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12 janvier 2013 6 12 /01 /janvier /2013 19:02

 

12 Janvier 2013

La facture d’électricité est devenue un document dont la compréhension exige une solide formation préalable.

Outre sa fonction de fournisseur d’énergie, l’entreprise de distribution assume également le rôle de collecteur de taxes et contributions diverses liées à l’utilisation de l’électricité.

Ainsi, en sus de l’abonnement et de la consommation, notre facture comprend des rubriques supplémentaires dont le contenu ne saute pas aux yeux:

La première est la TCFE ( Taxe sur la Consommation Finale d’Electricité), conforme à la loi NOME ( Nouvelle Organisation du Marché de l’Electricité), appliquant la directive Européenne sur l’uniformisation des règles de taxation des énergies.

Il s’agit d’une taxe locale sur la quantité d’électricité consommée, calculée de la manière suivante:

Il y a d’abord un tarif de référence de base, égal en 2012 à 0,75 euros par MWh, pour une installation de puissance inférieure ou égale à 36 KVA.

Ensuite, ce tarif de référence est affecté d’un coefficient multiplicateur.

Pour la partie taxe locale communale, ce coefficient multiplicateur est compris entre 0 et 8,28 selon la commune.

Pour la partie taxe départementale, il est compris entre 2 et 4,14, selon le département.

Ces coefficients sont votés par les conseils municipaux et les conseils généraux. Il existe un plafond fixé pour 2013 à 9,315 euros/MWh pour les installations de puissance inférieure à 36 KVA.

La seconde ligne concerne la CSPE ( Contribution au Service Public de l’Electricité) dont le montant est destiné à financer le surcoût des énergies nouvelles, le surcoût de production dans les îles, et le manque à gagner dû aux tarifs de première nécessité.

Le montant en est calculé à partir des charges prévisionnelles de ce poste, évaluées par la CRE ( Commission de Régulation de l’Energie).

Pour 2013, la petite note à prévoir est de 5,1 Milliards d’euros.

La CSPE résultante sera de 13,5 euros par MWh.

La troisième ligne introduit la CTAE ( Contribution Tarifaire d’Acheminement de l’Electricité), qui était autrefois incluse dans l’abonnement. Cette taxe est tout bonnement destinée à la Caisse nationale de Retraite des Industries Electriques et gazières ( CNIEG).

Elle est basée sur le TURPE ( Tarif d’Utilisation des Réseaux Publics d’Electricité), qui sont les autoroutes de l’énergie électrique.

(Le TURPE représente 90% des recettes de ERDF).

Le TURPE comprend une partie fixe et une partie variable. La CTAE est calculée sur la partie fixe, selon une méthode qui échappe à l’objectif de cet article.

Ces trois contributions supplémentaires sont destinées à supporter, entre autres, les dépenses liées au développement des énergies nouvelles, à la modernisation des réseaux, et aux surcoût générés par les tarifs préférentiels de rachat.

Bonne nouvelle, le tarif public sera peu impacté puisqu’il n’aura pas à supporter ces dépenses nouvelles.

Mauvaise nouvelle, le client final devra quand même payer, puisque CSPE et CTAE sont inclus dans la facture.

Le montant de ces taxes étant assis sur la consommation, ce n’est pas le contribuable qui est visé mais le consommateur. Cette méthode pénalise les usagers locataires de logements mal isolés et/ou propriétaires de logements anciens au revenus modestes ne leur permettant pas de financer des travaux d’isolation, ni de changer de mode de chauffage.

Cette manière de présenter la facture offre plusieurs avantages:

Le prix du KWh au tarif public n’est plus la seule variable d’ajustement. L’augmentation des dépenses peut être imputée sur les taxes et contributions, permettant ainsi à l’Etat de se prévaloir d’un tarif du KWh relativement stable.

La spécificité des taxes et contributions électriques permet d’en varier le montant aisément sans avoir à modifier le taux de taxes plus générales comme la TVA.

C’est un outil qui permet de récupérer « discrètement » des sommes considérables sans toucher ni au tarif, ni à la TVA, trop fortement médiatisés.

Le prix du KWh tarif public, qui est encore l’élément principal du coût de l’énergie électrique, n’en sera plus dans quelques années qu’une composante dont l’importance relative diminuera devant l’accroissement des charges annexes, qui sont aujourd’hui déjà de l’ordre de 30% du montant de la consommation.

Aujourd’hui le chapitre taxes et contributions ne comprend « que » trois rubriques, mais on peut sans peine en imaginer d’autres, nous pensons en particulier à la TICPE, ancienne TIPP, qui viendra le moment venu accueillir les amateurs de véhicules électriques.

Avec cet outil d’une grande souplesse, complété par la règlementation sur les performances thermiques des logements neufs, l’Etat dispose de moyens diversifiés pour influencer les industriels et les consommateurs en matière de choix énergétiques.

 

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8 janvier 2013 2 08 /01 /janvier /2013 16:20

 

8 Janvier 2012

Il y a encore peu, à peine une ou deux décennies, la politique énergétique de la France était bien assise et ne posait aucun problème métaphysique de choix. Le Général avait décidé que l’électricité serait Nucléaire et Hydraulique, ce qu’elle est aujourd’hui à 85%, le reste étant confié au trio fossile Charbon, Pétrole et Gaz naturel, lesquels étaient abondamment disponibles à des prix très attractifs sur les marchés internationaux.

( Nous avions même en métropole le gaz de Lacq, et encore quelques houillères, notre avenir énergétique semblait alors assuré de Dunkerque à Tamanrasset, disait-il ).

Il existait une petite activité pour exploiter l’énergie Solaire ou Eolienne, valoriser les déchets, mais pas de quoi inquiéter les grands du pétrole et de l’atome.

Quand au bois, il était réservé au chauffage des heureux possesseurs de pavillons et autres fermettes reconverties.

Et puis les temps ont changé.

Coup sur coup sont intervenus plusieurs évènements perturbateurs dont la synergie place les responsables politiques en situation d’avoir à reconsidérer leur politique énergétique, ou périr d’asphyxie:

Il y a eu d’abord les soubresauts du prix du pétrole, annonciateurs d’une envolée durable dont nous subissons les effets à la pompe et au bilan des échanges extérieurs. Cette envolée nous rappela durement à la réalité, et la notion d’indépendance énergétique cessa d’être un sujet abstrait pour calendes grecques, pour devenir une exigence de moyen terme.

Cette préoccupation monta d’un cran lorsque l’on réalisa que l’envolée des cours étaient due non pas seulement à de vulgaires spéculations financières, mais bien à une prochaine raréfaction de la denrée à cause de l’épuisement prochain des réserves dites conventionnelles, et surtout de l’appétit croissant des pays émergents pour le pétrole miraculeux .

En clair, les prix des énergies fossiles allaient continuer durablement leur ascension, entraînant de gros soucis financiers pour les usagers dépourvus de ressources propres, dont nous sommes ( Le gaz de Lacq n’était déjà plus qu’un vieux souvenir, et Hassi Messaoud et Tamanrasset se trouvaient désormais en terre étrangère).

Il devenait évident que nous allions devoir affronter un gros problème énergétique, mais l’échéance nous paraissait encore lointaine et le Nucléaire semblait nous garantir contre le pire.

A peu près à la même époque survint l’affaire du réchauffement climatique, attribué majoritairement aux émissions anthropiques de CO2 liées à l’usage des combustibles fossiles. La maîtrise de ces émissions devint le nouveau crédo désormais inscrit dans tous les programmes énergétiques des pays dits développés.

Nous avons donc dû reprendre notre copie et mettre en œuvre des programmes pour, soit réduire notre consommation de combustibles fossiles, soit faire disparaître sous le tapis le CO2 émis par nos cheminées et échappements (le fameux scénario de capture et séquestration du Carbone).

C’est alors que certains firent remarquer finement qu’il n’y avait pas le feu au lac, puisque les combustibles responsables du CO2 étaient censés être épuisés sous peu. Il suffisait donc d’attendre, le problème disparaîtrait de lui-même.

