération.

Le développement des énergies renouvelables intermittentes rendra nécessaire l’accroissement des échanges transfrontaliers, le but étant de tendre vers un lissage de l’intermittence à l’échelon européen, au moins pour l’éolien. Le mix électrique actuel a permis de produire en 2012 une quantité d’énergie de 550 TWh ainsi répartis (source ERDF):

- Electronucléaire: 440 TWh

- Thermique (fossiles): 50

- Hydroélectrique: 50

- Eolien + PV: 10

TOTAL: 550 TWh

La consommation annuelle intérieure nette ( Energie finale, facturée au client) est de nos jours d’environ 440 TWh, avec une tendance à la stabilité depuis 2006. (Source SOeS, « chiffres clés de l’énergie 2012. » arrêtés à Février 2014).

La production électronucléaire est donc pratiquement égale à la demande interne.

Il peut paraître étrange dans ce cas de devoir faire appel à d’autres sources d’énergie, y compris fossiles, puisque l’électronucléaire à lui seul peut couvrir les besoins.

Comme nous l’avons montré plus haut, la raison de ce paradoxe tient dans le caractère hautement fluctuant de la demande de puissance qui peut varier de 30 à 100 GW alors que le parc nucléaire est limité à 50 GW par son coefficient de disponibilité (Kd) de 80%. En sorte que si le nucléaire est effectivement capable de produire annuellement une énergie suffisante pour égaler les besoins annuels cumulés, sa puissance disponible est insuffisante pour satisfaire la demande en période de forte consommation, typiquement au-delà de 50 GW.

Il est donc faux de prétendre que le nucléaire est en surcapacité, c’est en fait le contraire.

Cet argument de surcapacité, souvent avancé dans la presse, repose sur la confusion entre puissance et énergie. L’énergie est égale au produit de la puissance par le nombre d’heures de fonctionnement possible, il s’agit donc de deux notions différentes.

Le Nucléaire délivre une puissance relativement faible mais continue et sans intermittence, qui résulte en une énergie annuelle considérable à cause du nombre d’heures efficaces (8760).

Il en serait de même pour le thermique fossile, qui peut fonctionner toute l’année si nécessaire. En fait on n’y fait appel qu’en cas de nécessité à cause des émissions de CO2 .

Par contre l’hydroélectrique, dont la puissance est la moitié de celle du nucléaire, devrait pourvoir fournir une énergie annuelle de 220 TWh; or celle-ci ne dépasse pas 67 TWh les meilleures années à cause du nombre d’heures limité par la quantité d’eau disponible. Le coefficient de disponibilité est très faible, de l’ordre de 30% avec de grandes variations d’une année sur l’autre. Ici encore il ne faut pas confondre puissance et énergie.

Pour l’éolien c’est encore pire, on ne connaît ni la réserve de vent, ni sa force, ni le nombre d’heures de fonctionnement efficace, ni surtout les périodes d’absence de vent qui sont inopinées et de durée imprévisible. Il est alors impératif d’adosser cette énergie fantasque à un parc classique de relève de production capable de prendre le relais à très court terme et pendant des périodes qui peuvent être longues. Du moins tant que n’existera pas la possibilité du stockage de masse de l’énergie électrique.

Nous avons vu le rôle possible d’un parc dédié de STEP dans cette fonction. Leur multiplication pose des problèmes d’emprise foncière et d’acceptabilité par les populations. La filière Hydrogène est une autre voie possible, en cours d’expérimentation. ( Il s’agit de produire de l’Hydrogène par électrolyse en période de faible demande, et de le mélanger au gaz naturel distribué sur le réseau, en profitant des capacités de stockage existantes qui sont considérables, c’est le projet GRHYD).

Le solaire est également une énergie fluctuante, mais dont la production annuelle est prévisible dans une large mesure. Par contre l’absence de puissance nocturne impose également de disposer de moyens de relève.

Si le marché de la voiture électrique se développe comme prévu, la demande nocturne d’électricité augmentera considérablement, les moyens de relève devront être prévus en conséquence.

