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9 juin 2016 4 09 /06 /juin /2016 15:37

9 Juin 2016

La décision (Ou l’obligation, diront certains) de principe d’abandon des énergies fossiles au profit des énergies renouvelables engage notre avenir énergétique et implique une véritable révolution, dont l’ampleur n’est pas toujours estimée à sa juste mesure.
C’est un effort considérable qui nous est demandé, sur la durée de ce siècle, y compris sur nos modes de pensée et sur nos modes de vie.
Aujourd’hui, après une ou deux décennies d’annonces tonitruantes et de réalisations diverses incontestables, la transition énergétique est censée avoir démarré et il est devenu nécessaire de dresser un tableau d’avancement des travaux.
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S’agissant d’électricité renouvelable, et surtout du futur des réseaux électriques, la notion de production nationale n’est pas suffisante pour décrire la situation.
Telle région est favorisée par un régime de vents réguliers, telle autre plutôt par l’ensoleillement, et telle autre possède une géographie favorable à l’Hydraulique. Le futur de l’énergie électrique sera fait d’échanges transfrontaliers et de mise en commun des ressources communes.
Aujourd’hui déjà les échanges transfrontaliers sont devenus un élément structurant du grand réseau Européen interconnecté synchrone.
Le futur réseau qui doit irriguer le territoire de l’Europe géographique se prépare au sein de l’ENTSO-E ( European Network of Transmission System Operators for Electricity).
https://www.entsoe.eu/about-entso-e/Pages/default.aspx
Là se retrouvent les représentants des 28 pays de la Communauté Européenne, des 6 pays candidats à l’Union, de la Norvège, avec la Turquie en observateur, pour harmoniser les procédures électriques et les réglementations, et établir les bases de la structure d’un réseau commun de distribution adapté aux changements induits par la transition énergétique.
Cet ensemble de Pays doit être considéré comme une sorte de communauté énergétique dont les intérêts sont liés, mais aussi les réseaux grâce aux connexions transfrontalières.
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En matière de production d’électricité, il y a un « avant » et il y aura un « après » la transition.
Non seulement les moyens de production seront différents, mais aussi la structure des réseaux et leur gestion.
Par exemple, jusqu’à présent les gestionnaires de réseaux se préoccupaient des conditions météo pour tenter de prévoir l’évolution de la demande d’énergie. Ils étaient par ailleurs maîtres de la production.
Dorénavant, cette préoccupation météo sera nécessaire non seulement pour prévoir la demande, mais aussi pour prévoir la production, et surtout tenter d’adapter l’une à l’autre.
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Une installation de production électrique ( Centrale, parc éolien, ferme solaire,…) est caractérisée par sa « Puissance installée », encore appelée « Puissance nominale ». C’est la puissance qu’elle peut fournir de manière continue pourvu qu’elle soit alimentée en combustible.

Aujourd’hui encore pour près de 70% de la production, l’électricité est fournie par des centrales thermiques à combustibles fossiles ou à Uranium.
Leur fonctionnement est continu, les seules interruptions systématiques du fonctionnement sont liées à l’entretien ou aux pannes éventuelles.
Plusieurs centrales constituent un « parc » dont le taux de disponibilité est en général supérieur à 85%.
La quantité d’énergie que ce parc peut fournir annuellement est égale au produit de la puissance installée par le nombre d’heures, corrigée du taux de disponibilité de 85 % environ.
Pour faire face à une défaillance inopinée d’une ou plusieurs installations, il est prévu une « Réserve de puissance active » qui permet de préserver l’intégrité du service.
C’est ce principe général qui constituait la base de la conception des réseaux de distribution jusqu’à l’arrivée des renouvelables.
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Les sources d’énergie éolienne et solaire sont également caractérisées par leur puissance installée. Par exemple un parc de 600 éoliennes de 5 MW aura une puissance installée de 3000 MW.
Comme pour une centrale thermique, c’est la puissance que peuvent délivrer les 600 éoliennes, pourvu que l’alimentation en combustible soit assurée.
Mais dans ce cas le combustible est le vent ou le Soleil, et ils n’ont que rarement leur valeur optimale.
La puissance réelle délivrée à un moment donné par ces installations dépend donc directement de la force du vent (ou de l’ensoleillement pour du solaire).
Les prévisions de production ont donc la précision des conditions météo.
Pour un parc éolien par exemple, la puissance peut évoluer entre zéro en l’absence de vent (ou en présence de vent trop fort) et la puissance installée lorsque le vent est optimum.
Pour des éoliennes offshore la puissance moyenne est d’environ 35% de la puissance installée, dans les meilleures conditions.

Pour une puissance installée donnée, par exemple 1000 MW, une centrale thermique fournira annuellement 7 TWh, avec une puissance constante, alors qu’un parc éolien ne fournira que 3 TWh, avec une puissance fluctuante selon les conditions météo.
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Cette différence entraîne des conséquences sur la conception et l’exploitation du système électrique:
D’une part, pour un même besoin énergétique, il faudra une puissance installée 2,5 fois plus élevée.
D’autre part, les fluctuations « météo » de la puissance disponible compliquent considérablement la gestion du réseau, et rendent indispensables des installations de stockage de masse de l’électricité afin de compenser les variations intempestives.
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Le diagramme suivant présente une vue d’ensemble de la production du parc électrique relatif au pays membres de l’ENTSO-E.
Y figurent la puissance installée, et la production.

Eolien et Solaire, où en est l’Europe ?

Ce tableau appelle plusieurs remarques:
- En 2014, la part des sources fossiles est encore supérieure à 40 % dans la production d’électricité.
Ceci prouve simplement que l’enthousiasme ne suffit pas à déplacer des montagnes. Le Charbon, le Pétrole, le Gaz naturel, continuent d’être exploités, de nouvelles sources sont même mises en service, et les produits sont toujours sur le marché à des prix très attractifs, en tous cas non dissuasifs.
Rien ne permet d’espérer un changement drastique de cette situation, face à laquelle les énergies nouvelles peinent à trouver un modèle économique viable. Dans ce contexte, la transition ne peut être que très lente.

- Le nucléaire, que d’aucuns déclaraient moribond, se porte bien puisqu’il est encore la deuxième source d’électricité.
Malgré une vigoureuse campagne contre son maintien, et malgré Fukushima, la production électronucléaire des pays de l’ENTSO demeure élevée.
Peut-être a-t-il manqué d’un équivalent du GIEC, qui aurait pu fédérer une campagne de refus au niveau des Etats…

- Le Nucléaire de les fossiles, avec une part de 67 % , demeurent en 2014 la base de la production électrique.
Cela tient en grande partie à leur capacité de puissance disponible pour faire face aux pics de la demande. Ils sont en effet capables de délivrer 500 GW de manière continue, grâce à un facteur de disponibilité de 85% , et sans crainte d’interruption intempestive par manque de Soleil ou de vent.
Le pic de la demande a atteint 522 GW en 2014; il a pu être géré essentiellement grâce aux 500 GW des fossiles et du nucléaire. L’hydraulique et les renouvelables n’ont été qu’un complément.
Donc, à la fois pour la puissance disponible, et pour la production de base, Nucléaire et fossiles restent indispensables.
Du moins tant que les renouvelables n’auront pas atteint leur majorité.
« majorité » signifiant capacité à délivrer à la fois de la puissance et de l’énergie de manière continue, ce qui est très loin d’être le cas aujourd’hui.