Beaucoup partagèrent cette opinion, certains y croient encore, ce qui explique peut-être en partie le manque d’enthousiasme ambiant dans la mise en œuvre des moyens d’actions.

Mais il fallut vite déchanter.

Si les réserves de combustibles conventionnels sont bien en voie d’épuisement, il est apparu possible d’aller chercher en profondeur d’autres ressources permettant de prolonger l’agonie de nos sociétés malades du pétrole et du gaz. Certes les prix sont plus élevés, mais le sursis est de plusieurs dizaines d’années, particulièrement en gaz naturel et en gaz de schiste.

La bonne nouvelle, c’est que la pénurie est repoussée à une date ultérieure, indéterminée certes, mais qu’on nous assure lointaine.

La mauvaise nouvelle, c’est qu’il ne faut plus compter sur cette pénurie pour voir disparaître le problème du CO2.

Heureusement, grâce à la découverte de nouveaux gisements de gaz extraordinaires (nous dit-on), nous allons pouvoir réduire notre consommation de pétrole au profit du gaz, lequel possède la propriété de brûler en émettant deux fois moins de CO2 que le pétrole !

D’une pierre deux coups: la pénurie est momentanément oubliée et les émissions de CO2 sont divisées par deux.

Un petit bémol tout de même: ce gaz pléthorique est en grande partie extrait de schistes situés à grande profondeur ( 2 à 3 000 m) par des procédés très contestés ( fracturation hydraulique).

Si l’horizon paraît s’éclaircir quelque peu grâce à ces nouvelles ressources de gaz, il subsiste donc néanmoins une forte incertitude quant à l’acceptation par les populations des conditions d’exploitation.

Comme si ce problème ne suffisait pas, il est venu se rajouter un autre évènement perturbateur constitué par la catastrophe de Fukushima. Le précédent drame de Tchernobyl aurait pu à la rigueur passer pour très exceptionnel, étant donné son caractère unique ( si l’on omet toutefois de parler des autres quasi catastrophes comme Three Mile Island). Mais Fukushima est venu rappeler que les prévisions probabilistes sont davantage un art divinatoire qu’une science, et qu’un évènement très exceptionnel peut très bien se révéler assez commun pour peu que l’on prenne le recul suffisant.

La France, fière de son parc nucléaire lui garantissant une électricité propre sans CO2, se retrouve au premier rang d’une nouvelle guerre dont l’enjeu dépasse la seule préoccupation d’indépendance énergétique.

Les populations veulent de l’électricité propre, oui, mais pas au prix d’un risque inacceptable de santé publique.

L’opinion publique est partagée, et un seul accident nucléaire même bénin sur son sol, suffirait à la faire basculer vers l’exigence du retrait pur et simple.

( Souvenons-nous que la centrale du Blayais est passée à deux doigts de l’accident majeur lors d’une inondation due à une erreur d’appréciation du risque, et qu’il a fallu attendre Fukushima pour que nos devins prévisionnistes admettent que la cuve d’un réacteur pouvait se percer ! La science divinatoire prévisionniste est décidément bien faillible).

Il résulte de ces petites contrariétés que nos sources d’énergie traditionnelles ne sont plus en odeur de sainteté, et qu’il nous faut prendre parti en faveur d’une ( ou de plusieurs) solutions de rechange, avec l’objectif d’un renouvellement du mix énergétique d’ici la fin du siècle.

C’est du moins l’engagement solennel pris par les principales nations développées dans le cadre du protocole de Kyoto.

Les seules solutions de rechange envisageables aujourd’hui ( de quoi demain sera-t-il fait ?) sont de deux sortes:

Des sources renouvelables et propres ( au sens de dépourvues d’émissions polluantes et sans déchets ) appelées ENR:

L’Hydraulique.

Le Solaire.

L’Eolien.

La Géothermie.

Des sources combustibles thermiques renouvelables à émissions de Carbone recyclable, appelées ENRt:

Le bois énergie.

Les déchets.

Les biocarburants.

Abondance de biens ne nuit pas.

Ces sept groupes principaux se subdivisent en divers sous-groupes ayant chacun leur spécificité:

L’Hydraulique comprend la grande hydraulique, la petite hydraulique, l’énergie marémotrice, l’énergie houlomotrice, l’énergie hydrolienne des courants marins, la thermodynamique marine.

Le Solaire comprend les centrales thermodynamiques à concentration, les centrales photovoltaïques, les panneaux hybrides.

L’Eolien se subdivise en éolien terrestre ( petit éolien et grand éolien) , éolien maritime ( Offshore) .

La Géothermie ( géothermodynamique) qui exploite la chaleur du sol, comprend la géothermie de surface avec pompe à chaleur, la géothermie profonde.

Le bois énergie peut être utilisé directement pour produire de la chaleur, ou transformé pour produire du gaz et/ou de l’électricité.

Les déchets peuvent provenir d’effluents animaux, ou de déchets ménagers, ou de stations d’épuration ( méthanisation).

Les biocarburants sont de diverses sortes et peuvent être obtenus à partir de nombreux produits végétaux ou animaux, depuis la graisse d’andouille jusqu’aux algues marines en passant par le maïs et la betterave .

On peut ainsi dénombrer une vingtaine de filières dont il est difficile de dire aujourd’hui lesquelles émergeront dans le futur mix énergétique et lesquelles auront moins de succès.

Toutes ces filières sont soit en cours d’expérimentation ( énergie de la houle et des courants marins, algocarburants, etc..), soit en cours d’exploitation à petite échelle (centrales solaires thermodynamiques, centrales marémotrices), soit déjà exploitées à une échelle significative, comme l’Hydraulique, le Solaire photovoltaïque, l’Eolien, le bois énergie, la géothermie, les biocarburants, la méthanisation.

La situation paraît donc favorable, les technologies existent et elles sont pour la plupart validées. Il « suffit » donc de leur donner l’essor nécessaire pour atteindre les objectifs du nouveau mix énergétique.

Mais alors, où est le problème ?

En France, le mix énergétique traditionnel, inchangé depuis plusieurs décennies, repose sur deux filières principales:

Le raffinage du pétrole, utilisant des technologies matures bien maîtrisées et dont les coûts sont optimisés depuis longtemps. De plus, les produits pétroliers sont de plus en plus raffinés sur les lieux de production, donc hors métropole.

La filière nucléaire, basée sur l’exploitation de « vieilles » centrales dont les coûts de construction sont amortis depuis longtemps également, ce qui permet d’obtenir un faible coût de production.

Le charbon et le gaz sont des produits primaires intégralement importés et utilisés également dans des installations thermiques de technologie bien maîtrisée.

Le basculement vers les énergies nouvelles implique de renoncer à cet outil industriel, qui est opérationnel, productif, rentable, pour lequel il existe un savoir-faire et une expérience précieux, au profit d’un autre outil industriel qui reste entièrement à développer et à porter au stade de la maturation, et pour lequel l’expérience et le savoir-faire font défaut.

C’est un véritable saut dans l’inconnu, qui comporte de nombreux risques technologiques et financiers, et des implications sociétales susceptibles d’influer sur les orientations techniques, voire de compromettre les résultats.

Le passage d’un monde dans l’autre ne pourra donc s’opérer que progressivement et dans la durée, en ménageant des étapes qui permettront de faire le point et de modifier éventuellement les orientations initiales à la lumière de l’expérience acquise. Plusieurs décennies seront nécessaires pour trouver la bonne voie.

Un programme aussi vaste, qui engage l’avenir économique sur le long terme, ne peut pas être laissé à l’initiative de la seule entreprise privée. Les états sont donc amenés à prendre l’initiative, avec les industriels, des grandes orientations et de la définition des programmes pluriannuels.

Ces orientations ne peuvent être décidées à l’échelon national. Elles doivent être intégrées dans un programme régional, Européen pour ce qui concerne la France, à l’intérieur d’un pôle énergétique basé sur un réseau interconnecté.

