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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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26 septembre 2014 5 26 /09 /septembre /2014 12:17

26 Septembre 2014

L’un des objectifs de la transition énergétique est l’abandon progressif des carburants fossiles dans l’automobile, l’énergie étant alors fournie par de l’électricité verte ou par des biocarburants.

Le parc actuel automobile compte 31,5 millions de voitures particulières dont 19,1 millions équipées en Diesel ( 60,6% ).

Les parcours moyens annuels sont de 15 500 km pour le diesel et 8 200 pour les autres. L’ensemble consomme environ 29 Milliards de litres de super et/ou de gazole, représentant une énergie de 290 TWh .

Sur chaque litre de carburant l’Etat prélève 0,86 euro pour le super et 0,66 euro pour le gazole ( TICPE + TVA), pour un total de 20,7 Milliards d’euros par an.

Dans l’hypothèse d’une électrification totale du parc, la consommation énergétique serait divisée par 4,5 et serait alors de 64 TWh. ( 4,5 représente le rapport entre le rendement d’une motorisation électrique et son homologue thermique).

Sauf à renoncer au pactole de 20,7 Milliards, l’Etat devrait donc faire supporter ce prélèvement par l’électricité de rechargement des batteries. Chaque kWh devrait alors être taxé de 0,38 euro TTC supplémentaires.

Aujourd’hui le kWh « domestique » est facturé 8,25 cents HT, auxquels s’ajoutent 2,1 cents de taxes spécifiques ( TCFE, CSPE, CTA), pour un montant TTC de 10,35 cents Hors abonnement .

Dans l’hypothèse d’un parc de voitures particulières entièrement électriques le kWh « automobile » coûterait 48 cents TTC , soit près de cinq fois plus qu’aujourd’hui… Etonnant, non ?

Dans notre modèle fiscal en cours le carburant automobile a deux fonctions: fournir de l’énergie pour propulser les autos, et procurer des ressources au budget de l’Etat. Dans le futur, l’électricité devra ( elle doit déjà ) supporter les coûts du développement des énergies renouvelables ( Eolien et Solaire) et des moyens de compensation de l’intermittence. Elle ne pourra pas, en plus, supporter le report des taxes actuellement généreusement abondées par les consommateurs de super et le gazole.

Le modèle fiscal devra être changé.

En contrepartie la balance du commerce extérieur sera soulagée de 15 Milliards par an, montant des importations de produits pétroliers consommés par nos voitures.

Mais la fourniture des 64 TWh d’électricité de recharge des batteries nécessitera la construction, au choix, de:

- Six réacteurs nucléaires de 1500 MWe ( type EPR),

- Ou l’équivalent en centrales thermiques,

- Ou 4 000 éoliennes offshore de 6 MW avec les moyens de production de relève de l’intermittence.

Les centrales thermiques de relève de l’intermittence devront fonctionner avec des énergies renouvelables, c’est l’évidence même. ( A moins de faire comme les Allemands…) Mais quelles énergies renouvelables ? Certainement pas les biocarburants, sinon autant les mettre directement dans les voitures.

Reste le Biogaz, mais le malheureux aura fort à faire puisqu’on compte déjà sur lui pour assurer le chauffage des bâtiments en remplacement des fossiles précisément.

La résolution de l’équation de la transition énergétique relèverait-elle de la théorie du chaos ?

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24 septembre 2014 3 24 /09 /septembre /2014 19:10

24 Août 2014

Que l’on décide de sortir du nucléaire ou d’y rester, les centrales existantes devront un jour ou l’autre être démantelées ( déconstruites jusqu’au niveau de l’herbe et stockage des déchets).

Ce problème du démantèlement dépasse le clivage habituel pour ou contre cette technologie, qui devient contingent devant l’énormité de l’entreprise à laquelle nos enfants et petits enfants seront conviés quoi qu’il arrive.

Le parc français actuel comprend 58 réacteurs en activité dont la date de mise en exploitation commerciale s’étend de 1977 à 2002. La durée d’exploitation avait été fixée initialement à 40 ans, ce qui entraînerait le calendrier d’arrêt définitif suivant:

5 entre 2017 et 2020

23 entre 2021 et 2025

20 entre 2026 et 2030

6 entre 2031 et 2035

4 entre 2036 et 2042

Ces échéances marquent le début des démantèlements, dont chacun peut durer entre une et deux décennies, voire davantage car chaque cas est particulier et l’expérience manque pour une évaluation juste.

Le programme de démantèlement mobilisera des sommes énormes sans retour sur investissement sinon l’acquisition d’un savoir-faire éventuellement valorisable au plan international.

Les opérations de démantèlement s’étendraient donc de 2017 à au moins 2060, dans l’hypothèse d’une sortie progressive du nucléaire. Il est évident que si la durée d’exploitation des centrales est prolongée de 10 ans, ce calendrier est à décaler de dix ans.

Cette opération est donc le cadeau empoisonné que nous laisserons en héritage à nos descendants, enfants, petits-enfants, arrière petits-enfants.

Dans l’hypothèse d’une poursuite du nucléaire, le démantèlement deviendrait alors une activité permanente s’étendant sur le prochain siècle et probablement au-delà.

A ce programme il faut bien sûr ajouter le démantèlement des installations anciennes actuellement arrêtées et « en cours » de déconstruction.

Il s’agit de 13 réacteurs de technologies diverses, la moitié d’entre eux d’une puissance comprise entre 500 et 1200 MWe. ( Chinon, St Laurent des eaux, Brennilis, le Bugey, Chooz, Marcoule ) Les autre sont de petites tailles, voire expérimentaux.

Un démantèlement se définit en trois niveaux:

Niveau 1:

Arrêt du réacteur et décharge du combustible. Opération couramment effectuée tous les dix-huit mois sur chaque réacteur pour changer une partie du combustible. Ne concerne donc pas le démantèlement proprement dit.