- La part des énergies nouvelles, essentiellement éolienne et solaire, s’est élevée à 14,4 %.
C’est à la fois peu et beaucoup.
C’est peu en regard du battage médiatique extraordinaire fait autour de ces nouvelles sources d’électricité. On relève à leur sujet dans les gazettes des annonces de performances largement supérieures, qui peuvent laisser penser que les objectifs de 2030 sont déjà pratiquement réalisés !
Si l’on considère d’une part que l’objectif est de réduire la part des fossiles, voire même de les faire disparaître, et d’autre part que la consommation d’électricité doit augmenter selon les prévisions, la tâche de l’éolien et du solaire apparaît colossale à l’horizon 2030 et au-delà.
D’autre part, 14 % C’est beaucoup compte tenu des obstacles et des embûches qui parsèment la route des énergies renouvelables:
Des fossiles qui font plus que de la résistance, un nucléaire qui refuse se laisser mourir, des problèmes d’intermittence difficiles à surmonter, et des réglementations pas toujours en leur faveur.
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Le problème de l’intermittence constitue un obstacle longtemps sous-estimé, mais dont l’importance se révèle à mesure que la part de ces énergies augmente.
Une part de 14 % est gérable avec les moyens existants, mais révèle déjà les limites du système.
La croissance de la part des renouvelables intermittentes est clairement conditionnée par la résolution des problèmes posés par cette intermittence.
La solution passe en partie par le stockage de masse de l’électricité, qui elle-même doit faire appel à l’Hydraulique.

- L’Hydraulique est appelée à voir son rôle considérablement augmenté car elle semble indispensable pour compenser en partie l’intermittence des renouvelables.
Elle est en soi une source de production grâce aux retenues qui reçoivent un apport d’eau saisonnier, aux centrales au fil de l’eau , et aux centrales marémotrices.
Ces installations peuvent également être utilisées pour le stockage de l’électricité. Elles peuvent aussi être équipées partiellement pour du pompage-turbinage.
Des installations dédiées au stockage ( Pompage-turbinage) devront être multipliées, particulièrement sur les façades maritimes.
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Avec une production de 468 TWh, les renouvelables intermittentes participent pour une puissance moyenne de 53 GW, avec des fluctuations horaires, journalières, et saisonnières. Ces fluctuations, qui peuvent atteindre +/- 30% voire beaucoup plus à l’échelon local, sont en partie compensées par l’effet du foisonnement, mais cette compensation a des limites, qui sont imposées par les difficultés à faire faire le va-et-vient à de grosses quantités d’énergie sur un réseau pas prévu pour cela.
Le parc Européen actuel de stations de pompage-turbinage s’élève à 50 GW environ.
C’est une puissance importante, à mettre en regard de la puissance moyenne du parc des renouvelable, 53 GW, correspondant à une part de 14,4%.
Cette puissance moyenne atteindra 100 à 150 GW lorsque l’objectif de la transition sera réalisé.

Mais il ne faut pas confondre puissance et énergie.
Les STEP actuelles ne sont pas conçues pour du stockage de longue durée; leur rôle est d’intervenir très rapidement dans le cadre du service système, en tant que réserve primaire, en attendant qu’une installation de réserve secondaire ou tertiaire se mette en route.
La puissance électrique qu’elles peuvent fournir est limitée dans le temps, en général quelques heures, le temps de vider le réservoir supérieur.
Avec l’arrivée des renouvelables elles devront non seulement continuer à jouer leur rôle actuel, mais aussi servir de stock tampon pour compenser l’intermittence. Il ne s’agira plus alors de fonctionner quelques heures, mais bien quelques jours, voire quelques semaines.
Il faudra donc accroître considérablement leur capacité énergétique, donc augmenter le volume des réservoirs.
On constate aujourd’hui une activité intense dans le développement des stations de pompage-turbinage.
Ces équipements sont devenus indispensables dans les pays où les énergies intermittentes ont un taux de pénétration important, et dans les pays où le relief est favorable à l’hydraulique.
Le pompage-turbinage, l’affaire du siècle ?

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2 juin 2016 4 02 /06 /juin /2016 18:54

2 Juin 2016
La grosse machine de la transition énergétique est donc lancée, avec quelques aléas, mais semble-t-il sans esprit de retour.
Dans nos régions, plus favorisées par le vent que par le Soleil, c’est l’éolien qui à pris le dessus pour le moment.
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L’intermittence de cette nouvelle production a rendu indispensable le recours à des moyens de stockage de masse de l’électricité.
Dans l’article précédent nous avons évoqué le stockage hydraulique dans les STEP, mais ces installations sont très encombrantes, peu compatibles avec les territoires développés à forte densité de population, et dont l’attrait touristique ne supporte pas un envahissement de l’environnement, déjà mis à mal par l’implantation des éoliennes elles-mêmes.
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Une politique de collaboration a donc été mise en place avec les pays possédant naturellement de grandes richesses hydrauliques. La Norvège est ainsi devenue un recours pour les pays européens, qui procèdent au développement d’un réseau de câbles sous-marins propres à permettre l’échange de grandes quantités d’énergie électrique avec ce pays qui ambitionne de devenir la « batterie de l’Europe ».
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Mais ce dispositif ne sera pas suffisant pour assurer la compensation de l’intermittence lorsque la part des énergies éolienne et solaire aura atteint l’objectif fixé par les accords Européens.
La Norvège ne pourra suffire à la tâche, attendu qu’elle doit déjà subvenir aux besoins de stockage du Danemark, du Royaume uni, et de l’Allemagne.
Il faut donc trouver autre chose.
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La seule technologie existante aujourd’hui, autre que l’hydraulique, capable d’absorber et de restituer de grosses quantités d’énergie électrique est l’électrolyse de l’eau, qui produit de l’Hydrogène reconvertie ensuite par diverses méthodes.
Encore faut-il pouvoir stocker ce gaz, ou le transformer en autre chose plus facile à stocker.
S’agissant d’un gaz, on pense évidemment au réseau de distribution du Gaz Naturel, qui comporte ses propres installations de stockage en cavités souterraines, lesquelles participent également aux stocks de sécurité d’approvisionnement énergétique.
Ce stockage utilise les anciennes nappes aquifères, les cavités salines, voire même les anciens gisements d’hydrocarbures.
La France possède ainsi des capacités de stockage gazier importantes, près de 26 Milliards de m3 représentant 300 TWh.
On trouvera des détails dans le document suivant:
1INERIS-DRS-15-10182-03229A
Le stockage souterrain du Gaz naturel est bien maîtrisé aujourd’hui.
Avec l’Hydrogène il faut prendre des précautions particulières, eu égard aux très faibles dimensions de la molécule H2 qui lui permet de s’échapper facilement. Des réalisations, déjà anciennes, ont apporté la preuve de la faisabilité, au moins dans les cavités salines dont l’étanchéité est suffisante.
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L’hydrogène ainsi « mis de côté » peut être récupéré pour diverses applications:
Soit refaire de l’électricité grâce aux piles à combustible, ou à des turbines à gaz, pour compenser l’intermittence des renouvelables ou pour tout autre usage.
Soit être utilisé dans le réseau de distribution d’Hydrogène actuel, éventuellement étendu pour l’alimentation des voitures électriques à pile à combustible .
Soit être mélangé au Gaz naturel du réseau pour en améliorer le pouvoir calorifique ( Hythane, projet GRHYD).
Soit transformé en Méthane par réaction avec du CO2 récupéré en sortie d’usine ( Méthanation), ce qui aurait un double avantage:
D’une part permettre l’injection directe de ce Méthane dans le réseau existant, y compris pour le stockage, et d’autre part transformer du Carbone fossile en Carbone recyclable.
Toutes ces opérations, qui constituent la filière Hydrogène, auront évidemment un coût, qui viendra s’ajouter au coût de production du KWh éolien ou solaire.
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Pour que ces filières soient compétitives, les filières fossiles devront supporter une taxe Carbone compensatrice, du moins tant que les coûts du pétrole et du Gaz Naturel resteront à leur niveau actuel.
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Les éoliennes sont la vitrine de la transition énergétique. Mais elles ne sont que la partie émergée de l’iceberg. Leur efficacité est conditionnée par le développement d’une infrastructure qui constitue la face cachée de la transition, et qui nécessite des investissements au moins aussi importants que les parcs éoliens eux-mêmes:
- développement des capacités d’échanges énergétiques internationaux et d’inter connectivité, en particulier liaisons frontalières THT en courant continu, et câbles sous-marins de plusieurs centaines de kilomètres.
- Construction de capacités de pompage-turbinage en relève des installations de production intermittentes.
- Développement de la filière Hydrogène .
- Développement de la filière de Méthanation.
- Déploiement du réseau de distribution « Smart Grid », pour une gestion interactive de la ressource énergétique.
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Il faut insister sur le fait que tous ces travaux sont devenus nécessaires à cause du passage aux énergies renouvelables. Leur coût fait donc partie intégrante du coût de ces énergies nouvelles, ce qui est fréquemment « oublié » lorsque l’on veut démontrer que l’électricité éolienne est moins chère que l’électricité classique.
Le choix des énergies renouvelables n’est pas dicté par la recherche d’un profit financier, mais par la nécessité de combattre le changement climatique.
Si, au terme de la transition le bilan financier est positif, ce sera tant mieux, mais ce n’est pas l’objectif directeur.
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En France, la mise en œuvre de ce vaste programme de support pour la transition énergétique n’a de sens que dans la perspective d’un retrait du Nucléaire à moyen terme.
(le parc nucléaire actuel, modernisé par la filière EPR, suffirait à assurer la quasi-totalité des besoins électriques).
La pérennisation de la situation actuelle du nucléaire conduirait alors au report systématique de tous les projets de déploiement des énergies renouvelables vers l’horizon 2030 dans le meilleur des cas.
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30 mai 2016 1 30 /05 /mai /2016 11:51