La production totale d’électricité de 550 TWh toutes énergies de réseau confondues, est une production brute en sortie des alternateurs, de laquelle il faut retirer les consommations auxiliaires du système:

- L’autoconsommation du cycle nucléaire, notamment les énormes pompes qui assurent la circulation de l’eau de refroidissement.

- L’autoconsommation des autres sources d’énergie électrique.

- L’énergie consommée pour le pompage-turbinage (1,6%) mis en œuvre pour stocker l’électricité produite en excédent par le nucléaire en période de faible demande.

- Les pertes en lignes du réseau de distribution, qui peuvent atteindre 10% selon ERDF.

Le total des pertes annuelle peut atteindre 60 TWh.

La production nette électrique est donc voisine de 490 TWh.

En période de faible demande interne, plutôt que de réduire la puissance des réacteurs, on préfère maintenir la puissance et vendre le surplus à l’export, soit environ 50 TWh en 2012 (solde positif des échanges transfrontaliers).

Il reste donc 440 TWh, qui constituent la consommation interne nette, qui se répartit ainsi selon les sources d’énergie:

- Nucléaire: 330 TWh

- Thermique (fossiles): 50

- Hydroélectrique: 50

- Eolien + PV: 10

TOTAL: 440 TWh

La part moyenne du nucléaire dans la consommation interne est donc en moyenne de 75%.

Aujourd’hui , dans une consommation d’énergie finale de 1 900 TWh, l’électricité ne représente que 23 %. Les programmes d’économies d’énergie porteront massivement sur les fossiles dont la part pourrait être réduite de moitié à l’horizon 2050, ce qui, avec le développement de l’éolien et du solaire, porterait la part de l’électricité à plus de 50% , voire même beaucoup plus à la fin du siècle. Certains prévisionnistes parlent de 60 à 70%.

Dans une stratégie de transition énergétique, le secteur de l’électricité doit donc jouer un rôle essentiel: De quelle quantité aurons-nous besoin et comment sera-t-elle produite ?

L’évolution de la consommation électrique dépend de nombreux paramètres: Les paramètres de réduction, tels que les incitations aux économies d’énergie, à l’abandon du chauffage électrique à effet Joule, à la promotion du chauffe-eau solaire, et les progrès dans la recherche de l’efficacité énergétique des matériels en général, seront compensés par les paramètres d’augmentation tels que la croissance naturelle du nombre des ménages, la demande de confort, le développement de la voiture électrique et des pompes à chaleur.

On peut penser que globalement la consommation restera plus ou moins stable autour de 500 TWh à l’horizon 2025, mais ce n’est qu’une hypothèse.

Durant les prochaines décennies, et selon l’évolution du coût des énergies de réseaux, le secteur de l’autosuffisance énergétique se développera grâce au solaire thermique et photovoltaïque, au petit éolien, à la micro cogénération, soulageant ainsi les capacité appelées sur les réseaux et contribuant à la maîtrise de la production nationale de réseau.

L’hypothèse d’une réduction drastique le la consommation d’électricité de réseau est hautement improbable et n’est d’ailleurs pas retenue par EDF dans les prévisions d’évolution de consommation. Ses prévisionnistes tablent sur une croissance de la demande de 0,6% par an jusqu’en 2030, soit 550 TWh à cette échéance.

En 2025, et sur la base d’une consommation finale de 500 TWh, la production électronucléaire ne devrait pas dépasser 250 TWh pour respecter l’objectif de 50% fixé par le gouvernement .

Il faudrait donc arrêter environ 25 réacteurs pour réduire la production électronucléaire à la valeur fixée.

Or ce Gouvernement a bien précisé qu’aucun réacteur ne sera arrêté durant le présent quinquennat. Aucune procédure n’est d’ailleurs engagée à ce sujet, pas même pour Fessenheim. Bien au contraire, la durée d’exploitation des réacteurs va être prolongée de dix ans selon toute vraisemblance. Lorsque cette prolongation sera actée, le programme contractuel d’arrêt deviendra le suivant:

5 réacteurs à arrêter entre 2027 et 2030

23 réacteurs à arrêter entre 2031 et 2035 Etc…

Il n’y aura donc officiellement aucune baisse de la production électronucléaire d’ici 2027 . (L’engagement de plafonner la puissance du parc électronucléaire à sa valeur actuelle de 63 GW n’est accompagné d’aucun programme de réduction ultérieure de cette capacité). En 2025 la part de la production électronucléaire dans le mix électrique demeurera donc inchangée, à 75%.