Le basculement progressif implique la coexistence des deux types d’énergie pendant plusieurs décennies.

Pour que cette coexistence soit possible économiquement entre d’une part une énergie traditionnelle dont les outils de production sont amortis et les coûts optimisés, et d’autre part des énergies nouvelles dont les technologies ne sont pas matures et donc à fortiori les coûts non optimisés, ces dernières bénéficient d’aides financières sous forme de tarifs d’achat préférentiels, dont les modalités sont adaptées à chaque type d’énergie.

Tout cela va coûter énormément d’argent et se traduira par une envolée du prix de l’énergie, que le consommateur final devra supporter sous diverses formes: augmentation des tarifs publics, tarification progressive, prélèvements fiscaux, taxation ( dont la CSPE est un exemple).

De plus, il est évident que le basculement vers les énergies renouvelables ne pourra être efficace que si, dans le même temps un vaste programme d’économies d’énergie est entrepris, avec l’objectif d’infléchir la courbe de croissance de la consommation.

Il ne s’agit ni plus ni moins que d’une sorte de « Plan Marshall » pour nous permettre de supporter le sevrage des énergies fossiles.

A la seule différence que cette fois, c’est nous-mêmes qui devront financer ce plan, l’Oncle Sam ayant cette fois d’autres chats à fouetter !

( A moins que l’oncle Omar ne soit mieux disposé, ce qui serait surprenant eu égard à l’objectif du plan qui est le sevrage du pétrole !).

On peut se demander si la situation économique actuelle permet de réaliser un programme aussi ambitieux.

Les cassandres affirment que l’engagement de telles dépenses risque de précipiter la déroute financière du pays.

Les optimistes estiment au contraire qu’il y a là une opportunité pour redonner du grain à moudre, recréer un outil industriel en voie de déliquescence, et surtout créer des emplois.

Il ne nous appartient pas de dévoiler l’avenir, nous ne pouvons que formuler des souhaits. Après tout, sauver la planète est une option des plus honorables, même si la survie de l’Humanité n’est pas cotée en bourse.

La promesse d’une vie meilleure pour nos arrières petits-enfants n’est-elle pas une motivation suffisante ?

 

 

 

 

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13 décembre 2012 4 13 /12 /décembre /2012 10:12

 

12 Décembre 2012

On sait que la France doit faire appel à l’étranger pour se procurer de quoi produire 80% de l’énergie primaire dont elle a besoin. Les autres 20% sont fournis par l’hydraulique et la biomasse, avec une faible contribution d’énergies nouvelles.

Ces importations portent sur le Gaz naturel, les produits pétroliers, un peu de charbon, et de l’Uranium.

L’Uranium sert à faire de l’électricité, son prix impacte assez peu le prix de revient du KWh en sorte qu’il ne fait pas la une des médias, sinon pour d’autres raisons…Le prix de l’électricité en France dépend donc assez peu du coût de l’énergie sur les marchés mondiaux, ce qui permet à l’Etat de fixer un tarif public relativement à l’abri des tumultes extérieurs.

Le charbon est encore utilisé dans quelques centrales EDF et dans l’industrie, à raison de 18 millions de tonnes par an. On en trouve également dans le chauffage ( 0,5 millions de tonnes). Il est en forte diminution et ne constitue plus une denrée stratégique, tout au moins pour la France.

Les produits pétroliers sont par contre un domaine sensible, le prix des produits finaux dépend du prix du baril, lequel suit des fluctuations directement indexées sur les évènements géopolitiques incontrôlables. L’usager domestique est accoutumé à subir ces hauts et ces bas. Aucun gouvernement, qu’il soit de gauche ou de droite, n’a le pouvoir d’influer sur le cours de la précieuse denrée. Par contre, il lui est toujours possible de moduler les taxes afin d’atténuer le yo-yo des prix du fuel domestique et des carburants, c’est à peu près le seul levier disponible entre les mains de l’Etat, mais c’est aussi une ressource financière bienvenue pour le budget.

Reste le Gaz Naturel .

L’usager, habitué du tarif public de l’électricité, exige de bénéficier du même traitement avec le gaz.

Mais ce qui est possible avec le nucléaire ( ou avec l’éolien et le solaire) ne l’est pas avec le gaz, qu’il faut acheter en totalité sur les marchés mondiaux.

Les approvisionnements de la France en gaz naturel s’effectuent sur la base d’un cours établi à la bourse du gaz. Ce gaz est ensuite acheminé, puis stocké avant d’être distribué à travers un réseau complexe. Il y a donc des coûts d’exploitation, des coûts financiers pour rembourser les emprunts, des coûts commerciaux pour gérer les 11 Millions de clients nationaux. Le prix de vente final comprend tous ces coûts, plus la TVA.

Le prix d’achat du gaz est une part importante du coût final ( environ 50%). Lorsque ce prix varie, cette variation doit normalement se répercuter sur le prix de vente final, comme c’est le cas avec les poireaux ou le pétrole.

Pour la France, la bourse du gaz est tenue par Powernext SA, qui gère les PEG ( Point d’Echange du Gaz) , et qui établit les cotations à court terme « Powernext Gas Spot » et les cotations à terme «  Powernext Gas Futures » sur trois mois, trois trimestres, ou trois saisons gazières.

Aujourd’hui, à 9h30, la cote à terme trimestriel s’établissait à environ 26 euros le MWh.

Le prix public HT de ce même gaz est de 48 euros/Mwh ( GDF Suez), soit 57 euros/Mwh TTC réglés par l’usager.

Le coût d’approvisionnement représente presque 50% du prix de vente, qui doit donc supporter les fluctuations du cours avec un coefficient de 0,5.

Pour atténuer malgré tout les effets des fluctuations des cours sur le prix public du gaz, la CRE ( Commission de Régulation de l’Energie) a établi une équation qui indexe les fluctuations du prix public sur celles du marché du gaz, mais aussi sur celles des produits pétroliers, et bien entendu sur la parité Euro/Dollar pour tenir compte des transactions en Dollar.

Voici cette équation:

EY = 0,01079 * (EFD) + 0,01568 * (EFL) + 0,06077 * ( EBRENT)

+ 0,25887 * ( EGN) + 1,90944 * ( EU/USD)

EY est l’évolution du coût d’approvisionnement en Gaz Naturel.

( Valeur administrative, retenue comme référence pour fixer le tarif public)

FD est l’évolution de la cotation du fuel domestique.

FL est l’évolution de la cotation du fuel lourd.

BRENT est l’évolution de la cotation du brent.

GN est l’évolution de la cotation réelle du Gaz Naturel

EU/USD est la parité Euro/USDollar

Dans cette équation l’impact de la variation du cours Powernext du gaz sur le prix public a été minimisée, le coefficient est de 0,26 alors qu’il est de 0,5 dans la réalité.

On peut alors présenter un « pseudo tarif public » comme pour l’électricité, sauf que pour le gaz ce tarif repose sur une équation arbitraire, qui est une cote mal taillée dont le but est d’éviter des fluctuations trop importantes du prix public, tout en ménageant les intérêts du fournisseur de gaz qui ne doit pas y être de sa poche.

Lorsque l’équation donne un prix qui dépasse le tarif public d’un certain seuil, on a deux solutions:

Soit on augmente le tarif public pour se rapprocher du vrai prix souhaitable, mais avec l’assurance d’une « bronca » des associations de consommateurs,

Soit on modifie l’équation pour retrouver un résultat plus politiquement correct, mais avec l’assurance des protestations des fournisseurs de gaz qui doivent alors réduire leurs marges pour respecter ces prix artificiellement bas.

Le présent gouvernement est précisément dans cette situation, le prix public du gaz est trop bas par rapport à son prix d’achat sur le marché.

Il est probable que les deux leviers seront actionnés. Une modification de l’équation diabolique, et une « légère » augmentation du tarif public.

Il existe bien une troisième voie, qui est l’amélioration de la rentabilité du fournisseur. Entre un coût d’achat de 26 euros et un prix de vente HT de 48 euros, il y a du grain à moudre, mais au prix de la suppression de quelques milliers d’emplois, ce que personne ne souhaite aujourd’hui.