30 Mai 2016

L’intermittence des énergies éolienne et solaire est un casse-tête pour les gestionnaires de réseaux de distribution d’électricité.

Au sujet de cette intermittence, il existe une légende urbaine selon laquelle il s’agirait d’un faux problème. Une baisse de vent au Nord serait automatiquement compensée par une hausse au Sud, et de même pour le Soleil (Sauf pour les alternances jour-nuit évidemment).
L’idée selon laquelle « Il y a toujours du vent ou du Soleil quelque part »
est la « Théorie du foisonnement », qui prétend minimiser le problème de l’intermittence et donc s’en remettre au hasard ou aux dieux du vent pour régler nos difficultés.
Théorie évidemment soutenue par les « spécialistes » autoproclamés du Net, qui n’ont aucune responsabilité dans l’approvisionnement du pays en énergie…
En pratique, si l’on constate effectivement de temps en temps un tel phénomène d’équilibrage, celui-ci n’a rien de systématique et ne saurait constituer la base de fonctionnement d’une réseau d’électricité !
Heureusement les gestionnaires du réseau, peu ouverts à la pensée magique, sont conscients de l’énormité du problème à résoudre et n’ont pas tardé à en prendre la mesure.

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Les réseaux électriques européens sont interconnectés de manière à former un seul grand réseau synchrone, géré sous l’égide de L’UCTE.
Le dogme qui sous tend la structure et la gestion de ce réseau est le service continu du consommateur.
Cette notion de service continu est fondamentale.
En effet, nos sociétés développées ne sauraient se satisfaire d’un réseau électrique qui ne fournirait du courant que de manière sporadique !

Ce service continu était assuré, jusqu’au début de ce siècle, grâce à l’utilisation d’installations de production capables, par principe, d’assurer un service continu, hors aléas techniques bien entendu.
Il s’agit essentiellement de centrales thermiques utilisant un combustible dont l’approvisionnement peut être sécurisé et stocké (Pétrole, Gaz Naturel, Charbon, Uranium).
La garantie de fonctionnement « De base » est renforcée par l’obligation pour chaque pays de constituer une réserve énergétique de sécurité de 90 jours.
Le territoire français comporte ainsi ici et là de vastes réserves de pétrole, de charbon, de Gaz naturel. Pour l’Uranium, la réserve est constitué du combustible en cuve ( durée de vie 18 mois) et des crayons déjà prêts pour la relève.

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Le déploiement des énergies éolienne et solaire raccordées est venu bouleverser les données de base de structuration des réseaux électriques.
Ces nouvelles installations utilisent comme combustibles du vent et du rayonnement solaire, lesquels ne se stockent pas en l’état.
Pour la première fois dans l’histoire des réseaux électriques, il faudra s’accommoder d’installations de production intermittentes, voire sporadiques, tout en garantissant aux consommateurs une fourniture continue.
De plus, il va de soi que ces énergies nouvelles ne sauraient déroger à la loi qui impose des stock de 90 jours. D’autant plus que leur caractère intermittent et sporadique renforce le risque de défaillance de production.
La réserve énergétique de sécurité actuelle est constituée de combustibles fossiles. Il n’est évidemment pas pensable de l’augmenter pour garantir la relève du Soleil et du vent, alors que le but de la transition énergétique est précisément d’éliminer les fossiles !!!
Il n’y a donc aucun doute, les énergies nouvelles ne peuvent exister significativement qu’à la condition de pouvoir stocker en masse de l’électricité.

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Aujourd’hui la seule façon de stocker de grandes quantités d’électricité est le pompage-turbinage (STEP).
1 m3 d’eau tombant d’une hauteur de 1 m correspond à une énergie potentielle égale à 2,7 Wh.
Un petit calcul montre rapidement que les quantités d’eau à manœuvrer sont colossales, eu égard aux quantités d’énergie à stocker, qui se mesure en TWh.
[ 1 TWh = 1 000 000 000 000 Wh]
Le seul pays de l’Europe géographique disposant des possibilités physiques et environnementales à hauteur du problème européen (Car il s’agit d’un problème européen) est la Norvège. Il suffit de consulter une carte pour s’en convaincre.
La Norvège est donc devenue l’objet de toutes les convoitises, car Elle détient les clés de la transition énergétique européenne.
Certes, les autres pays peuvent toujours « s’amuser » à construire quelques STEP ici ou là mais aucun ne dispose des possibilités offertes par la Norvège.
Ce pays, déjà fort bien doté en combustibles fossiles, va pouvoir monnayer ses services de banquier hydraulique auprès des européens à la recherche de volumes de stockage.
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Au Danemark, la production d’électricité éolienne a atteint presque 50% en 2015. Ceci n’a été possible que grâce aux capacités de stockage offertes par la Norvège, ce qui a permis de compenser l’intermittence.
Des connexions sous-marines permettent ces échanges, dans le cadre du projet Skagerrak.
L’Allemagne également, ne peut mettre en œuvre son programme de renouvelables sans faite appel aux capacités de la Norvège et de la Suède.
Dans le cadre du projet NordLink, un câble sous-marin à grande capacité sera posé entre L’Allemagne et la Norvège, sur 700 km. Ce câble pourra acheminer sous 525 000 Volt une puissance de 1 400 MW, en utilisant la technologie CCHT (Courant Continu Haute Tension). Mise en service en 2019.
Un autre câble du même type est prévu entre la Norvège et le Royaume-Uni, pour le même besoin.
L’ambition de la Norvège est de devenir la « batterie » de l’Europe.
La France a signé un protocole d’accord avec l’Irlande pour un câble sous-main de 600 km d’une capacité de 700 MW, objectif 2025.
Ces travaux ne sont que le début d’une restructuration du réseau européen interconnecté synchrone.
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Il apparaît, à travers ces programmes, que la transition énergétique ne consiste pas « seulement » à planter des éoliennes ici et là, mais qu’il est également indispensable de repenser complètement les réseaux pour intégrer des notions nouvelles comme la compensation de l’intermittence par le stockage hydraulique et l’interconnexion des capacités de production.
Cette restructuration des réseaux, et les travaux pharaoniques associés, sont rendus nécessaires par le recours aux énergies renouvelables intermittentes en lieu et place des énergies fossiles.
Le coût très élevé de ces opérations doit évidemment être imputé à ces installations nouvelles éoliennes et solaires.
Il ne faudra pas l’oublier dans le calcul du coût du KWh éolien, que les médias ont fréquemment tendance à fortement sous-estimer…
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21 mai 2016 6 21 /05 /mai /2016 15:37