De qui se moque-t-on ?

La cour des comptes, dans son rapport de synthèse sur l’électronucléaire, déplore d’ailleurs cette contradiction et souhaite davantage de consistance dans le programme stratégique de transition énergétique.

Après prolongation de dix ans de la durée d’exploitation, l’objectif de réduction à 50% de la part du nucléaire ne serait atteint au mieux qu’en 2035, soit dans 21 ans et non pas dans 11 ans. Et à condition qu’aucun réacteur nouveau ne soit mis en service, ce qui suppose l’arrêt du programme EPR et des recherches sur la génération IV, ce qui n’est pas dans les projet de ce Gouvernement, bien au contraire.

Engager une transition énergétique sur des bases aussi fantaisistes relève d’une légèreté qui ne peut qu’engendrer la méfiance vis-à-vis du programme de développement des énergies durables et donc des investissements correspondants.

En effet à quoi bon produire de l’électricité verte tant que la production électronucléaire de base reste disponible et encouragée par l’Etat ? Le seul intérêt de produire aujourd’hui de l’électricité éolienne ou solaire réside alors dans l’effet d’aubaine créé par l’obligation faite à l’opérateur national de racheter cette production à un tarif exorbitant chargé ensuite sur la facture du consommateur à travers les taxes, créant un effet pervers insoutenable à long terme.

Cette situation est évidemment voulue par le Gouvernement, qui voit dans cet effet d’aubaine une occasion de créer un outil industriel et de démarrer une production qui pourrait, le moment venu, prendre le relais du nucléaire à partir de 2030, dans l’hypothèse d’une décision de retrait quel qu’en soit le motif.

Et si le développement de la production d’électricité verte n’atteint pas son objectif, il sera toujours temps de prolonger l’exploitation de l’électronucléaire en remplaçant les vieux réacteurs par des EPR, pour prendre le relais dès 2030. D’ici là le programme industriel EPR aura été mis sur les rails à Flamanville et ailleurs dans le monde, du moins ses promoteurs l’espèrent.

Voilà un bel exemple de « réal politique » , aux antipodes de la politique fiction qui nous est servie journellement pour accommoder la cuisine politicienne malodorante.

Mais ne désespérons pas, selon le nouveau calendrier d’exploitation des INB ( Installations Nucléaires de Base) le programme d’arrêt définitif des plus anciens réacteurs démarrera au mieux en 2027. D’ici là trois quinquennats seront passés ( 2017, 2022, et 2027) et la politique énergétique de la France aura subi bien des révisions. Sans compter avec un éventuel accident nucléaire sur le territoire, ce qui bouleverserait la donne bien évidemment, et n’est souhaité par personne, du moins on peut l’espérer…

Une seule certitude: la promesse de réduction de la part du nucléaire de 75% à 50% à l’horizon 2025 est fantaisiste dans le cadre actuel de l’action de ce Gouvernement (ou plutôt de son inaction).

Pour lui redonner un peu de crédibilité il faudrait au moins:

- Rejeter la proposition de prolongation de 10 ans de la durée d’exploitation des INB.

- Programmer dès aujourd’hui le planning d’arrêt prévu initialement, c’est-à-dire arrêter 5 réacteurs entre 2017 et 2020, puis 23 réacteurs supplémentaires entre 2021 et 2025, et les autres ensuite selon le planning contractuel révisé.

- Bien évidemment stopper le programme EPR .

- Lancer le programme de croissance de la production éolienne et solaire destinée à remplacer le nucléaire en baisse.

- Lancer le programme de développement des centrales à gaz de compensation de l’intermittence du solaire et de l’éolien. (Un parc important de solaire et/ou d’éolien ne servirait à rien s’il n’était pas accompagné d’un parc de production pour la relève de l’intermittence).

- Lancer un programme de développement d’installations de stockage de l’électricité.

- Mettre en place le programme de démantèlement qui doit normalement commencer dès l’arrêt définitif des premiers réacteurs.