Niveau 2:

Déconstruction des bâtiments à l’exception de l’enceinte de confinement. Ne concerne que des matériaux non ou faiblement radioactifs.

Niveau 3:

Déconstruction de l’enceinte de confinement et du réacteur lui-même, et retour à l’herbe. C’est le cœur du sujet, là se trouvent les matériaux hautement radioactifs et de durée de vie très longue.

A ce niveau 3 il faut ajouter un niveau 4, qui concerne le stockage des déchets générés par le démantèlement de niveau 3.

Les niveaux 1 et 2, sont les moins problématiques et génèrent des déchets peu radioactifs, voire pas du tout. Il est évident que le véritable démantèlement commence au niveau 3. Aujourd’hui, aucun des 13 réacteurs arrêtés n’a encore atteint le niveau 3 car les démantèlements sont menés sans hâte excessive, on pourrait même dire en traînant les pieds.

L’une des raisons de ce manque d’empressement est l’absence de solution de stockage des déchets de haute activité sur des temps géologiques. ( Impossibilité d’exécuter le niveau 4). L’expérience du démantèlement fait défaut, d’autant plus que ces vieux réacteurs sont de technologies différentes de celles des réacteurs en activité, leur déconstruction n’apportera donc pas beaucoup d’informations utiles pour la suite.

Les autres pays sont dans la même situation.

Or tout cela est d’une importance primordiale pour l’évaluation du coût de ce fameux démantèlement, coût qui pèsera sur nos descendants.

Si le coût de la construction et le coût d’exploitation d’une installation nucléaire sont parfaitement connus (au moins des exploitants sinon du public), les coûts du démantèlement et du traitement et stockage des déchets sont parfaitement inconnus à ce jour. Pas plus que le montant des indemnisations à verser aux victimes d’une éventuelle catastrophe.

Ce n’est pas l’auteur de ces lignes qui l’affirme, mais bien la CNEF dans le compte-rendu N°32 de la réunion du 2 Avril 2014 de la Commission d’enquête relative aux coûts passés, présents et futurs de la filière nucléaire.

La CNEF est la Commission Nationale d’Evaluation du Financement des charges de démantèlement des INB (Installations Nucléaires de Base) et de gestion des combustibles usés et des déchets radioactifs.

Conscients de la charge que nous décidons de faire peser sur nos descendants, la moindre des choses est de prévoir les provisions suffisantes pour leur permettre d’y faire face. La CNEF est chargée entre autres de vérifier que les sommes provisionnées sont suffisantes, convenablement actualisées, qu’elles prennent en compte toutes les charges futures liées à la dénucléarisation, et qu’elles sont convenablement sécurisées.

Par convention les provisions sont à la charge des exploitants ( C’est curieux mais c’est ainsi), et les évaluations actuelles citées dans le document indiqué étaient de 38,3 Milliards à la fin 2013. Chiffre que l’on peut qualifier de fantaisiste eu égard à l’ignorance du coût réel d’opérations qui n’ont jamais encore été réalisées à ce jour, nous parlons du niveau 3 du démantèlement et du stockage réversible à long terme des déchets ( niveau 4).

A cette incertitude il faut ajouter celle du retrait ou non du nucléaire, dont dépendra très largement le coût des démantèlements-stockage.

Comme il est rappelé dans le rapport cité, les centrales nucléaires d’aujourd’hui ont coûté cher, mais au moins elles fournissent de l’électricité ! Alors que dans l’avenir, si le nucléaire est arrêté, nos descendants auront à supporter des dépenses colossales de démantèlement sans avoir en retour une rentabilité quelconque. Ils paieront pour l’électricité que nous aurons consommée !

Ceux qui trouvent normal d’avoir aujourd’hui un KWh à 12 centimes doivent comprendre que c’est grâce au report du coût réel sur nos descendants, du jamais vu dans l’Histoire !

Il est donc de notre responsabilité morale de laisser à nos petits-enfants de quoi traiter et neutraliser nos ordures. La tentation est grande de sous-évaluer le montant du désastre financier, car les provisions devront être imputées sur le tarif actuel de l’énergie.

Dans le document de référence d’EDF, cité dans le rapport du CNEF, on trouve les éléments suivants:

« Les provisions constituées par le Groupe ( EDF) pour les opérations de traitement du combustible usé et pour la gestion à long terme des déchets pourraient s’avérer insuffisantes… La déconstruction du parc nucléaire existant pourrait présenter des difficultés qui ne sont pas envisagées aujourd’hui ou s’avérer sensiblement plus coûteuses que ce qui est aujourd’hui prévu… Les actifs dédiés constitués par le Groupe pour couvrir les coûts de ses engagements de long terme dans le nucléaire ( déchets radioactifs et déconstruction) pourraient s’avérer insuffisants et entraîner des décaissements supplémentaires. »

Le rapport du CNEF ajoute:

« A-t-on bien évalué le taux d’actualisation et les provisions à faire ? Ces provisions sont-elles sécurisées ? . »

Il apparaît ainsi que ce problème de financement du démantèlement- stockage est en danger d’être largement sous-évalué, et donc de constituer une charge financière très lourde pour nos descendants, charge qui viendra s’ajouter à la dette publique dont la tendance est toujours à la hausse. ( La dette publique de la France, 2 000 Milliards aujourd’hui, s’accroît régulièrement de 100 Milliards par an et de 4,5 points de PIB/an depuis 2007).

Nos descendants sont donc condamnés à la triple peine:

- Une dette publique colossale qu’ils devront supporter pour éviter le défaut de l’Etat.

- Des dépenses tout aussi colossales pour assurer le démantèlement d’installations devenues non productives, et la gestion des déchets résultant de quarante ans de pratiques irresponsables.