21 Mai 2012

La course aux énergies renouvelables est désormais la tarte à la crème de toute stratégie énergétique qui se veut « dans le vent », à tous les sens du terme.
Le ressenti quotidien des populations n’étant pas bouleversé par l’annonce d’une élévation de température inférieure à un demi dixième de degré par an (+ 4°C d’ici 2100), on parle désormais plutôt de « changement climatique », lequel est directement perceptible par tout un chacun, même si les inondations subies ici ou là sont davantage dues à la bêtise humaine qu’à l’accroissement du CO2 anthropique.
Ce siècle sera donc consacré à deux programmes qui vont bouleverser notre économie et donc nos sociétés:
D’une part, réduire drastiquement nos besoins énergétiques, et d’autre part remplacer les énergies fossiles par des énergies renouvelables, propres et décarbonées ou à carbone recyclable.
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Le contexte dans lequel est censée s’effectuer la transition énergétique, est rempli d’ambigüités.

Le consensus mondial porte sur la lutte contre l’augmentation du taux de CO2 dans l’Atmosphère.
En conséquence, l’usage des énergies fossiles est déclaré illicite si le CO2 est directement émis dans l’atmosphère.
Mais il redevient licite si un procédé de CSC (Capture et Séquestration du Carbone) est mis en œuvre pour renvoyer ce gaz d’où il vient, ou s’il est utilisé pour une transformation chimique qui lui retire sa capacité de nuisance.
Les procédés de CSC sont donc devenus un moyen de lutte contre le changement climatique.
Un seul problème, aucun d’entre eux n’est encore opérationnel.
Alors, que fait-on ?
C’est une première ambigüité.

D’autre part, le statut de l’électronucléaire n’a jamais été précisé. Son absence d’émissions de CO2 le classe d’emblée dans le groupe des élus, mais son caractère renouvelable n’a jamais été démontré. Par ailleurs son pouvoir de nuisance, hélas constaté sur le terrain, n’a jamais été pris en compte.
Il n’est donc licite que par omission.
Alors, on fait, ou on ne fait pas, du nucléaire ?
Seconde ambigüité.

Ensuite, le Gaz naturel ayant un bilan carbone meilleur que celui du pétrole, le basculement vers le Méthane a été encouragé, provoquant une ruée sur le gaz de schiste, ce qui revient à remplacer une énergie fossile par une autre, pas forcément meilleure au plan écologique pour l’environnement (Voir les sables bitumineux et la fracturation hydraulique).
Alors, que fait-on avec le gaz de schiste ?
Troisième ambiguïté.

Les mécanismes du marché de l’énergie n’ont pas été significativement impactés par la nouvelle stratégie. Le pétrole, par exemple, est toujours disponible en quantités illimitées et pour un prix toujours très bas, et le charbon retrouve une seconde jeunesse, ce qui est un comble s’agissant de la source d’énergie la plus émettrice de CO2 et la plus sale!!
Tout cela donne l’impression d’une crise énergético-climatique un peu théorique, qui ne semble pas troubler outre mesure la marche des affaires.
Alors, c’est bien sérieux tout çà ?
Quatrième ambigüité.

L’espoir entretenu par les média de pouvoir un jour exploiter des sources naturelles d’Hydrogène, peut constituer un frein au développement des installations solaires et éoliennes.
Alors, on attend l’Hydrogène naturel ?
Cinquième ambigüité.

L’expérience de terrain enseigne que trop de précipitation dans le basculement vers les renouvelables intermittentes peut créer des conflits de gestion avec les installations de production classiques.
Sixième ambigüité.

Le contexte dans lequel les décisions doivent être prises et les investissements engagés est donc loin d’être parfaitement clair, les Etats et les investisseurs n’ont souvent qu’une visibilité partielle d’un marché qui n’existe pas encore vraiment.
Tout ceci se déroule dans une économie mondialisée pour laquelle le retour sur investissement en 2025 est au moins aussi important que l’augmentation hypothétique de la température en 2100.
(Après moi le déluge, l’expression prend tout son sens…).

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Dans cette ambiance un peu confuse, chaque pays affirme certes son adhésion au dogme de la nouvelle religion, mais très peu vont à la messe, c’est-à-dire prennent des mesures concrètes en accord avec le nouveau paradigme.
D’un côté on plante des éoliennes partout, y compris en mer, et de l’autre on ouvre de nouvelles mines de Lignite.
D’un côté on inaugure des centrales solaires, et de l’autre on exploite les sables bitumineux.
Difficile, dans ces conditions, de comprendre le catéchisme associé à ces cultes extrêmes.
Les cyniques auront tôt fait de rappeler que la COP 21 fut essentiellement une réunion Politique, et qu’en Politique les promesses sont plus importantes que les réalisations…
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Que fait la France ?

Sur ce terrain peu stable, la France adopte une stratégie de continuité,
arguant de sa situation déjà favorisée en matière d’énergie décarbonée.
Les énergies renouvelables essentielles sont le solaire, l’éolien, et l’hydraulique. Elles produisent très majoritairement de l’électricité.
Or la production électrique française est, déjà, à 85% d’origine décarbonée.
75% d’électronucléaire et 10% d’hydroélectrique.
Les 15% restant sont fournis par quelques centrales à gaz, au demeurant nécessaires pour soutenir le réseau durant les pics de demande de puissance, et un peu de renouvelables.
Dans ce contexte, on ne voit effectivement pas très bien ce qu’apporterait un important parc de production à partir de ces renouvelables, puisqu’on a déjà tout ce qu’il nous faut, du moins en électricité selon les besoins actuels.
Donc, en matière d’innovations énergétiques, nos dirigeants considèrent qu’il faut surtout se hâter lentement et éviter de changer de cheval au milieu du gué.
Le déploiement d’une production éolienne et solaire importante n’aurait alors de sens que dans le cadre d’un retrait du nucléaire et/ou d’une augmentation significative de la consommation électrique.
On sait ce qu’il en est du retrait du nucléaire en France; seul un accident de niveau 7 pourrait déclencher une décision de retrait, ce que personne ne souhaite évidemment, mais qui hélas nous pend au nez.
Il ne faut surtout pas confondre retrait du nucléaire avec l’arrêt programmé de la centrale de Fessenheim, qui est une promesse de campagne du Président, prête à resservir pour la prochaine campagne, et pour le même candidat !!!
Au demeurant, cette centrale ne sera arrêtée qu’après mise en service de l’EPR de Flamanville, afin de conserver la capacité de production du parc (Un réacteur récent de 1 650 MW produisant autant que deux vieilles chaudières de 900 MW).
L’électronucléaire demeure donc le pilier de la stratégie française pour la production d’électricité.
Ce choix (Que l’on peut ne pas approuver) place nécessairement en seconde position les énergies éolienne et photovoltaïque, dont le rôle devient celui de faire-valoir.
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Tout irait donc pour le mieux dans le meilleur des mondes possibles, s’il n’y avait pas le reste.
L’énergie finale consommée en France s’élève à 1 850 TWh (160 Mtep).
Les 500 TWh de production d’électricité ne couvrent que 27 % de ce besoin d’énergie finale.
Il reste donc à couvrir 1 350 TWh qui sont des besoins de chaleur et de force motrice, correspondant à des applications n’utilisant pas aujourd’hui l’électricité, dans les secteurs Résidentiel-tertiaire, Industriel, Transports, Chimie, Agriculture.
C’est le domaine royal du pétrole et du Gaz naturel.
C’est donc là qu’il faut faire porter l’effort principal pour déloger ces énergies fossiles et les remplacer par des renouvelables.
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Pour conquérir cet espace, il ne suffira pas de multiplier les panneaux solaires et les éoliennes, car ces belles machines ne produisent « que » de l’électricité, et il nous faudra alimenter des applications qui aujourd’hui n’utilisent pas l’électricité.
Trois tâches doivent être menées simultanément:

- La première est évidente, et déjà mise en œuvre pour des raisons à la fois économiques et d’amélioration de l’efficacité énergétique, c’est la réduction de ce besoin énergétique colossal grâce à une lutte contre le gaspillage dans tous les domaines:
Isolation thermique des bâtiments, avec un objectif de bâtiments à énergie positive à l’horizon 2050.
Récupération de la chaleur perdue, grâce à la cogénération, l’amélioration des rendements des processus industriels et des machines thermiques.
Par exemple, la chaleur perdue par les centrales électriques représente une énergie de 900 TWh, dont une partie pourrait être valorisée dans des réseaux de distribution de chaleur basse température ( < 100 °C).
Réduction des consommations de carburants grâce à une meilleure efficacité énergétique et une rationalisation des réseaux de transports et des moyens utilisés.
Développement de la Géothermie de moyenne température ( < 100°C) pour alimenter des réseaux de chauffage des bâtiments.
Idem pour la Géothermie de haute température pour alimenter des turbines génératrices d’électricité.
Développement du solaire thermique pour les besoins d’ECS.
Etc.

- La deuxième tâche part du principe que, malgré les économies d’énergies envisagées, il restera toujours un besoin de chaleur et de force motrice considérable qui ne pourra pas être couvert entièrement par les seuls biocombustibles ( Biogaz et Biocarburants), le solaire, la Géothermie et la Biomasse.
Par contre, on saura faire de l’électricité grâce au solaire et à l’éolien.
Il est donc important, dans la mesure du possible, d’adapter à l’électricité certaines applications qui utilisent aujourd’hui le pétrole ou le Gaz naturel.
On pense par exemple aux applications de mobilité qui pourrait être converties à l’électricité, ce qui d’une part améliorerait l’efficacité énergétique, et d’autre part réduirait significativement le besoin de carburant liquide.
(Les seules voitures particulières françaises consomment chaque année 29 Milliards de litres de carburant).
On pense également à la géothermie, dont le potentiel est important, même en France, et qui permet à l’aide de pompes à chaleur électriques, de puiser dans la réserve d’énergie solaire emmagasinée dans le sol en surface ou à profondeur moyenne.
Evidemment, en contrepartie il faudrait augmenter la production électrique…

- La troisième voie consiste à remplacer, dans les applications non convertibles, le pétrole, le Gaz naturel, et le Charbon, par des produits équivalents mais renouvelables et à carbone recyclable. Il s’agit des biocarburants et du biogaz issu de méthanisation de la biomasse et de l’électrolyse de l’électricité renouvelable pour alimenter la filière Hydrogène.
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Comment ces trois voies sont-elles exploitées en France ?

- La première voie est supportée par le plan « Efficacité énergétique » qui concerne tous les secteurs consommateurs d’énergie.
Les transports, dont les consommations énergétiques sont sous le contrôle des normes euro, par le biais des émissions de CO2 et de la taxe Carbone.
Le secteur résidentiel-tertiaire, concerné par les normes thermiques et la réduction de consommation des appareils ménagers.
Par contre la récupération de la chaleur perdue des centrales thermiques n’est pas à l’ordre du jour, pas plus que le déploiement des réseaux de chaleur. Il y a bien quelques réalisations locales, mais aucun plan national identifié d’une certaine ampleur.
La Géothermie est mise en œuvre dans quelques programmes locaux, mais sans stratégie de déploiement ambitieuse.
Le solaire thermique se développe également à l’échelon local, mais il n’existe aucune centrale solaire à concentration.


- La seconde voie concerne le remplacement des moteurs thermiques par des moteurs électriques, là où c’est possible.
Une tentative est en cours dans le secteur des voitures particulières, mais les problèmes d’autonomie et de réseau de recharge des batteries conduisent les consommateurs à préférer les modèles hybrides, donc à rester en majorité sur des carburants liquides.
(Une voiture hybride consomme essentiellement de l’essence).
L’application aux véhicules de transport de marchandises, aux engins de chantiers, et au transport de personnes collectifs routiers est envisageable avec la technologie pile à Hydrogène, mais à l’horizon 2030.

- La troisième voie est celle des biocarburants, des Biogaz, du bois énergie, et de la filière Hydrogène.
Le bois est la première énergie renouvelable en France, devant l’hydraulique. C’est en fait une activité traditionnelle assise sur un important couvert forestier (30% du territoire) dont l’exploitation présente un important potentiel de développement, à condition de se donner les moyens réglementaires et juridiques de développer la filière bois.
Les biocarburants sont une activité réduite en attendant l’introduction des deuxièmes et troisièmes générations.
Le Biogaz possède lui aussi un grand potentiel, à condition de pouvoir être distribué par le réseau. Cette application n’en est aujourd’hui qu’en phase exploratoire.
La filière Hydrogène n’est encore qu’un futur dépendant d’une part des progrès de la pile à combustible, et d’autre part du déploiement d’un réseau de distribution en stations services. Sa distribution dans le réseau du Gaz naturel est toujours en phase d’étude (projet Hythane).
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Aujourd’hui la production française d’énergie renouvelable est constituée de deux groupes:

- D’une part les énergies dont l’exploitation date de bien avant la mobilisation pour le climat. Il s’agit des filières suivantes:
L’électronucléaire, qui fournit en moyenne 400 TWh.
La filière bois, qui produit annuellement 100 TWh.
La filière hydroélectrique, qui produit environ 50 TWh.
La Géothermie, qui fournit environ 20 TWh .
Pour un total de 570 TWh.
Il y a eu dans le passé des tentatives d’exploiter le solaire thermique à concentration, mais sans débouché industriel.
Longtemps ces sources furent les seules à caractère national. Aujourd’hui encore elles fournissent 30% ce notre consommation d’énergie finale.
Le caractère propre et renouvelable de l’hydroélectrique n’est pas contesté, par contre les réserves dépendent des conditions climatiques, et l’extension du parc est rendue difficile par le manque d’emplacements favorables et les contraintes environnementales.
Le bois énergie est renouvelable et à carbone recyclable, mais ses rejets doivent être traités pour éliminer de nombreux polluants.
L’électronucléaire est contesté à la fois dans son caractère renouvelable, et surtout dans son pouvoir de nuisance.

- D’autre part les sources d’énergie connues depuis longtemps, mais dont la mise en œuvre et le déploiement n’ont été effectifs qu’à l’occasion de la transition énergétique:
Il s’agit des énergies dites « nouvelles » : Solaire, Eolien, Biogaz, Biocarburants, dont la production est encore relativement faible en France:

- Biocarburants: 30 TWh.
- Electricité éolienne: 21 TWh.
- Electricité solaire: 7,4 TWh.
- Chaleur solaire:
- Biogaz: 5 TWh.

Pour un total de 64 TWh, soit environ 3,45% de la consommation énergétique finale française.
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La première remarque est sur la très faible part des énergies dites « nouvelles » dans la consommation d’énergie finale française.
La raison principale en est à l’évidence le poids extrême de l’électronucléaire dans la production d’électricité.
Tout a été dit à propos de cette source d’énergie, dont la pérennité est remise en cause par une partie de l’opinion, sans qu’il soit jamais décidé si, oui ou non, on y met fin, et surtout par quoi et comment on la remplace.
Il s’agit là d’une situation de blocage qui rend caduque toute tentative de stratégie à long terme.