Reste une possible baisse de TVA, mais compensée par quoi ?

L’équation retenue pour fixer le prix du gaz est contestable, les paramètres pourraient être différents, de même que les coefficients.

Il n’en demeure pas moins que ce n’est pas cette équation (sortie d’un chapeau) qui fixe les cotations de Powernext, et qu’il faudra bien un jour accepter de payer l’énergie à son vrai prix…

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11 décembre 2012 2 11 /12 /décembre /2012 14:40

 

11 Décembre 2012

«  L’énergie la moins chère est celle que l’on ne consomme pas ».

Cette lapalissade, devenue la devise des pourfendeurs du gaspillage, a au moins le mérite de l’œcuménisme le plus large, elle ne peut que faire l’unanimité.

Reste maintenant à la mettre en application.

Au « bon » temps des réverbères fonctionnant à l’huile de tripes, c’était avant l’arrivée du gaz, il était d’usage de couper l’éclairage public les nuits de pleine lune (sauf à Paris où les vide-goussets étaient légion).

Sans vouloir imposer à nos contemporains des mesures aussi drastiques, il est clair que nous devrons faire preuve d’imagination pour obtenir un résultat tangible sans régresser à l’époque les lampes à huile de tripes, qui de toutes manières seraient rejetées car grandes émettrices de CO2 et autres cochonneries.

L’énergie étant utilisée dans tous les recoins de l’activité économique, tous les secteurs sont concernés, depuis les hauts fourneaux de la sidérurgie jusqu’à la plus modeste bouilloire, en passant par le chauffage des locaux, la production d’électricité, l’automobile, ou la fabrication du ciment.

Notre Pays ne « produit » que 20% de l’énergie qu’il consomme, le reste est importé à un prix qui nous est imposé par les marchés internationaux, ce qui plombe la balance du commerce extérieur et nous place à la merci d’évènements géopolitiques contraires .

D’autre part il faut bien préparer l’après pétrole, et peut-être l’après nucléaire, sachant que les énergies nouvelles ne seront prêtes à prendre (partiellement) la relève que dans plusieurs décennies.

Et dans le même temps nous sommes tenus de réduire fortement nos émissions de CO2 afin de limiter l’ampleur du désastre annoncé ( Même si quelques doutes subsistent encore dans certains esprits frondeurs).

La nécessité de développer une stratégie de sobriété énergétique ne fait donc plus controverse et la plupart des acteurs ont intégré cette exigence dans leurs programmes de nouvelles applications et de remplacement des anciennes.

Les diverses normes européennes ou nationales imposent maintenant des performances énergétiques aux diverses réalisations technologiques et sont garantes de productions désormais plus proches à l’idéal écologique.

Mais ceci ne concerne qu’une partie des parcs existants.

La très grande majorité des parcs est constituée de matériels de conception ancienne dont l’efficacité énergétique laisse à désirer.

Par exemple l’électricité est produite par des installations thermiques dont le rendement ne dépasse pas 30% ( y compris les centrales nucléaires), le reste de l’énergie primaire est perdu dans l’atmosphère.

Dans un autre domaine, la consommation spécifique des logements pour le chauffage est souvent supérieure à 300 KWh/m2/an , alors que les méthodes modernes de construction permettent de se contenter de 50 KWh/m2.

D’autres exemples, comme les ampoules basse consommation, montrent que d’énormes économies peuvent être réalisées en rationalisant les procédés d’utilisation de l’énergie primaire.

Ces améliorations sont effectivement mises en œuvre lors du renouvellement des installations ou de la construction d’installations nouvelles.

Le chauffage des logements est un important poste de gaspillage, et des solutions techniques efficaces existent permettant des gains considérables d’énergie.

Mais la rénovation thermique de la totalité du parc ne peut se faire que sur plusieurs décennies, eu égard aux investissements colossaux nécessaires.

Il y a en France 35 Millions de logements dont environ 70% nécessiteraient des travaux d’isolation thermique d’un montant approximatif moyen de 20 000 euros, ce qui représente un investissement global de 500 Milliards d’euros.

A raison de 1 Million de logements rénovés par an, il faudrait 20 ans pour réaliser le programme ( et 25 Milliards par an), en sus évidemment de la construction des logements neufs.

Ceci pour donner une idée de l’échelle de temps à considérer et des sommes en jeu.

(Rappelons que le gouvernement a récemment annoncé un objectif de 0,6 millions de logements rénovés par an, et de 0,4 millions de logements neufs, ce qui porterait à plus de 30 ans l’échéance de l’achèvement des travaux de rénovation).

L’ADEME estime plutôt ce chiffre à 40 ans, soit à l’horizon 2050.

( OPEN, Observatoire Permanent de l'amélioration ENergétique du logement ).

Aujourd’hui le rythme de rénovation des logements est de 150 000 par an, ce qui montre l’ampleur de l’effort à accomplir.

Actuellement Le différentiel entre le coût de l’investissement pour le propriétaire du logement , et l’économie financière réalisée sur la consommation d’énergie, est encore trop faible pour susciter une forte demande.

Pour atteindre le rythme de 600 000 rénovations par an, un considérable effort d’incitation devra être consenti, reposant sur une politique diversifiée:

- Tarification progressive de l’énergie.

- Quotas énergétiques.

- Crédits d’impôts.

- Soutien au développement de solutions économiques en rénovation.

- Etc…

Les récentes tentatives de mise en place de la tarification progressive de l’énergie se sont heurtées à une vive opposition populaire, le système étant par trop inégalitaire. Il en serait évidemment de même des quotas, qui ne seraient pas perçus plus favorablement.

D’autre part, dans le secteur locatif, le mouvement ne peut être initié qu’à travers une législation contraignante pour les propriétaires, qui peut se révéler contre productive.

Ainsi, malgré un vaste consensus sur la nécessité d’économiser l’énergie, la mise en pratique de ce programme se heurte au manque d’enthousiasme des usagers, qui refusent de s’engager financièrement, arguant du manque de ressources en période de crise économique, ce qui est hélas la triste réalité.

D’autres dépenses plus urgentes mobilisent les ressources financières des ménages, comme les loyers, les transports, les dépenses d’énergie précisément, les dépenses de santé non remboursées, et les incertitudes du marché du travail incitent plutôt à l’épargne qu’aux dépenses non immédiatement nécessaires.

Les prévisions théoriques se heurtent une fois de plus au principe de réalité…

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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7 décembre 2012 5 07 /12 /décembre /2012 09:55

 

7 Décembre 2012

Le Jackpot a encore augmenté à Flamanville. La cagnotte, que le consommateur devra alimenter un jour ou l’autre, s’élève maintenant à 8,5 Milliards d’euros. On a tout lieu de penser qu’elle atteindra les 10 milliards en cinquième semaine.

Mon voisin financier a cherché à me rassurer en me démontrant qu’il n’y a pas le feu au lac, attendu que cette somme ne représente que 26,3 euros par an pendant dix ans pour chacun des 38 Millions d’abonnés, qu’au bout de dix ans la bécane sera amortie et fournira alors du courant à prix d’ami.

Mathématiquement il a raison mais je lui fais part de mes inquiétudes sur l’origine des fonds qui serviront à payer les travaux à la fin du chantier. Là aussi il tente de calmer mes angoisses en m’assurant qu’un bon emprunt obligataire y pourvoira. Un coupon de 4,5% sera versé, qui se traduira par une dette annuelle de 450 Millions, soit 11,8 euros par an et par abonné, toujours sur dix ans, ce qui porte la note annuelle à 38,1 euros par abonné jusqu’au terme de l’emprunt.

Cette somme modeste pourra être soit imputée à égalité sur tous les abonnés en bas de leur facture, soit payée au prorata par une petite augmentation du prix du KWh, de l’ordre de 0,11 centime, sur la base d’une consommation globale de 400 TWh.

Mon voisin m’a expliqué que ce miracle est rendu possible grâce à l’économie d’échelle.