- Des travaux de mitigation des conséquences du réchauffement climatique lié à nos pratiques énergétiques insouciantes.

Craignons qu’ils ne s’avisent de nous demander des comptes ou pire, que le démantèlement soit négligé faute de moyens financiers.

Un démantèlement négligé conduirait à terme à une situation dramatique: Sous l’effet des dégradations dues au vieillissement, à l’érosion, à l’oxydation, au lessivage par les pluies, au gel, la pollution radioactive s’étendrait à des zones de plus en plus larges, aux nappes phréatiques, aux cours d’eau, jusqu’à l’océan. Notre pays deviendrait alors une poubelle nucléaire en partie inhabitable.

Que ce triste scénario risque de se produire dans deux ou trois siècles n’enlève rien à notre responsabilité immédiate qui demeure en premier lieu d’assurer la pérennité de notre espèce et son développement harmonieux.

Mais que pèse la morale en face de la cotation du CAC 40 ?

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23 septembre 2014 2 23 /09 /septembre /2014 19:08

23 Septembre 2014

Les meilleurs résultats sont souvent issus d’un compromis.

Entre le choix du tout électrique et du tout thermique pour l’automobile de demain, le bon sens suggère d’assurer la transition en les faisant travailler ensemble, au moins tant que la technologie des batteries n’aura pas progressé significativement et tant que les infrastructures publiques de rechargement ne seront pas concrétisées, ce qui peut nous mener jusqu’en 2030.

Une voiture tout électrique parcourt en usage normal environ 150 km avec 20 kWh, soit une consommation de 13 kWh pour 100 km environ.

Un modèle à moteur thermique de poids et de dimensions équivalents consomme pour le même usage environ 6 litres pour 100 km.Le PCI du carburant pétrolier étant de 10 kWh/L , la consommation est de 60 kWh pour 100 km, soit 4,6 fois plus que l’homologue électrique.

Cette énorme différence mérite que l’on s’y intéresse de près.

Le rendement de la voiture tout électrique est d’environ 70% si l’on tient compte des pertes à la charge et de l’usage d’une électricité verte. ( Il en irait tout autrement dans le cas d’une électricité fabriquée par une centrale thermique bien évidemment).

Il s’agit d’une valeur moyenne car deux paramètres importants sont imprévisibles:

la récupération d’énergie au freinage et la consommation d’énergie de climatisation, qui dépendent des conditions d’utilisation et du climat.

Le rendement moyen de la voiture thermique, 4,6 fois plus faible, est de l’ordre de 15 %. Nous sommes loin des 33% autorisés par les lois de la thermodynamique, ceci est dû aux très mauvaises conditions d’utilisation du moteur thermique, dont le régime et le taux de charge sont très variables.

Pour retrouver un rendement voisin de 30%, le moteur thermique devrait être utilisé à régime et charge constants permettant l’optimisation de la gestion. Ceci est possible en confiant la propulsion à un (ou des) moteur(s) électrique(s), et à un moteur thermique la charge de la batterie tampon. Dans ces conditions le rendement Moteur thermique + batterie + moteur électrique pourrait atteindre 22 à 23%. L’économie énergétique globale réalisée en passant de 15% à 23% n’est pas négligeable mais pas spectaculaire. (Un tel rendement pourrait être obtenu avec le seul moteur thermique utilisé convenablement avec une transmission automatique à faibles pertes bien gérée).

Cette solution n’a de réel intérêt que par la possibilité de circuler en agglomération sur l’énergie de la seule batterie, donc sans émettre de CO2, ni d’oxydes d’Azote ou de nanoparticules, tout en gardant le bénéfice d’une autonomie « normale » avec une consommation de carburant légèrement réduite par rapport à un moteur thermique seul.

L’autre solution consiste à utiliser le moteur thermique additionnel non pas comme un simple auxiliaire de recharge de batterie ( prolongateur d’autonomie) mais comme participant activement à la propulsion du véhicule.

Cette solution se constate par exemple sur la nouvelle VW Golf GTE:

Type PHEV ( Plug-in Hybrid Electrique Vehicle).

Moteur électrique de 75 kW ( 102 CV)

Moteur thermique de 1,4 L ( 150 CV)

Double embrayage et boîte 6 rapports.

Batterie de 8,8 kWh.

Poids 1 524 kg !

L’autonomie en mode électrique seul est de 50 km environ, en rapport avec la capacité de batterie limitée par le surpoids acceptable.

La consommation sur ce type de véhicule dépend essentiellement de l’usage:

Pour des parcours inférieurs à 50 km en mode électrique la consommation se réduit à l’électricité de recharge de la batterie sur une prise ordinaire 240V (8A pendant 4 heures), ce qui fait 1 euro/100 km au tarif domestique actuel.

Contre 9 euro/100 km pour une voiture équivalente à moteur thermique, l’économie est spectaculaire.

Pour la recharge de batterie nous parlons d’électricité verte bien entendu…Il serait malséant et absurde d’utiliser autre chose.

Par contre pour des parcours de longue distance c’est le moteur thermique qui sera utilisé principalement, la consommation étant alors supérieure à celle d’un modèle classique thermique à cause du poids plus important à traîner (près de 300 kg de handicap).

L’intérêt de ce type de véhicule se mesure donc à l’usage qui en sera fait par son propriétaire et à l’importance accordée à la possibilité de rouler en agglomération sans émettre de CO2, d’oxydes d’Azote ou de nanoparticules. Ce dernier point pouvant devenir prépondérant si la règlementation devient plus sévère en matière de pollution.

L’accouplement du moteur thermique et du moteur électrique génère donc un objet qui peut être la meilleure ou la pire des choses selon l’usage envisagé. Cet OGM automobile sera confronté à un environnement évolutif et en particulier à certains paramètres peu prévisibles aujourd’hui:

- Règlementation anti pollution entraînant des restrictions de circulation en agglomération pour certains véhicules.