La seconde remarque est que l’effort sur les énergies nouvelles est très dispersé.
Un peu d’éolien*, un peu de photovoltaïque, un peu de biocarburants, un peu de géothermie, un peu de chaleur solaire, un peu de voitures électriques, un peu de bornes de charges, un peu de pompes à chaleur, un peu de piles à combustible, un peu de stockage d’électricité, un peu de réseaux de chaleur, un peu d’Hydrogène, tout cela a bien du mal à faire un grand tout.
* Le programme spectaculaire des 6 parcs éoliens offshore de la côte atlantique produira 9 TWh d’électricité, soit 0,48% de la consommation d’énergie finale actuelle.
Ce chiffre modeste donne la mesure de l’effort à accomplir pour d’une part remplacer le pétrole et le gaz naturel, et d’autre part arrêter le nucléaire…

L’impression est que l’on capitalise sur les anciennes activités renouvelables (Electronucléaire, Hydraulique, bois énergie) et que le reste est certes objet de recherches et de réalisations locales, mais sans réelle volonté de déploiement de grande ampleur.
« Wait and see » semble être l’essentiel de la stratégie énergétique française.
Mais ce constat doit être nuancé par l’examen du calendrier de la transition énergétique, qui s’étendra en pratique sur tout le siècle, même si les engagements officiels font état de plannings beaucoup plus courts.

En effet, à l’usage il s’avère que les « anciennes » énergies (Pétrole, GN, et même Charbon dans d’autres pays) font de la résistance, et amènent le combat sur le terrain des prix, sur lequel les énergies renouvelables ont beaucoup de difficultés à suivre.
Comment les biocarburants de seconde et troisième génération pourront-ils faire jeu égal contre un super carburant à 50 centimes le litre ?
Sur ce secteur, rien ne sera possible sans un rééquilibre au moins partiel des coûts. Ce rééquilibre dépendra de différents facteurs comme le prix du baril de pétrole, l’épuisement hypothétique des réserves, le vrai coût des biocarburants, le montant de la taxe carbone, le montant des taxes spécifiques, et surtout la situation géopolitique.
Rien de tout cela n’est connu aujourd’hui.
Le Gaz naturel, lui aussi disponible à bas coût et avec des réserves confortables, complétées du nouvel apport des gaz non conventionnels, ne cèdera pas facilement sa place à un éventuel produit de remplacement qui serait issu d’une multitude de petites unités de production difficiles à agréger, et dont la gestion serait davantage adaptée à des besoins locaux qu’à l’approvisionnement d’un vaste réseau national, voire international, notamment au niveau des coûts.
Quant à la production massive d’électricité susceptible de remplacer l’électronucléaire, les renouvelables sont très loin du compte.
Il suffit de rappeler que les six parcs éoliens offshore de la côte Atlantique ne produiront « que » 9 TWh, soit l’équivalent d’un seul réacteur moderne.
Même si la volonté existe réellement de tourner cette page, les réalités du terrain sont incontournables, et il faut s’attendre à un combat de très longue durée.
Il faut donc se méfier de la précipitation, et il est peut-être temps de s’occuper des vraies urgences et d’éviter de mettre la charrue avant les bœufs.
Par exemple, les énergies intermittentes ne sont gérables qu’à la condition de disposer de moyens de stockage de masse de l’électricité. Ces moyens n’existent pas aujourd’hui, il s’en faut de beaucoup.
Où sont les programmes de construction des STEP ?
Où sont les programmes de stockage réversible de l’Hydrogène produit pas l’électrolyse de l’électricité solaire produite en période de faible demande ?

D’autre part, la ressource indispensable à l’exploitation de l’énergie solaire est constituée par les surfaces disponibles, qui sont évidemment limitées. Se précipiter pour occuper ces surfaces avec des panneaux PV au rendement minable n’est pas forcément la meilleure solution, alors que des panneaux hybrides, qui existent, permettraient de doubler ou de tripler ces rendements.
Où sont les règlements qui imposeraient des performances minimales décentes aux installations solaires ?

Enfin, le déploiement massif des énergies éolienne et photovoltaïque mettrait sur le marché un volume considérable d’énergie électrique à caractère intermittent et sporadique congénital, qui ne pourra être géré qu’en adaptant la demande à l’offre, c’est-à-dire le contraire de ce qui est fait aujourd’hui.

Il serait donc tout à fait prématuré de jeter sur le marché des centaines de TWh d’électricité intermittente sans avoir au préalable préparé le réseau national à les recevoir, ce qui suppose d’avoir résolu les problèmes ci-dessus.

En France, le combat pour la transition énergétique s’est transformé en un combat pour ou contre l’électronucléaire.
Il nous faut attendre l’issue de ce combat pour pouvoir bâtir un avenir qui ait quelque chance de ne pas être remis en question à chaque échéance électorale.

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12 mai 2016 4 12 /05 /mai /2016 19:41