La finance est vraiment un art remarquable…

Il m’a cependant un peu refroidi en ajoutant que, sur la base d’une consommation nationale de 400 TWh, ce n’est pas 1 réacteur EPR qu’il faudrait construire, mais 40, ce qui change la donne financière ( Pour délivrer 400 TWh annuellement, il faut une puissance installée de 60 GWe). Les 10 Milliards d’investissement deviennent 400, et le surcoût du KWh passe à 4,4 centimes.

Ce qui, de manière surprenante, demeure encore très acceptable, d’autant plus que ces réalisations seraient étalées dans le temps.

Toujours l’économie d’échelle.

Mon autre voisin, grand amateur d

énergies nouvelles, sest alors étonné que lon ne fasse pas la même chose avec, par exemple, des éoliennes, puisque ce nest pas une question dargent.

Je lui ai alors expliqué que le problème des éoliennes nest effectivement pas une question dargent, mais quil se trouve ailleurs, dans lacceptabilité par les populations, et dans leur caractère intermittent.

En effet, les éoliennes off shore ( les autres ne sont pas dans le coup) ont une efficacité moyenne de 30% car le vent ne souffle pas toujours à sa valeur optimale. De plus cette efficacité est modulée par lintermittence (quand le vent souffle fort à Dieppe, ce nest pas forcément le cas à Noirmoutiers). Pour disposer de 1 MWe moyen, il faut en installer au moins trois fois plus, ce qui correspond à un nombre vertigineux de grosses éoliennes off shore de 5 MW.

Et de plus pour compenser lintermittence il faut des capacités de stockage délectricité que personne ne sait mettre en œuvre aujourdhui.

Et l’on voit assez mal les populations accepter de voir leur littoral encombré par plusieurs dizaines de milliers de machines, chacune aussi haute quune demi tour Eiffel !

Pour achever de saper le moral de mon voisin écologiste, mon ami financier, qui ne se sépare jamais de sa calculette, effectue un rapide calcul du coût dun parc éolien offshore capable de fournir autant dénergie que LE réacteur de Flamanville.

Un réacteur de 1 500 MWe peut fournir environ 11 TWh dénergie par an.

Pour obtenir le même service en éolien off shore il faut installer 850 machines de 5 MW, sur la base dun facteur de charge de 35% et un coefficient de disponibilité de 85% ( maintenance). A ces machines il faut ajouter les structures adéquates de stockage dénergie pour compenser lintermittence.

Linvestissement en éolien offshore est denviron 3 M euros / MW installé, ce qui conduit à environ 13 Milliards deuros pour 850 machines de 5 MW. Auxquels il faut ajouter les moyens de stockage dénergie, impossibles à chiffrer aujourdhui faute dune solution disponible.

( Rappelons que le projet éolien offshore 2015-2020 de la côte atlantique porte sur la construction de 1 200 éoliennes de 5 MW, pour un coût de 20 Milliards deuros, donc loin devant le budget de Flamanville qui fait figure de projet mesquin. Et rien nest prévu pour le stockage de lénergie !).

Voici donc renvoyés dos à dos le Nucléaire et lEolien, sur le plan des investissements.

Comment protester dun côté contre un projet à 8,5 Milliards, et accepter sans sourciller de dépenser 20 Milliards de lautre côté pour faire quasiment la même chose avec du vent ?

Ce nest donc pas sur le plan financier que le Nucléaire et les ENR peuvent être départagées, mais strictement sur le plan de la protection de lenvironnement et les risques daccidents majeurs.

Il y a suffisamment darguments contre le nucléaire sans quil soit besoin de recourir à des analyses financières approximatives qui peuvent s’avérer contre-productives.

Il ne faut pas se tromper de combat.

 

 

 

 

 

 

 

 

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5 décembre 2012 3 05 /12 /décembre /2012 15:35

 

5 Décembre 2012

La tragédie de Florange se déroule sous nos yeux, les épisodes sont dans tous les médias. Au-delà du drame humain, qui peut concerner chacun de nous demain, se profile en raccourci le schéma de ce qui pourrait être dans l’avenir le modèle de l’affrontement du pouvoir politique et des acteurs économiques dans une économie libérale.

ARCELORMITTAL est un groupe international ayant son siège au Luxembourg, employant 260 000 personnes dans 60 pays.

Le Groupe produit plus de 100 millions de tonnes d’acier par an, représentant 10 % de la production mondiale.

Le site de Florange, qui emploie environ 630 salariés, est une infime partie de ce gigantesque consortium. Sa capacité de production est d’environ 2,5 millions de tonnes par an, dans deux hauts fourneaux.

Pour des raisons que nous ne commenterons pas ici le Groupe a décidé l’arrêt de ces hauts fourneaux, menaçant de fait les emplois du site.

Au cours des négociations entre le Gouvernement et la Direction du Groupe pour le sauvetage de Florange, un certain projet ULCOS a été cité comme solution possible permettant de pérenniser une activité sur place.

Le projet ULCOS, comme son nom l’indique, est un projet. Il s’inscrit dans la longue liste des travaux qui, de par le monde, s’efforcent de démontrer la faisabilité du concept de capture et séquestration du Carbone ( CSC), et plus généralement de réduire les émissions de gaz à effet de serre ( GES).

Le concept de CSC est déjà ancien, il est abondamment évoqué dans les différents rapports du GIEC, comme une méthode permettant de continuer à utiliser les combustibles fossiles tout en atténuant fortement les émissions de GES.

Dans ce domaine, passer de la théorie à la pratique n’est pas chose aisée. de nombreux problèmes sont à résoudre avant de pouvoir affirmer la faisabilité.

Ces problèmes sont spécifiques des trois étapes du procédé:

- D’abord la capture du CO2.

Plusieurs procédés de captage sont envisageables:

Postcombustion.

Oxycombustion.

Précombustion.

Qu’il est nécessaire d’expérimenter afin d’en évaluer la pertinence pour les différentes applications ( Sidérurgie, Pétrochimie, Cimenterie, centrales thermiques), les difficultés de réalisation, l’impact sur les coûts, et l’efficacité.

- Ensuite le conditionnement et le transport du CO2.

Transport sous quelles formes ( Gazeux sous pression à température moyenne, liquide à basse température), quels moyens d’acheminement vers les sites de stockage, quels réseaux, etc…

- Enfin le stockage lui-même.

Probablement l’aspect qui génère le plus de problèmes.

Caractérisation des sites de stockage, méthodes d’enfouissement, repérage des sites, surveillance des sites, acceptabilité par les populations, etc…

Aucun de ces trois types de problèmes n’a encore reçu de solution satisfaisante et définitive.

Les différents projets en cours ont pour but l’avancement des connaissances dans l’un ou l’autre domaine.

Selon Schlumberger, il existait en 2011 pas moins de 234 projets CSC de par le monde. ULCOS est l’un d’eux.

ULCOS ( Ultra Low CO2 emission Stelmaking) est un projet soutenu par la Communauté Européenne, auquel participent 15 pays européens et 48 entreprises ou organisations, dont ARCELORMITTAL, mais aussi THYSSEN KRUPP.

La phase 2011-2015 prévoit la réalisation de prototypes d’implantation d’une installation de CSC.

Florange a été cité comme possible support de cette réalisation pilote, portant sur l’un des deux hauts fourneaux pour la capture du CO2, et les salines de Lorraine pour le stockage.

L’affaire coûterait environ 600 Millions d’euros, avec la répartition suivante ( en cas d’élection du site évidemment):

-Etat français et collectivités territoriales: 180 M

- Commission Européenne: 250 M

- ARCELORMITTAL: 170 M

Ce qui permettrait de maintenir des emplois, mais pas forcément ceux qui existent déjà sur place.

D’autre part, il s’agit d’un projet et non d’une réalisation industrielle, or aujourd’hui Florange n’a pas cette vocation, ni le personnel nécessaire.

Le planning du projet ( échéance 2015) n’est pas compatible avec le maintien d’emplois de production à court terme.