- Evolution du prix des carburants pétroliers.

- Evolution du prix de l’électricité verte .

- Charge de la CSPE sur la facture électrique.

- Tarification progressive de l’électricité.

- Taxe Carbone.

- Bonus-malus.

- Développement d’infrastructures de rechargement.

- Etc…

Toutes choses dont l’évolution nous est parfaitement inconnue aujourd’hui, hélas pour les prévisionnistes qui devront une fois de plus faire appel aux bons offices de madame Irma. Le modèle automobile devra s’adapter à ce changement d’environnement et telle solution optimale en 2015 sera peut-être hors sujet en 2025.

L’environnement technologique évolue également, notamment dans le secteur des batteries et dans celui des moteurs thermiques dont la technique est « revisitée » pour en tirer le maximum.

Le moteur thermique et le moteur électrique sont donc condamnés à tirer la même charrette, mais leurs rôles respectifs restent très indéterminés face à un environnement des plus incertains.

Un scénario qui ne manquera pas de nombreux rebondissements.

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21 septembre 2014 7 21 /09 /septembre /2014 18:46

21 Septembre 2014

En ce début de XXI è siècle l’automobile semblait avoir atteint sa maturité. Un concept mécanique universellement adopté, avec des différences mineures davantage motivées par les nécessités du marketing que par les exigences de l’usage de l’engin.

L’utilisation généralisée du moteur thermique à quatre temps n’a laissé que peu de place à l’originalité, sinon du côté de la sécurité et du confort:

Direction assistée progressive, boîte automatique, freins à disques, ABS, différentiel autobloquant, climatisation bi zones, airbags, essuie-glaces automatiques, pot catalytique, sièges électriques à mémoire, vitres électriques, rétroviseurs chauffants électrique, radar de recul, injection directe, allumage cartographique, moteur multi soupapes, gestion à microprocesseur, régulateur de vitesse, etc… Tout cela existait déjà il y a vingt-cinq ans, le seul progrès ayant été leur démocratisation.

Et puis sont arrivées les menaces conjuguées de l’épuisement des énergies fossiles et du réchauffement climatique. Les ingénieurs ont été sommés de revoir leur copie et de trouver des motorisations originales capables d’apporter des solutions à ces deux problèmes. Pour faire bonne mesure les autorités ont ajouté une contrainte supplémentaire: réduire considérablement les émissions de polluants sous peine de voir les véhicules non conformes rejetés hors des agglomérations.

Qu’à cela ne tienne ont répondu les ingénieurs, supprimer les émissions de CO2 et les polluants d’échappement, et s’affranchir de la pénurie de carburants fossiles, c’est facile, il suffit de remplacer les moteurs thermiques par des moteurs électriques. D’autant plus que l’on sait maintenant fabriquer de l’électricité avec du vent, du soleil, et de l’eau, et que la technologie des batteries semble avoir atteint un niveau convenable, du moins acceptable faute de mieux.

D’ailleurs ce Gouvernement ne vient-il pas d’annoncer l’installation prochaine de sept millions de bornes de rechargement des batteries ?

Et pour les applications spécifiques qui requièrent du carburant liquide, on sait également fabriquer des carburants renouvelables.

Oui mais,

Les menaces en question ne sont jusqu’à présent que des menaces verbales, le super et le gazole sont toujours disponibles en quantités illimitées et pour un coût encore gérable, et les automobiles polluantes sont toujours autorisées à rouler en ville, le simulacre de contrôle technique étant parfaitement inefficace sur ce plan.

Aucune contrainte impérieuse ne pèse donc aujourd’hui sur les constructeurs ou les usagers, qui serait de nature à imposer aux uns et/ou aux autres un choix technologique nouveau forcément fort onéreux et déstabilisant pour un secteur déjà vulnérable car soumis à la concurrence mondiale. Tant que durera cette situation de tolérance tacite des autorités régulatrices, la transition vers l’électrique ne pourra reposer que sur des arguments de marketing souvent discutables, en tout cas insuffisants pour provoquer un mouvement de masse.

D’autant plus que par ailleurs les constructeurs rivalisent d’ingéniosité pour proposer des modèles « classiques » à moteurs thermiques conformes aux dernières normes anti-pollution, peu gourmands en carburant selon les catalogues, et extrêmement discrets quant aux émissions de CO2.

Certains bénéficient même d’un « bonus » !!!

Face à la nécessité de convaincre, voire de séduire les clients, les constructeurs désireux de lancer le marché de l’électrique ( Il faut bien justifier les aides de l’Etat octroyées aux études) proposent une grande diversité de produits parmi lesquels l’usager moyen est bien en peine de faire un choix raisonné.

Entre EV, HEV, PHEV, montage série ou parallèle, et autres prolongateurs d’autonomie, avec même parfois une pile à Hydrogène, voire de l’air comprimé, l’usager non ingénieur ne sait plus si on veut lui vendre une auto, une usine à gaz ou un couteau suisse.

Et parfois même dans la boutique voisine on lui vante les avantages d’un superbe 4 x 4 ( pardon, un SUV) Diesel en lui garantissant une consommation d’oiseau et la conformité aux normes en vigueur !!!. Tout au plus il lui sera imposé un « malus » bien vite neutralisé par un « avantage client » compensateur et le bonus d’une TICPE toujours bonne fille pour le diésel.

La voiture électrique pourra donc attendre, en espérant des éclaircissements sur la politique énergétique du Gouvernement, qui semble cultiver la procrastination en la matière ( et en bien d’autres hélas…).