12 Mai 2016

- Une stratégie énergétique incompréhensible…
- Une transition du même nom reportée aux calendes grecques…
- Un énergéticien historique au bord de la faillite…
- Une entreprise du Nucléaire qui avoue des tripotages de rapports de sureté…
- Un réacteur nucléaire déjà en dehors des normes de sureté avant même d’être opérationnel…
- Un parc de réacteurs électronucléaires dont le quart a atteint la limite d’âge et ne pourrait être prolongé qu’au prix de dépenses exorbitantes…
- Des annonces gouvernementales dont l’incohérence sème la perplexité...
- Une faiblesse chronique du secteur des énergies renouvelables…
- Une des plus vastes façades maritimes d’Europe, et pas une seule éolienne offshore…
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Cet inventaire est révélateur d’un certain flottement (c’est un euphémisme) au sein des autorités responsables de notre avenir énergétique, au moins au plan de l’électricité.
A moins que cet apparent flottement ne cache en fait une stratégie de continuité jamais remise en question, mais inavouable, et qui consiste à tout miser sur le nucléaire, en mettant en avant son absence d’émissions de CO2, donc son adéquation avec les objectifs de la lutte contre le réchauffement.
Cette logique en béton transcende les orientations politiques, dès lors que sont acceptés les prévisions optimistes des calculs probabilistes du risque d’une catastrophe nucléaire.
Et ceci malgré les démentis apportés à deux reprises par les résultats de l’expérience du terrain (Tchernobyl et Fukushima), malgré le nuage de Tchernobyl sur l’Est de la France, et malgré l’accident du Blayais qui a mis la population de Bordeaux à deux doigts de l’évacuation.
On imagine alors sans peine la situation en cas de catastrophe dans une de ces centrales, qui entrainerait inévitablement des décisions d’arrêt précipitées d’une partie des réacteurs, ce qui ajouterait aux problèmes humanitaires des problèmes de fourniture électrique.
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Cette politique électronucléaire, en contradiction avec les déclarations des gouvernements successifs, et l’évident marasme dans la conduite des programmes industriels concernés (Un regard vers la cuve de l’EPR) , génèrent une inquiétude quant à la pérennité du service de l’électricité dans les années à venir.
On ne peut à la fois clamer son intention d’investir pour sécuriser les vieilles centrales, et annoncer la réduction de la part du nucléaire.
Certains se demandent s’il n’est pas temps de songer à se préparer à faire face à des difficultés d’approvisionnement en électricité, difficultés pouvant revêtir diverses formes:
- Augmentations très substantielles du tarif public (Tarif Bleu) pour au moins l’aligner sur les prix pratiqués chez nos voisins européens.
( dans les couloirs de la CRE, Commission de Régulation de l’Energie, On parle d’un doublement, voire même d’un triplement du prix du KWh).
- Augmentations des taxes sur les produits énergétiques, et des taxes spécifiques au « développement » des énergies renouvelables.
- Tarification progressive de l’énergie, dont la mise en œuvre n’a été que retardée.
- Etablissement de quotas énergétiques.
- Coupures de courant inopinées.
- Délestages sélectifs.
- Sans parler bien sûr des bouleversements qui ne manqueraient pas de survenir en conséquence d’un accident nucléaire toujours hélas possible avec un parc de réacteurs vieillissants, dont beaucoup ne sont pas aux normes de sureté actuelles.
Les meilleures statistiques de probabilités d’accident ne tiennent hélas aucun compte de la bêtise humaine, comme l’ont démontré Tchernobyl et Fukushima.
Cette perspective n’est pas sans inquiéter certains usagers dont les regards se tournent de plus en plus vers des solutions permettant un certain degré d’autosuffisance énergétique.
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Certes, aujourd’hui encore, l’électricité du réseau reste disponible en quantités illimitées et pour un prix plus que raisonnable puisque notre tarif Bleu réglementé se situe parmi les plus bas d’Europe, inférieur de moitié à celui pratiqué chez nos voisins allemands.
Cette situation de grande disponibilité et de libéralité sur les prix, alors que EDF est soi-disant au bord de la faillite, ne peut évidemment pas durer bien longtemps.
Toujours est-il qu’aujourd’hui, le tarif public est tellement bas que personne ne songe spontanément à investir dans les renouvelables, sinon
sous l’aspect « effet d’aubaine », réel ou imaginaire, et pas du tout comme un moyen d’échapper à une pénurie ou un rationnement, qui ne sont considérés pour l’instant que comme des éventualités jugées improbables et qui n’inquiètent qu’une poignée de soi-disant paranoïaques.
L’électricité produite à partir des renouvelables est alors un « produit artisanal » de luxe, vendu au gestionnaire de réseau au-dessus du prix de marché par faveur spéciale de l’Etat, sans que personne ne se pose la question de savoir qui paie la différence…
Il ne s’agit pas là d’une démarche de recherche de l’autosuffisance, mais plutôt de l’exploitation d’un filon passager.
Les seuls paramètres importants sont alors le coût de l’investissement et le prix de vente du produit, ici des KWh.
Même si un peu d’autoconsommation est pratiquée à l’occasion, la démarche reste commerciale.
Les seuls vrais bénéficiaires sont les chinois, comme d’habitude.
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L’indépendance énergétique, c’est autre chose.
Au fait, c’est quoi ?
Acquérir une certaine indépendance domestique vis-à-vis du réseau électrique et de ses contraintes et obligations est une chose. Quelques panneaux PV sur le toit suffisent à en donner l’illusion.
Cependant, rares sont les consommateurs qui vont jusqu’à couper le cordon ombilical avec EDF. Dès que le Soleil se couche, on est content de retrouver son compteur bleu.
Mais, de la petite production électrique jusqu’à l’indépendance énergétique, la route est longue et la pente est raide, comme dirait l’autre.
L’électricité n’est pas le seul « Fil à la patte » que le consommateur doit supporter.
Le Gaz naturel ou le fioul pour la chaudière, l’essence ou le gazole pour la voiture, sont des denrées tout aussi sensibles que l’électricité, même si celle-ci tient le devant de la scène.
Même le bois-énergie doit être distribué à travers un réseau, et sous sa forme de granulés il n’est pas à l’abri d’une pénurie ou d’une flambée des prix.
L’indépendance énergétique totale est donc probablement un mythe.
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Par contre, il n’est pas absurde de chercher à tirer parti des possibilités technologiques actuelles pour se donner, à l’échelon individuel, quelques moyens de production permettant d’amortir le choc d’une crise énergétique.
L’équation est simple:
Le progrès technique met aujourd’hui à la disposition du particulier les moyens de produire de l’électricité solaire et/ou éolienne, et de la chaleur solaire, en quantités largement suffisantes pour les besoins domestiques, y compris une voiture électrique.
Mais, cette production est intermittente et parfois sporadique, et ce même progrès technique ne permet pas (encore) de stocker cette électricité ou cette chaleur, pour en disposer indépendamment de l’ensoleillement ou de la force du vent.
Il n’est donc pas suffisant de couvrir sa toiture de panneaux solaires photovoltaïques, éventuellement thermiques ou hybrides, il faut également définir une stratégie pour pallier l’intermittence de cette production capricieuse par nature.
Une installation solaire ou éolienne est toujours associée à un « petit » dispositif de stockage de l’électricité produite (Une batterie de quelques KWh), et de chaleur (Réservoir d’eau chaude calorifugé), qui permet de disposer d’une petite réserve d’énergie de quelques jours et de lisser quelque peu la production, notamment la nuit.
Passé ce petit délai de grâce, il faut trouver l’énergie ailleurs que sur le toit si le vent tombe et si l’ensoleillement faiblit.
Il reste donc à résoudre deux problèmes:
- D’une part trouver de l’énergie lorsque le Soleil et le vent font défaut pour des périodes parfois longues.
- D’autre part valoriser si possible l’énergie excédentaire.
Ces deux problèmes sont techniquement résolus lorsque l’installation reste connectée au réseau ERDF avec un contrat qui prévoit le soutirage et l’injection.
Mais dans ce cas la notion d’indépendance énergétique est mise à mal.
En effet, si le particulier trouve bien pratique d’utiliser le réseau pour réguler sa propre production, il faut bien comprendre que ERDF exigera en contre partie le même service de la part du particulier. Il faudra accepter un certain contrôle des modes de soutirage/injection, et des délestages ciblés.
Ce n’est plus tout à fait de l’indépendance énergétique…
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Pour préparer le déploiement de ces applications, une nouvelle norme (expérimentale) : XP C15 - 712 - 3 sortie en Février 2016 fixe un cadre pour « les installations photovoltaïques avec dispositif de stockage et raccordées à un réseau de distribution ».
Elle complète les normes déjà existantes:
UTE C15-712-1 Sur les installations photovoltaïques sans stockage et raccordées au réseau.
UTE C15- 712- 2 Sur les installations photovoltaïques avec stockage non raccordées au réseau.

Le nouveau compteur communicant Linky est, entre autres, prévu pour gérer les contrats de soutirage/injection avec les clients disposant de capacités de stockage significatives et acceptant d’en mettre une partie à disposition du réseau sous certaines conditions contractuelles.

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On peut souhaiter augmenter son niveau d’indépendance énergétique en installant un moyen supplémentaire autonome de production qui peut être une chaudière à micro cogénération.
Pour que cette démarche reste écologique, dans la cohérence des panneaux solaires, il est souhaitable de choisir le bois énergie plutôt que le Gaz naturel.
Le bois est une ressource indépendante des conditions météo, renouvelable et à carbone recyclable, et il peut être stocké. La forêt française couvre 30% du territoire, ce qui garantit des approvisionnements suffisants.
Préparé sous forme de granulés il peut être utilisé dans des appareils automatiques modernes.
Trois tonnes de granulés de bois représentent une réserve énergétique de 15 MWh.