D’autres problèmes doivent être considérés:

Le stockage par enfouissement dans un site Lorrain soulève de nombreuses critiques:

- Risques à long terme de voir le CO2 s’échapper par des fissures et de repartir dans l’atmosphère .

- Risque de perte de contrôle de la diffusion du CO2 dans le sous-sol, et de fragilisation des terrains.

- Connaissances insuffisantes des capacités réelles de stockage.

- Risques de fuites majeures avec problèmes de santé publique.

Etc…

Par ailleurs on peut se demander quel est l’intérêt d’une telle installation dans un site dont la fermeture était déjà programmée depuis plusieurs années, alors que les sites productifs récents sont en bord de mer ( Fos-sur-Mer et Dunkerque).

Le projet UCLOS est en attente d’élection par la CE. Il est en concurrence avec trois autres projets:

BELCHATOV, en Pologne, pour équiper une centrale au lignite .

GREEN HYDROGEN, aux Pays-bas, capture et liquéfaction du CO2 résultant de la fabrication d’Hydrogène.

PORTO TOLLE, en Italie, équipement d’une centrale électrique.

Le choix de la CE est attendu pour le 20 Décembre 2012.

Ces projets ( et les 231 autres de par le monde) , s’inscrivent dans une stratégie globale de réduction des émissions de GES.

Le moteur de cette stratégie est alimenté en grande partie par les perspectives financières ouvertes par le marché des quotas d’émission.

La deuxième phase du protocole de KYOTO, qui se termine en Décembre 2012, a vu la mise en place des quotas d’émission, avec plus ou moins de succès.

La dix-huitième réunion, qui se déroule actuellement au QATAR ( à Doha) est censée discuter entre autres de la suite à donner à cette histoire de quotas.

De ses décisions vont dépendre l’empressement avec lequel les industriels vont investir dans les programmes CSC.

Après tout, peut-être l’arlésienne de Florange reviendra-t-elle sur le devant de la scène…

 

 

 

 

 

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28 novembre 2012 3 28 /11 /novembre /2012 14:12

 

28 Novembre 2012

Le débat inauguré cette semaine était attendu par tous ceux qui se posent des questions sur notre avenir énergétique.

Rappelons la situation française:

La France ne produit que 20% environ de l’énergie qu’elle consomme (Nucléaire, Hydraulique, Biomasse), le reste est acheté sur le marché libre sous forme d’énergie fossile. Nous sommes donc, pour 80% de nos besoins, dépendants de sources extérieures, ce qui engendre deux problèmes:

L’insécurité des approvisionnements, qui nous met à la merci d’évènements géopolitiques sur lesquels nous n’avons aucun contrôle.

Un déséquilibre de la balance du commerce extérieur, dont le contrôle nous échappe également puisque les prix sont fixés par le marché.

D’autre part, 80% de notre énergie est d’origine fossile carbonée (Charbon, pétrole, gaz naturel). Ces produits présentent trois inconvénients:

La France doit les acheter en totalité, avec les problèmes décrits plus haut.

Leur usage génère des émissions de gaz à effet de serre, et ne respecte pas les résolutions du Grenelle de l’environnement.

Les réserves sont en voie d’épuisement avec donc une perspective de pénurie et de flambée des prix.

La situation actuelle est donc appelée à devenir intenable à moyen terme. Il est donc important de définir une autre stratégie énergétique, capable de nous donner une indépendance suffisante et de prendre des distances vis-à-vis des énergies fossiles importées.

Certes la catastrophe n’est pas pour demain matin. L’échéance ne peut être déterminée avec précision puisque le phénomène de pénurie sera progressif et ne touchera pas toutes les énergies en même temps. Mais il est souhaitable que d’ici 2020 les grandes lignes de la stratégie de transition soient définies et que les éléments de réalisation soient en place.

Par ailleurs le problème de l’énergie est mondial. La stratégie française devra s’intégrer à une stratégie au moins européenne pour bénéficier de l’économie d’échelle et rechercher ensemble les meilleures solutions.

La transitions énergétique fait évidemment référence aux énergies nouvelles, essentiellement solaire et éolien, avec un volet constitué par les économies d’énergie.

Au centre du débat se trouve l’électricité nucléaire, dont le maintien ou l’abandon conditionnera le reste du dossier.

Les débats vont donc porter sur des décisions à prendre au sujet de questions connues:

Des questions d’ordre général:

- En quoi consiste exactement la transition énergétique ?

- Quels sont les objectifs stratégiques ?

- Quels sont les plannings souhaitables ?

- Comment assurer la transition sans créer de rupture ?

- Quelle politique européenne de l’énergie ?

- Quelle transition énergétique mondiale ?

- Quels sont les ordres d’urgence ?

- Quels sont les éléments constitutifs de la transition ?

Des questions de stratégie nationale:

- Quel mix énergétique pour 2030 et 2050 ?

- Quelle position adopter vis-à-vis du nucléaire ?

- Même question pour les gaz et huiles de schiste.

- Même question pour l’exploitation du pétrole et du gaz off shore.

- Quels objectifs pour l’éolien et le solaire ?

- Quels objectifs de développement de l’hydraulique ?

- Quels objectifs de développement de la biomasse ?

- Quel programme pour le stockage de l’énergie ?

- Même question pour la géothermie.

- Quel programme pour la capture et la séquestration du carbone ?

- Quels objectifs pour les économies d’énergie ?

- Quels seront les impacts de la transition énergétique sur l’activité économique ?

- Même question à propos des modes de vie ?

- Même question à propos de l’habitat, des transports.

- Même question à propos des infrastructures.

- Quels seront les coûts prévisionnels des différents scénarii ?

- Comment les coûts de développement seront-ils répartis entre l’Etat et le privé ?

- Quelles seront les sources de financement ?

- Quelles structures mettre en place pour supporter ces travaux ?

- Quel sera le cadre règlementaire, législatif, fiscal, d’accompagnement de la transition ?

Il s’agit donc de mener une réflexion approfondie non seulement sur l’évolution du mix énergétique souhaitable, mais aussi sur l’impact de cette évolution sur la société, son acceptabilité, et son coût.

Le scénario résultant ne pourra être qu’évolutif, tout en fixant une ligne directrice pour limiter les risques de dispersion des moyens.

L’un des risques qui guettent le bon déroulement des programmes est l’exposition aux influences externes liées à l’instabilité politique des Etats.

Les grandes décisions stratégiques sont en dernier ressort politiques, et les méandres de la politique auront un impact sur une affaire aussi importante que la transition énergétique.

Il se peut que cette révolution soit l’affaire du siècle, eu égard à son impact sur tous les aspects de l’économie. Les Etats qui la mèneront à bien en tireront un avantage certain, qui leur garantira un développement durable.

Affaire à suivre…

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25 novembre 2012 7 25 /11 /novembre /2012 18:49

 

25 Novembre 2012

Dans les articles des 13, 16, et 20 Novembre, nous avons tenté de mettre en lumière le problème majeur des énergies Solaire et Eolienne ( ENR), lié à leur caractère intermittent. Il apparaît que ces énergies ne pourront se développer significativement qu’à la condition de disposer de structures de stockage de masse de l’électricité.

Le challenge des ENR n’est donc plus vraiment le développement des moyens de capture ( Panneaux solaires, éoliennes, centrales solaires thermiques à concentration, etc…). Ces moyens existent, il faut les perfectionner évidemment comme pour toutes les applications nouvelles, mais les technologies de base sont disponibles.

Cependant, le challenge environnemental demeure. Il ne sera pas facile de faire accepter par les populations l’envahissement du paysage par les éoliennes, et/ou par les champs de panneaux solaires.

Mais souvent nécessité fait loi.

Le nouveau challenge est maintenant le stockage de l’électricité pour compenser l’intermittence de la production.

Il existe un système de stockage déjà utilisé depuis très longtemps, c’est le pompage/turbinage mis en œuvre partout dans le monde, mais dont la capacité installée est très faible, très inférieure aux besoins créés par les ENR.