A ces incertitudes s’ajoutent des inconnues telles que le prix du carburant électrique qui sera distribué sur les bornes publiques de recharge rapide, et la politique fiscale concernant la TICPE transférée sur l’électrique!

Nous devons donc nous attendre à vivre une période automobilistique assez nébuleuse au cours de laquelle se côtoieront une grande variété de concepts, certains à la limite de l’improbable, période caractérisée par une abondance d’offres diverses fréquemment renouvelées.

Tel modèle acquis aujourd’hui se trouvera atteint d’obsolescence au bout de quelques années et invendable sur le marché de l’occasion, mettant son propriétaire à la merci du concessionnaire de la marque pour une reprise problématique conditionnée par l’achat d’un autre véhicule neuf encore plus exotique. Une raison supplémentaire de différer l’achat d’un engin qui pourrait se révéler un mouton à cinq pattes.

Pour faire bouger les lignes on ne peut agir que sur deux leviers: Taxer lourdement les carburants fossiles pour dissuader l’acheteur de choisir cette option. Et/ou agir par le biais de la règlementation sur les émissions de CO2, d’Oxydes d’Azote et de nanoparticules pour interdire l’accès des agglomérations aux véhicules à moteurs thermiques.

Le Gouvernement n’est pas pressé de recourir à de telles mesures très impopulaires et de nature à lui faire perdre en plus le bénéfice des taxes sur ces mêmes carburants qu’il voudrait éliminer. Quant au transfert de ces taxes sur l’électricité des voitures électriques, il n’y faut même pas penser, le kWh électrique domestique est déjà au même prix que le kWh de gazole (12 cents).

Le consommateur tombera de haut quand il aura à payer le juste prix pour remplir sa batterie des précieux KWh prélevés sur une borne d’autoroute concédée à une entreprise privée qui n’aura que faire d’un tarif « social » de l’électricité.

Pour populariser le concept de voiture électrique le Gouvernement devra tâcher d’apporter un peu de clarté dans ce secteur qui est pour le moment une foire d’empoigne peu propice à motiver les futurs éventuels acheteurs.

Qu’il est donc difficile d’être vertueux en ce bas monde !

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16 septembre 2014 2 16 /09 /septembre /2014 11:54

16 Septembre 2014

« Economisons l’énergie »,

c’est le mot d’ordre sur lequel est bâtie la politique de transition énergétique de ce Gouvernement. On aurait pu ajouter: « le reste vous sera donné par surcroît » pour paraphraser qui vous savez.

Dans sa simplicité, que d’aucuns pourraient prendre pour de la naïveté, cet ordre de bataille pointe un défaut réel de notre société, le gaspillage des ressources de la planète, et particulièrement les réserves non renouvelables de produits énergétiques.

Aujourd’hui notre consommation d’énergie finale est de 160 Mtep, qui se répartissent à peu près ainsi:

- Résidentiel-Tertiaire: 65 Mtep

- Transports: 55 Mtep

- Industrie: 25 Mtep

- Sidérurgie: 9 Mtep -

Agriculture: 6 Mtep

75% de cette énergie est consommée par les secteur Résidentiel-Tertiaire et les transports. C’est donc à priori là qu’il faut chercher les économies.

Les transports, auxquels il faut ajouter les engins de chantiers et de manutention, utilisent très majoritairement des carburants fossiles dans des moteurs thermiques dont le rendement moyen d’usage ne dépasse pas 15 à 20%

(Oublions les 35 à 40% cités dans la littérature, et qui ne reflètent que des performances de laboratoires dans des conditions optimales jamais réunies sur le terrain).

Le passage à la traction électrique permettrait de quadrupler ce rendement, et donc d’économiser 40 Mtep, soit déjà 25 % de l’énergie finale (Référence 2012).

A condition bien entendu de se procurer l’électricité nécessaire à partir de sources renouvelables, ce qui représente tout de même 200 TWh, à ajouter à la consommation électrique classique qui est de 440 TWh actuellement.

Voyons ce qu’il en est pour le Résidentiel-Tertiaire:

Ces deux secteurs utilisent tout les types d’énergies réparties ainsi:

- Electricité: 25 Mtep ( Dont la moitié en chauffage/climatisation)

- Gaz: 22 Mtep

- Fuel: 12 Mtep

- ENRT + Déchets: 6 Mtep

Pour un total de 65 Mtep.

Les usages sont les suivants:

- Chauffage / Climatisation: 45 Mtep

- Electricité spécifique: 12 Mtep

- ECS et cuisson: 8 Mtep

Le poste Chauffage /Climatisation est de très loin le plus gros consommateur, c’est aussi le plus important gisement d’économies d’énergie.

Une rénovation thermique des bâtiments et la généralisation des chauffe-eau solaires et des pompes à chaleur permettrait d’économiser 35 à 40 Mtep, ce qui porterait l’économie totale au voisinage de 50%, objectif proposé par le Gouvernement pour l’horizon 2050. L’objectif de 50% de réduction de la consommation d’énergie finale n’est donc pas fantaisiste dans la mesure où il pourrait être atteint en mettant en œuvre des technologies déjà existantes.

Mais la mise en œuvre de ce programme implique un changement de modèle économique d’une si grande ampleur et des investissements si considérables que l’aspect technologique devient un problème mineur devant la dimension socio économique du challenge. La réalisation de cet objectif implique la mise en œuvre de plusieurs programmes industriels dont chacun devra disposer des moyens financiers nécessaires:

- Généralisation de la motorisation électrique dans le secteur des transports, avec les infrastructures adéquates et les moyens de production de l’électricité verte incluant le stockage.

- Rénovation thermique de tous les bâtiments selon les normes BBC.

- Développement des moyens de production d’électricité verte destinée à prendre le relais de l’électronucléaire à partir de 2025 dans l’hypothèse d’un retrait.