La production électronucléaire tomberait alors à 250 TWh en 2025. La demande électrique interne, qui n’aurait aucune raison se changer pour s’adapter à une telle décision politique, serait toujours de 500 TWh en et la part de l’électronucléaire serait bien de 50%.

L’objectif du Gouvernement serait ainsi atteint.

Pour cela il suffit donc d’appliquer le programme initial de limitation à 40 ans de la durée d’exploitation des réacteurs et bien sûr ne pas en construire de nouveaux !!

Certes, mais il faudra trouver ailleurs les 250 TWh manquants.

Aujourd’hui, pour répondre à la demande intérieure, on fait appel aux énergies fossiles et aux énergies renouvelables pour produire les 110 TWh nécessaires en complément du nucléaire. En 2025, et dans l’hypothèse du respect du calendrier initial d’arrêt des réacteurs, ce n’est plus 110 TWh qu’il faudra trouver en complément, mais bien 250, et bien davantage par la suite, car la réduction à 50% de la part du nucléaire ne serait évidemment qu’une étape, le contraire serait absurde.

Où est le programme de développement de l’éolien et du solaire qui permettrait de relever ce défi ? (L’Hydraulique est quasiment déjà saturé) Actuellement l’éolien et le solaire fournissent moins de 10% de l’électricité consommée. Demain, si le nucléaire est réduit à 50%, il faudra compenser par 200 TWh de solaire et d’éolien, ce qui nécessite une croissance de plus de 15% par an si l’échéance est à 2025. On n’en prend pas le chemin.

Mais on peut aussi remplacer l’électronucléaire en baisse par des centrales à gaz, qui seront de toutes façons nécessaires plus tard pour compenser l’intermittence de l’éolien et du solaire. Et n’oublions pas le charbon, très abondant et bon marché …

Peut-être faudra-t-il alors faire appel au Gaz de schiste si la situation internationale du marché du pétrole et du Gaz naturel devenait tendue. (La situation actuelle ne porte pas à l’optimisme…).

Faut-il vraiment préférer cette solution qui imposerait d’augmenter la part des énergies fossiles dans la production électrique pour compenser un nucléaire en voie de disparition ?

Il est probable que les gouvernements qui se succéderont d’ici 2025 et au-delà seront tentés de ne pas baisser la production électronucléaire, du moins tant que les énergies renouvelables n’auront pas apporté la preuve qu’elles sont capables de la remplacer, en quantité et en coût de production. Encore un conflit entre la poule et l’œuf…

Voici donc quel pourrait être le scénario électrique le plus vraisemblable pour la prochaine décennie:

- Prolongation de dix ans de la durée d’exploitation des réacteurs nucléaires en service, sauf deux ou trois qui seront aussitôt remplacés par l’EPR mis en service en 2018. La production électronucléaire resterait inchangée, avec une part de 75% dans le mix électrique pour assurer la production de base.

- remplacement progressif des anciens réacteurs par des EPR.

- Croissance modérée de la production éolienne et solaire, conditionnée par le maintien de l’effet d’aubaine de l’obligation d’achat de la production à un prix avantageux. ( Tant que le nucléaire existe il n’y a nul besoin d’éolien ou de solaire en quantité, car leur intermittence serait plutôt une gène ).

- Développement du parc de centrales à Gaz à cogénération couplées à des réseaux de chaleur.

- Campagne d’incitation aux économies d’électricité pour tenter de plafonner la consommation intérieure à 500 TWh, notamment en remplaçant l’électricité par le gaz dans le chauffage des bâtiments, en faisant la promotion du chauffe-eau solaire, et en soutenant le développement de la fameuse voiture à deux litres aux cent qui sera donc une hybride.

La récente proposition de loi sur la transition énergétique reste suffisamment vague pour autoriser toutes les hypothèses.

Pour connaître la stratégie nucléaire d’après 2025, on est prié d’adresser le courrier au prochain président de la République. Ou de s’informer directement auprès des directions de la communication de EDF et AREVA. ( jusqu’à présent il n’a pas été question d’interrompre les travaux sur la mise au point des réacteurs de génération IV…).

Ou en dernier ressort, consulter madame Irma.

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