Tout naturellement le pompage/turbinage est donc apparu comme le premier candidat au stockage de masse de l’énergie.

Les pays gros consommateurs d’énergie se sont donc engagés dans de vastes programmes de construction de stations de ce type. Là aussi les technologies existent, mais le déploiement des structures se heurte aux obstacles déjà rencontrés par les éoliennes et les panneaux solaires, c’est-à-dire l’emprise foncière et/ou les atteintes à l’environnement.

Ces obstacles apporteront une limite naturelle à l’expansion du procédé, au moins dans les régions fortement peuplées et ayant mis en place un plan de protection des sites naturels et de la biodiversité.

Le pompage/turbinage ne pourra donc résoudre qu’une partie du problème.

Plusieurs procédés complémentaires ont été mis au point, que nous avons déjà cité. On connaît les batteries au Lithium, développées pour l’automobile, mais pouvant également être utilisées pour du stockage à poste fixe. D’autres types de batteries existent, utilisant d’autres combinaisons chimiques, et pouvant constituer des solutions intéressantes. Moins populaires, mais très efficaces, sont les MCP (Matériaux à Changement de Phase), qui permettent de stocker l’énergie sous forme de chaleur réutilisable directement ou à travers une PAC ( Pompe A Chaleur). D’autres dispositifs encore peuvent prendre en charge une partie du stockage: L’air comprimé, les volants à inertie, etc…

Mais un procédé semble appelé à un grand avenir, c’est celui qui utilise l’Hydrogène comme vecteur d’énergie.

Le gaz Hydrogène est déjà largement utilisé dans l’Industrie pour une multitude de besoins. Pour ces utilisations il est produit majoritairement par reformage du Méthane.

Il est habituellement stocké dans des bouteilles soit à très haute pression (700 kg), soit à moindre pression sous forme liquide, mais à très basse température ( - 250 °C) .

Il existe d’autres façons de produire de l’Hydrogène, notamment le craquage de l’eau et l’électrolyse.

Le craquage de l’eau exige de très hautes températures, on envisage de l’utiliser dans les centrales nucléaires pour récupérer une partie de la chaleur perdue. L’hydrogène ainsi produit serait utilisé dans une turbine ad-Hoc.

L’électrolyse de l’eau est un procédé ne nécessitant ni hautes températures, ni hautes pressions. C’est donc un candidat idéal pour obtenir de l’Hydrogène à partir de l’électricité sans faire appel à des technologies sophistiquées.

Cet Hydrogène peut, après stockage, être utilisé soit directement comme combustible propre ( sans CO2), soit retransformé en électricité dans une pile à Hydrogène dont la technologie est maintenant bien maîtrisée.

Cette association de l’électrolyse et de la pile à combustible permet de considérer l’Hydrogène comme un vecteur d’énergie très prometteur.

A condition de savoir stocker ce gaz.

Nous avons déjà évoqué le projet de stockage dans les infrastructures utilisées actuellement pour le gaz naturel. Il est en cours d’expérimentation avec de bonne perspectives d’efficacité.

L’autre procédé qui a le vent en poupe est le stockage dans un matériau solide, comme l’hydrure de magnésium. Par couplage avec une pile à Hydrogène, on réalise une batterie utilisable sur les véhicules ou à poste fixe.

Le Magnésium est un matériau abondant dont les réserves sont considérables. Il existe à l’état d’oxyde ( Magnésie) à hauteur de 4,36% de la masse de la croute terrestre, donc plus abondant que le fer. L’eau de Mer en contient 1,3 kg par tonne.

Ce métal est déjà largement utilisé par l’Industrie, qui en consomme plus de 500 000 tonnes annuellement.

Il existe de nombreux matériaux susceptibles d’adsorber de l’Hydrogène et de le restituer ensuite, mais le Magnésium est l’un des plus intéressants car il est abondant et il permet de travailler dans des conditions de température et de pression raisonnables, compatibles avec des usages grand-public.

Le Magnésium est donc peut-être appelé à jouer un rôle important dans le développement des ENR, au même titre que le Lithium déjà plébiscité pour les batteries de voitures.

Les ressources sont assez bien réparties, mais la Chine reste le principal producteur.

Les produits utilisés dans les installations de stockage seront recyclables puisqu’ils ne sont pas consommés.

Les outils de la révolution énergétique permettront de remplacer les énergies fossiles et de réduire considérablement les émission de CO2, mais ils seront accompagnés de contraintes nouvelles qui devront être acceptées par les populations.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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20 novembre 2012 2 20 /11 /novembre /2012 12:35

 

20 Novembre 2012

Nous avons rappelé dans l’article du 16 Novembre que le stockage de l’énergie est un passage obligé que les industriels devront franchir pour prétendre au basculement vers les énergies nouvelles.

Nos amis allemands, toujours en avance d’une guerre, fut-elle économique, nous ont devancés dans la course au solaire et à l’éolien.

Cet empressement a été dû à des raisons écologiques ( réduire les émissions de CO2), à des raisons politico-écologiques ( sortir du Nucléaire), et à des raisons économiques sous tendues par la recherche de l’indépendance énergétique.

Ces raisons existent également chez nous, mais demeurent à l’état théorique et s’expriment sous forme de programmes d’études non ( ou peu) suivis de réalisations industrielles.

Par contre, l’enthousiasme industriel coutumier Outre-Rhin s’est vite concrétisé par une abondance d’installations productrices d’énergies nouvelles. Et tout aussi rapidement le secteur de l’énergie s’est trouvé confronté au mur du stockage créé par le caractère intermittent de la nouvelle production électrique.

C’est ainsi que l’on a vu des parcs éoliens arrêtés pour éviter une saturation du réseau en période de basse consommation mais de fort vent, ou des centrales à charbon appelées en renfort dans la situation inverse !

Cette situation ne saurait être acceptée dans un pays soucieux de cohérence et qui fonde de très grands espoirs sur le Solaire et l’Eolien.

Le stockage de l’énergie est ainsi devenu le problème numéro un, autour duquel se mobilisent tous les acteurs de l’énergie.

En premier lieu, et pour des raisons historiques, il a été fait appel à l’hydraulique qui permet, par le pompage/turbinage, de stocker des quantités importantes d’énergie avec un rendement intéressant ( 70 à 80%).

Cette technique est utilisée depuis longtemps, mais sur une échelle réduite.

Elle était jusqu’à présent utilisée surtout pour stocker de l’énergie lorsqu’elle peut être produite à bas coût afin d’échapper aux fluctuations des cours du MWh en période de forte demande.

L’Europe possède ainsi un parc de pompage/turbinage de 45 GW de puissance installée, en 170 sites. D’ici 2020, 60 nouvelles installations apporteront une capacité supplémentaire de 27 GW.

La France possède ses propres sites de pompage/turbinage permettant de fournir plus de 5 GW , dédiés au stockage de l’électricité nucléaire produite en période de basse consommation.

La consommation annuelle Européenne d’électricité est de l’ordre de

3 000 Twh.

Ce montant déjà considérable ne doit pas faire oublier que la consommation d’énergie finale est beaucoup plus élevée, environ 15 000 TWh ( incluant toutes les énergies ).

La stratégie de retrait des énergies fossiles, aidée par le simple bon sens, suppose que la plupart des applications qui y recourent aujourd’hui se convertissent aux énergies nouvelles, c’est-à-dire essentiellement à l’électricité.

Donc, pour les énergies nouvelles le challenge est de fournir non seulement les 3000 TWh de la consommation électrique actuelle, mais aussi au moins 50% du reste à moyen terme, ce qui conduit à un objectif voisin de 9 000 TWh.

Encore cet objectif ne pourra-t-il être maintenu que grâce à un programme drastique d’économies d’énergie.

La puissance moyenne correspondant à cette quantité d’énergie est de l’ordre de 1 000 GW , qui ne pourra être fournie par les énergies nouvelles que si les moyens de stockage nécessaires existent.

Rappelons qu’il est prévu 70 GW de moyens de stockage pour 2020, ce qui donne la mesure de l’effort à fournir.