Tout cela devant être développé dans un cadre international, le marché intérieur n’étant pas suffisant pour rentabiliser les investissements nécessaires, et un changement de modèle économique ne pouvant être viable qu’à l’échelle au moins européenne.

Le coût de l’ensemble de ces programmes ne saurait être inférieur à 100 Milliards par an pour la France, sur une durée de quatre ou cinq décennies, et probablement davantage si l’on inclut l’activité électro nucléaire, qu’il s’agisse de poursuite ou de démantèlement.

Qui paiera ?

Vous et moi sommes conviés à participer à la fête, et à casser notre tirelire pour les actions citoyennes propres à concrétiser le futur énergétique éco responsable:

- Les propriétaires d’un logement ou d’un local à vocation tertiaire seront fermement incités à investir dans une rénovation thermique profonde et à installer des moyens de chauffage-climatisation de grande efficacité énergétique. ( Compter 50 000 euros par opération, soit 1 500 Milliards pour 30 millions de bâtiments à traiter).

- Les usagers particuliers seront priés de remplacer leur voiture puante par un modèle électrique ou hybride . ( Compter 20 000 euros par voiture, soit 600 Milliards pour 30 millions de véhicules !).

- Les consommateurs voudront bien accepter de « légères » augmentations du coût des énergies de réseaux et des taxes afférentes. ( Compter entre 100 et 200 Milliards de plus).

- Les entreprises de transports seront tenues de remplacer leurs camions et autres engins par des modèles fonctionnant à l’électricité.

Etc…

Cette avalanche de Milliards doit être nuancée par l’étalement de la dépense dans le temps (une cinquantaine d’années) et un retour sur investissement grâce aux économies d’énergie réalisées.

Prenons l’exemple d’une maison de 100 m2 bâtie dans les années soixante avec un coefficient énergétique de 300 KWh/m2/an. C’est le cas typique d’une « passoire thermique », hélas fréquent. La dépense énergétique annuelle de chauffage est donc de 30 MWh, soit 2400 euros au tarif public actuel du gaz naturel en intégrant les taxes.

Grâce à des travaux de rénovation thermique ( Toiture, murs, ouvertures, chaudière, chauffe-eau solaire, ) d’un montant de 50 000 euros, le coefficient énergétique est ramené à 50 KWh/m2/an (norme RT 2012). La dépense de chauffage se réduit donc à 400 euros/an, soit une économie annuelle de 2 000 euros (en monnaie actuelle).

Dans l’hypothèse où le prêt est remboursé par les économies d’énergie constatées au temps zéro, la dette sera éteinte au bout de 25 ans s’il s’agit d’un prêt à taux zéro, et de 30 ans ou plus s’il s’agit d’un prêt classique.

Mais, selon toutes probabilités, le prix du gaz et/ou du fuel va augmenter dans l’avenir et l’économie « actualisée » va elle aussi augmenter en proportion de l’augmentation du prix de l’énergie à laquelle on échappera grâce aux travaux réalisés.

L’affaire se révélera alors très rentable pour l’usager qui pourra se réjouir d’avoir réalisé un bon placement. Reste maintenant à trouver un organisme de prêt qui consente à cet arrangement, et c’est là qu’intervient le Gouvernement. Il s’agit tout de même de montants de l’ordre de 40 Milliards par an pendant 35 ans ( pour atteindre 2050) !!!

Les banques vont se mettre aux abonnés absents car un prêt aussi long remboursé sur des économies hypothétiques, ce n’est pas leur tasse de thé.

C’est donc au Gouvernement de faire preuve d’imagination pour nous montrer qu’il est capable de créativité en matière financière.

N’est-ce pas au pied du mur que l’on voit le maçon ?

Pour ce qui concerne le passage à la voiture électrique, les choses sont relativement plus simples. La durée de vie moyenne d’une automobile étant de 20 ans ( 5 ans en première main et 15 ans en occasion) le parc sera naturellement entièrement renouvelé à l’horizon 2050 et même avant.

Il ne tient qu’au Gouvernement d’inciter les usagers à acheter des véhicules électriques en impulsant un programme d’infrastructures adéquates et en mettant en place un ensemble de mesures réglementaires et fiscales de nature à orienter les choix. On pense notamment aux taxes sur les carburants, particulièrement le diesel, à la taxe carbone, à l’installation de bornes de rechargement, à une politique volontariste de tarification de l’électricité pour les transports, de respect des réglementations sur la pollution de l’air dans les agglomérations, et bien d’autres dispositions que seul l’Etat est en mesure d’imposer.

Mais il est évident que l’on ne peut imaginer une telle politique d’électrification qui ne concernerait que la France, alors que les autres pays européens continueraient à commercialiser des véhicules classiques. Le déséquilibre commercial serait insoutenable, et les constructeurs français rapidement mis en difficulté. On assisterait alors à un remake de la farce des panneaux solaires chinois de sinistre mémoire.

Là encore les Etats ont un rôle majeur à jouer pour que cette mutation puisse s’effectuer sans mettre en péril un outil industriel déjà bien menacé.

Le cas des transports de marchandise est plus compliqué, d’abord en raison de la difficulté technologique (L’électrification d’un camion de plusieurs dizaines de tonnes n’est pas chose possible aujourd’hui), et aussi de la nécessité absolue d’internationaliser l’opération…

Il apparaît ainsi que les Etats ont un rôle clé à jouer dans cette éventuelle mutation vers l’électricité, et que les problèmes à résoudre sont transnationaux. Peut-être faudra-t-il se contenter d’objectifs plus modestes mais aussi plus raisonnables, ne remettant pas en question l’ensemble des infrastructures et de notre modèle économique si fragile.

Quoiqu’il en soit, le Gouvernement ne doit pas compter s’en tirer avec de belles annonces d’objectifs de transition énergétique. Il doit maintenant prouver qu’il est capable de mettre en place les outils réglementaires, financiers et fiscaux susceptibles de permettre à cette transition de s’effectuer sans catastrophe socio économique.

Ou bien cesser de nous rebattre les oreilles avec des projets grandioses parfaitement insoutenables eu égard à notre situation économique actuelle, et s’occuper plutôt de gérer une crise dont les victimes sont de jour en jour plus nombreuses.

Lorsqu’un bateau coule il faut s’occuper à colmater les voies d’eau plutôt que discuter pour savoir de quelle couleur on doit repeindre la coque…

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11 septembre 2014 4 11 /09 /septembre /2014 03:29

11 Septembre 2014

La voiture électrique a donc le vent en poupe. En Juin la Ministre alors en charge de la chose nous a promis entre autres un nombre impressionnant de bornes de recharge pour 2030, ce dont on ne peut que se féliciter, au moins à première vue.

Mais au fait de quelle voiture électrique parlons-nous ?

Ce marché naissant est partagé entre deux tendances, pour ne pas dire deux sectes:

- Le tout électrique, qui rejette l’idée de faire appel à un moteur thermique auxiliaire pour prendre le relais lorsque la batterie est vide.

- L’hybride, qui considère inévitable le recours à cet auxiliaire thermique.

Les tenants du concept tout électrique pur et dur mettent en avant l’avantage de la simplicité et donc l’assurance d’un coût réduit par rapport à l’hybride parfois proche de l’usine à gaz. Cet argument économique un peu sommaire est très discutable car si l’électricité est la seule source d’énergie du véhicule, la batterie doit être énorme pour assurer un minimum d’autonomie, le différentiel de prix étant alors supporté par cet organe très cher et dont la durée de vie est notoirement inférieure à celle du véhicule, ce qui résultera en une forte décote à la revente.

Dans l’état actuel de la technologie des batteries Lithium-ion une voiture moyenne aura une réserve de 20 KWh environ ( c’est le cas de la ZOE Renault par exemple), ce qui limitera son autonomie aux fameux 150 km. La modestie de cette réserve d’énergie est due à la nécessité de limiter le poids de la batterie à 300 kg , soit le poids de quatre personnes tout de même ! Et n’oublions pas qu’en hiver il faut chauffer l’habitacle, et le refroidir en été, ce qui requiert une autre source d’énergie si l’on veut éviter d’avoir à choisir entre l’autonomie et la survie des occupants aux rigueurs du climat.

Le coût devient alors extrêmement élevé, voire même supérieur à celui de l’ hybride (L’astuce de la location de la batterie ne change rien à son coût global, il ne fait que l’étaler dans le temps).

Une autonomie limitée à 150 km impose à l’électrique de « refaire le plein » cinq ou six fois plus souvent que le modèle thermique équivalent, et davantage bien sûr si la batterie doit également assurer la climatisation. Pour parcourir de longues distances un réseau dense de bornes de rechargement rapide est donc indispensable sous peine de dissuader l’automobiliste moyen qui restera fidèle au thermique ou passera à l’hybride.

Personne n’accepterait de perdre six à huit heures (!), pas même une heure, sur la route pour recharger sur une prise poussive. ( le marché actuel confirme cette tendance, les ventes portent essentiellement sur l’hybride, ce qui rassure quant au bon sens des utilisateurs).

La voiture électrique ne pourra donc entreprendre des déplacements de plusieurs centaines de kilomètres qu’à la condition de pouvoir recharger la batterie avant la panne « sèche » , soit au moins six fois pour un parcours de 700 kms par exemple. ( Aujourd’hui, avec un moteur thermique, un tel parcours est accompli sans avoir à refaire le plein).

Ces multiples arrêts ne sont tolérables qu’à la condition de perdre le moins de temps possible à chaque rechargement. Il est donc admis que les infrastructures à construire devront offrir un service de recharge rapide, typiquement cinq minutes pour 20 kWh. ( Cinq minutes de connexion pour le transfert d’énergie, auxquelles il faudra ajouter cinq à dix minutes de temps mort constitués de l’attente d’une borne libre, des manipulations, du paiement, et de la rupture de continuité du parcours).

20 kWh en cinq minutes correspondent à une puissance d’environ 0,3MW (Mégawatt !) en tenant compte du rendement de l’installation de charge. (On admet implicitement que la batterie supportera ce régime sans se détériorer ou exploser, cela va sans dire !).

Pour se faire une idée de ce que représente 0,3 MW il suffit de se reporter à la puissance d’une installation domestique « confortable » de 12 KVA, soit 0,012 MW, vingt-cinq fois moins qu’une recharge rapide de batterie !

Une recharge rapide absorbera donc une puissance égale à la puissance max souscrite de 25 logements, et 50 logements si l’on considère la puissance moyenne appelée. Quand on sait que les puissances de pointe appelées sur le réseau sont le souci numéro un de EDF, on imagine sans peine leur inquiétude.

On est en droit d’imaginer à terme, en cas de succès du véhicule tout électrique (on peut rêver), un parc de 20 millions d’engins de ce type à l’horizon 2050, soit 50% du parc à cette échéance. ( Le parc actuel français compte déjà 35 millions de voitures).

Sur la base du kilométrage annuel moyen actuel de 12 500 km, un véhicule électrique devra recharger sa batterie au moins 85 fois par an en moyenne. Pour l’ensemble du parc électrique éventuel de 20 millions de voitures, le réseau devra donc assurer 1,7 Milliards de recharges annuelles !

La durée postulée de chaque recharge rapide étant de 5 minutes, et le nombre d’heures « ouvrables » des postes de recharge étant de l’ordre de 6000 par an (les automobilistes dorment de temps en temps), il y a donc 72 000 tranches de cinq minutes disponibles. Dans le cas idéal d’une répartition homogène du temps, il y aurait donc 23600 batteries simultanément en charge sur le réseau en permanence !