Effort d’autant plus considérable que le besoin de stockage porte sur des durées beaucoup plus importantes qu’actuellement.

Aujourd’hui le stockage/turbinage est appelé pour intervenir durant quelques heures seulement, pour répondre à un besoin de courte durée.

Demain il faudra relayer le Soleil et/ou le vent sur des période non plus de quelques heures, mais de quelques jours, voire même quelques semaines !

Les capacités de stockage devront donc être augmentées en conséquence, ce qui implique des retenues d’eau absolument colossales.

Il faudra donc mettre en œuvre d’autres procédés de stockage capables de compléter la ressource nécessaire.

Parmi les candidats, l’électrolyse de l’eau avec stockage de l’Hydrogène semble prometteur grâce à des capacités potentielles très importantes constituées par les infrastructures du réseau de distribution du gaz.

L’idée de mélanger de l’Hydrogène au gaz naturel n’est pas nouvelle et a déjà été mise en pratique par le passé. Notre ancien gaz de ville était déjà un mélange d’hydrogène, de Méthane et d’oxyde de Carbone.

Les expérimentations en cours montrent que les infrastructures actuelles pourraient tolérer un apport de 15% d’Hydrogène dans le réseau de distribution, ce qui réduirait d’autant les émissions de CO2 .

L’utilisation de l’Hydrogène comme vecteur d’énergie entre d’une part les installations solaires et éoliennes, et d’autre part les sites de stockage ou de consommation, est une idée qui fait son chemin.

Ce gaz peut également être stocké dans des matériaux solides, comme l’Hydrure de Magnésium, avec une efficacité très améliorée grâce aux nanotechnologies. Il peut ainsi être utilisé dans une pile à combustible ou dans une turbine pour équiper des véhicules, sans les inconvénients et les risques associés à un stockage sous forte pression.

La filière Hydrogène semble donc appelée à un brillant avenir.

Mais l’Hydrogène et le pompage/turbinage ne suffiront pas à absorber les fluctuations liées à la production intermittente du solaire et de l’éolien.

D’autres procédés devront être mis en œuvre pour s’accommoder de la situation nouvelle:

Par exemple, stockage distribué sous forme de chaleur dans des matériaux à changement de phase, sous forme d’énergie cinétique dans des volants à inertie, ou sous forme chimique dans des batteries.

Côté distribution, il sera nécessaire d’adapter la consommation à la production afin de minimiser les capacités de stockage nécessaires. Chaque logement devra comporter une capacité de stockage tampon à la mesure de la puissance souscrite, et sera équipé pour laisser au fournisseur d’énergie le contrôle de la gestion des équipements de puissance dans le cadre d’un contrat négocié.

Le passage aux énergies nouvelles ne se fera pas sans de profonds changements de mentalités et d’habitudes de consommation.

Une ou deux générations seront nécessaires pour que notre société s’adapte à cette petite révolution.

Les esprits doivent y être préparés dès maintenant…

 

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16 novembre 2012 5 16 /11 /novembre /2012 11:08

 

16 Novembre 2012

« Un phénomène stochastique est un phénomène qui ne se prête qu'à une analyse statistique, par opposition à un phénomène déterministe » .

Jusqu’à présent, nous disposions d’une énergie électrique stable, dont l’origine et le volume étaient parfaitement identifiés: Un nombre connu de centrales opérationnelles, de puissances déterminées, le produit des deux donnant une quantité connue, déterminée, de MWh dans lesquels il suffisait de puiser quelle que soit l’heure du jour ou même de la nuit.

Cette époque bénie est révolue.

Le passage aux énergies nouvelles va nous faire passer d’un monde déterministe à un monde stochastique.

Dans l’ancien monde, EDF pouvait nous dire que demain nous pourrions passer l’heure de pointe sans problème car la puissance nécessaire était disponible, déterminée par des paramètres parfaitement maîtrisés. Nous vivions dans un monde déterministe.

Demain, lorsque les énergies éolienne et solaire seront majoritaires, les paramètres fixant l’énergie disponible ne seront plus sous contrôle. Il ne sera plus possible de garantir à l’avance que tel montant d’énergie sera disponible tel jour à telle heure. Personne ne peut maîtriser les évènements météorologiques qui conditionnent le vent et l’ensoleillement. Le monde de l’énergie sera devenu stochastique. Il faudra se débrouiller avec des statistiques annuelles régionales et accepter les coupures de courant lorsque la réalité s’écartera de la statistique, même si les écarts quadratiques restent dans les valeurs prévues par la théorie des probabilités.

Pour atténuer le chaos qui résulterait de cette incertitude, il sera nécessaire de procéder à des aménagements profonds de notre approche énergétique.

Sept grands types de mesures seront nécessaires:

1- Pour atténuer les effets de l’intermittence des énergies nouvelles, il faudra installer des moyens de stockage de l’énergie. Nous en avons déjà parlé dans l’article du 13 Novembre. Les capacités de stockage nécessaires seront assez considérables, de l’ordre de 30% de la consommation moyenne. Le pompage/turbinage semble être la solution la mieux adaptée, mais ce système à lui seul ne suffira pas.

2- Pour améliorer les prévisions de production il faudra mettre en place un réseau intégrant les caractéristiques particulières de chaque site de production éolien ou solaire, avec leur réponse à toutes les sortes de situations météo. Ces données seront croisées avec les prévisions météo pour obtenir des prévisions de production heure par heure permettant une gestion optimisée des moyens de stockage.

3- Aux fournisseurs professionnels d’électricité il faudra ajouter la multitude de fournisseurs particuliers dont les installations devront être intégrées au réseau national. Un système de contrôle et de régulation devra être implanté pour éviter une situation de production fluctuante incompatible avec le service public.

4- Jusqu’à présent les fournisseurs d’énergie avaient pour tâche d’adapter la production aux besoins des consommateurs. Désormais il faudra faire l’inverse, les consommateurs devront adapter leurs besoins à la puissance disponible, il faudra mettre en place le « Smart grid » dans l’optique d’utiliser le délestage contractuel. Le compteur Linky est la première étape de ce réseau adaptatif.

5- La production ne sera plus localisée comme aujourd’hui, mais géographiquement fluctuante au gré des conditions météo. Il sera donc nécessaire de modifier le réseau de transport d’électricité pour l’adapter à cette nouvelle situation.

6- Les échanges transfrontaliers d’électricité seront très fortement augmentés, à la mesure des fluctuations météo qui entraîneront des déplacements importants des centres de production au gré des vents et de l’ensoleillement, et de la disponibilité de stocks d’énergie. Ceci nécessitera une adaptation des réseaux d’échanges européens.

7- Ces échanges massifs d’électricité se dérouleront sur un rythme horaire, avec des prix disparates à la mesure de la diversité des sources. Il sera nécessaire de créer un organisme européen chargé des négociations pour éviter la spéculation. Il faudra concilier la nécessité de garantir des fournitures d’énergie avec la nécessité de préserver les intérêts des différents fournisseurs.

 

Le basculement vers les énergies nouvelles n’est donc pas aussi simple qu’on pourrait le penser au premier abord. L’implantation des éoliennes et des panneaux solaires n’est que la partie visible de l’iceberg, qui ne pose que quelques problèmes d’emprise foncière ou environnementaux. L’essentiel des problèmes est ailleurs, dans la refonte des réseaux de transport et de distribution de l’électricité, dans le développement et l’implantation des installations de stockage, dans la compréhension et la maîtrise de l’aspect stochastique de la gestion des énergies nouvelles, dans la mise en place d’un grand pôle Européen de l’énergie, et dans l’évolution des mentalités des consommateurs qui devront s’adapter à une situation nouvelle.

Pour cela il faudra du temps, qui sera mis à profit pour réaliser les grands travaux nécessaires pour freiner la croissance de notre consommation énergétique, et préparer l’après pétrole et pourquoi pas, l’après Nucléaire.

Rendez-vous en 2030...

 

 

 

 

 

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