Ce qui représente une puissance appelée de près de 7 GW, soit la puissance de 8 électro générateurs de 900 MW, dans le cas idéal.

En fait la répartition homogène des recharges est une hypothèse théorique. Dans la pratique il y aura bien sûr des « heures de pointe » et l’ont pourra avoir plusieurs centaines de milliers de batteries tentant de se recharger simultanément certains jours à certaines heures.

La puissance instantanée de la totalité du parc électrique français sera incapable de fournir cette demande !

Et il ne s’agit « que » de 50% du parc de voitures particulières… Il y a là, pour le moins, un « petit » problème d’ailleurs pris en compte par EDF qui a déjà tiré le signal d’alarme et souhaite que le mode « recharge rapide » soit réservé aux usages exceptionnels.

On les comprend, mais il faudrait en informer Madame la Ministre ( ou Monsieur le Ministre selon le moment), qui semble n’avoir pas intégré cette difficulté…

Le diable se cache toujours dans les détails, dit-on. Et un Ministre n’a pas le temps de s’occuper des détails…

Pour garantir l’accès à ces puissances énormes pour le rechargement des batteries, il faudrait impérativement stocker l’électricité exactement comme aujourd’hui on stocke le carburant dans des cuves.

Ce problème souligne, s’il en était besoin, l’importance essentielle du stockage de l’électricité, déjà mis en évidence à propos de l’éolien et du photovoltaïque.

Le passage à la voiture tout électrique représenterait donc un saut technologique dont les conséquences ne sont pas toujours bien évaluées. ( En fait si, elles sont bien évaluées, mais pas par les bonnes personnes…).

Il est donc plus que probable que la voiture tout électrique est à oublier pour les longs parcours. Et sauf à imposer à l’usager l’achat de deux véhicules, l’un pour la ville et l’autre pour les voyages, ce qui paraît assez invraisemblable, il faudra se rabattre sur l’hybride.

Au moment où l’on lance une grande chasse au gaspillage d’électricité, on peut se demander s’il est bien judicieux de lancer en parallèle un programme de développement de la voiture tout électrique, tout en projetant une réduction de la production électronucléaire. Cherchez l’erreur…

Face à ce problème de recharge rapide, le clan des hybrides accroît le nombre de ses adeptes et semble conforter ses positions.

L’idée d’assurer sa sécurité en portant à la fois des ceintures et des bretelles est vieille comme le monde et a fait la preuve de son efficacité, malgré les quolibets des bons esprits. Les biocarburants et le biogaz étant dans le futur des alternatives crédibles aux sources d’énergie non renouvelables, il paraît logique de les associer au moteur électrique dont les vertus d’efficacité ne sont plus à démontrer.

La batterie serait alors non plus le cœur du véhicule mais un simple auxiliaire pouvant à l’occasion prendre le relais du moteur thermique dans les circonstances exigeant une pollution minimale, notamment en ville. Une batterie de 5 kWh suffirait à cette fonction. Le poids et le surcoût du moteur thermique seraient largement compensés par le gain réalisé sur la batterie dont le poids passerait de 300 kg à moins de 50 kg, son coût étant réduit dans les mêmes proportions.

Le problème des bornes de recharge serait considérablement simplifié, voire même supprimé, puisque le moteur thermique pourrait recharger lui-même la batterie, qui de toutes façons resterait rechargeable sur un simple réseau domestique, à un niveau de puissance appelée supportable puisque le mode « charge rapide » ne serait pas nécessaire et que la capacité à recharger est faible.

Aujourd’hui le parc de 35 millions de voitures particulières consomme environ 29 millions de mètres cubes de carburant, d’une valeur énergétique de 23 Mtep, ou encore 270 TWh.

Ce carburant est essentiellement d’origine fossile, avec une faible part de Bio incorporé ( Quelques % , avec un tassement de la demande).

Avec la version hybride à deux litres aux cent km (Chère à Mr. Montebourg), la consommation serait divisée par trois, soit 10 millions de m3, ce qui correspond à environ 7,7 Mtep d’énergie, ou encore 90 TWh , auxquels il faudrait ajouter l’électricité complémentaire pour la recharge de la batterie.

Le carburant utilisé serait évidemment bio et l’électricité de complément serait de sources renouvelables, cela va de soi.

En France la consommation de biocarburants a été de 2,7 Mtep en 2013, ce qui représente environ 12% du total de la consommation actuelle, mais cette part pourrait atteindre 100 % en 2050 sur un parc entièrement hybride, avec une production de 7,7 Mtep de biocarburants.

Une croissance de 4% par an de la production de ces carburants renouvelables suffirait à atteindre cet objectif.

Nous parlons ici des biocarburants de troisième génération, qui n’entrent pas en conflit avec les cultures alimentaires.

La compétition entre véhicule tout électrique et véhicule hybride se règlera sur le terrain, avec pour arbitres d’une part EDF qui contrôlera la puissance maximale concédée à la recharge rapide, et d’autre part les distributeurs du précieux fluide aux bornes de puissance avec un tarif du KWh qui risque d’en faire réfléchir plus d’un. Sans oublier l’Etat qui ne manquera pas d’appliquer la CSPE à l’électricité des voitures afin de récupérer ce qu’il aura perdu sur le super et le gazole en perte de vitesse, et qui décidera ou pas de rendre effectif le règlement antipollution dans les agglomérations. L’Europe aura aussi son mot à dire dans la mise en œuvre de la taxe carbone, et le prix du baril de pétrole restera en fin de compte le maître de ce ballet.

Seule Madame Irma pourrait lire dans sa boule de cristal l’avenir énergétique de la bagnole…

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