Une chaudière à bois avec générateur électrique peut fournir tous les besoins de chaleur de la saison hivernale, y compris l’ECS, et une puissance électrique continue d’environ 500 W, soit 12 KWh par période de 24 H, ce qui convient pour les applications électriques spécifiques et même au-delà.
Une batterie tampon de quelques KWh permet de fournir la puissance de pointe nécessaire pour alimenter le gros électroménager.
Durant la saison estivale, l’ECS est fournie par des panneaux solaires thermiques, et l’électricité spécifique est fournie par des panneaux photovoltaïques.
Cette électricité est stockée dans la batterie tampon évoquée ci-dessus.
L’excédent électrique peut servir à chauffer une piscine, ou être stocké sous forme d’eau chaude dans une citerne calorifugée de quelques mètres cubes, ou encore revendue au gestionnaire de réseau.
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Les moyens technologiques à mettre en œuvre pour obtenir un bon niveau d’autosuffisance énergétique existent donc dès aujourd’hui à la portée du particulier ou de la petite collectivité.
Certes, le coût de production de l’énergie ainsi obtenue ne prétend pas être inférieur au coût actuel du réseau ERDF. Mais l’objectif principal, l’autosuffisance, est réalisable.
Cependant ce coût peut devenir compétitif dans l’hypothèse (très vraisemblable) d’une augmentation significative du prix de l’énergie de réseau. On parle d’un triplement du prix actuel à l’horizon 2025.
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7 mai 2016 6 07 /05 /mai /2016 19:21

7 Mai 2016

Dans la longue marche de la transition énergétique il faudra faire feu de tout bois, et l'automobile n'échappera pas à la règle.
Côté motorisation, le choix sera sans surprise entre le moteur thermique et le moteur électrique, voire les deux ensemble.
D'autres procédés de propulsion ont certes été étudiés, certains ont même fait l'objet de réalisations limitées comme l'air comprimé (Société MDI), le volant d'inertie (Gyrobus), le ressort (Léonard de Vinci) mais sans vraiment convaincre, dès lors que l'on recherche certaines performances et commodités d’usage auxquelles l'homme moderne est désormais habitué, notamment l’autonomie.
La fusée, certes efficace, reste un moyen peu pratique, surtout pour accompagner les enfants à l'école…
La propulsion éolienne, sous forme de voile ou de cerf volant, semble réservée aux navires jusqu'à nouvel ordre, ou aux sports de plage.
Sinon, la traction animale a fait ses preuves au cours de nombreux siècles, mais la vitesse et l'autonomie n'étaient pas alors un problème, et les biocarburants abondaient à l'état naturel de paille et d'avoine.
Si dans le futur il survenait des temps vraiment difficiles, on pourrait voir refleurir les pousse-pousse, et autres véhicules à pédales pour lesquelles la bicyclette constitue une excellente préparation.
Mais, sauf imprévu, tout cela nous sera épargné et nous aurons à continuer la route avec nos moteurs traditionnels bien connus, électriques ou pas.
Le problème est de savoir quoi mettre dedans pour les faire fonctionner, sachant que ce produit miracle devra être propre et décarboné ou à carbone recyclable.
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Dans la course aux énergies nouvelles pour la voiture, on aurait pu penser que les biocarburants auraient la faveur des constructeurs, en raison de la continuité technologique assurée et de l’absence de problème d’autonomie.
D’ailleurs la preuve en a été apportée par le développement relativement simple de véhicules dits « Flex fuel » capables, moyennant quelques adaptations, de fonctionner avec divers carburants incluant bien sûr les biocarburants, et le tout sans surcoût notable.
Moyennant quoi les performances et l’autonomie sont conservées et l’on fait l’économie d’une révolution technologique coûteuse et hasardeuse.
Mais le déploiement de cette technologie simplissime ne s’est pas produit en Europe, pour une raison tout aussi simplissime: les biocarburants n’existent pas!
Ou plutôt, ils existent mais sous la forme d’une première génération jugée inacceptable pour des raisons écologiques, car elle utilise une matière première qui, par ailleurs, est destinée à nourrir l’Humanité.
Il faudra donc attendre de disposer de la seconde, voire troisième génération, pour reconsidérer la question, du moins en Europe car d’autres régions du monde n’ont pas ces scrupules.
Mais, n’en doutons pas, les biocarburants ont un bel avenir car nous pensons qu’ils sont incontournables.
Nous allons tenter de le démontrer.
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Pour ces raisons écologiques, au demeurant compréhensibles, le moteur thermique se trouve donc provisoirement déconsidéré en Europe.
Il reste le moteur électrique, sur lequel tous les espoirs se sont reportés.
le moteur électrique a le vent en poupe à cause de sa réputation d’excellent rendement et de son absence totale d'émission de CO2 et de polluants, du moins à l’usage.
Il est présenté comme la solution écologique par excellence grâce à l'électricité produite par l'hydraulique, l'éolien et le solaire (Electricité "verte" que l'on peut se procurer auprès de fournisseurs agréés, avec un surcoût modique paraît-il).
Mais, si l’objet « voiture électrique » existe, l’électricité verte n’est pas au rendez-vous, il s’en faut de beaucoup.
Sauf si l’on considère l’électricité nucléaire comme propre et renouvelable. Nous laissons au lecteur le soin d’en décider…
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L’électricité, c’est bien, mais le problème de la réserve d'énergie à emporter pour assurer une autonomie convenable n'est toujours pas résolu.
La technologie actuelle des batteries ne permet pas une autonomie supérieure à 150 km, malgré un surpoids de près de 300 kg, qui constitue un maximum acceptable pour une voiture moyenne.
C'est un handicap sérieux, qui peut faire douter de la généralisation du procédé hors des limites de l'agglomération.

(Nous parlons de la voiture de Monsieur tout-le-monde, pas des engins de propagande à plus de 70 000 euros).
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Quelques centaines de milliers de voitures électriques dans le monde ne posent aucun problème.
Mais plusieurs centaines de millions représenteront un changement d’échelle conduisant à une double interrogation:
- Où trouver l’électricité verte pour remplir toutes ces batteries ?
- Où trouver tout le matériau de base (Aujourd’hui le Lithium) pour les fabriquer ?
Il ne serait pas très malin de remplacer une pénurie de pétrole par une pénurie de Lithium, ou d’autre chose.
Pas plus que de charger les batteries avec une électricité produite à partir du charbon…
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D'autre part, plus la capacité des batteries augmentera, et plus il deviendra difficile de fournir la puissance pour leur recharge, celle-ci devant rester raisonnablement rapide.
Les bornes de recharge rapide devront évoluer au rythme de l'accroissement de capacité des accus, ce qui prédit des problèmes importants d'adaptation évolutive des infrastructures.
La meilleure preuve en est le constat d'obsolescence prématurée des bornes de charge rapide dont l'installation a à peine commencé sur nos autoroutes. Leur puissance de 50 KW se révèle déjà insuffisante pour les prochaines batteries de 50 KWh, et que dire des générations futures de batteries de 100 KWh qui ne manqueront pas d'apparaître dans quelques années, et que Tesla propose déjà avec un réseau de recharge propriétaire.
EDF a déjà tiré le signal d’alarme.
L’électrification du parc actuel de voitures particulières nécessiterait une énergie équivalente à celle de cinq ou six réacteurs de 1 600 MW du type EPR de Flamanville.
Mais il y a pire:
La recharge nocturne simultanée de la moitié de ces batteries entraînerait un appel de puissance supérieur à la puissance du parc actuel de réacteurs nucléaires.
(En plus de la puissance appelée pour les applications habituelles bien entendu).
Or, la nuit, la production solaire est nulle.
L’éolien ne pourra jamais assurer à lui seul la puissance nécessaire.
Il est donc indispensable de maintenir, voire accroître, la puissance des installations de production continue d’électricité.
Le choix est entre le thermique fossile ou l’électronucléaire.
Le thermique fossile est écarté à priori à cause du CO2.
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Il apparaît donc que le déploiement effectif de la voiture électrique aurait pour premier effet de conforter le programme électronucléaire sans lequel ces belles autos ne pourraient tout simplement pas rouler.
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Et c’est là que les biocarburants se rappellent à notre bon souvenir.
La voiture hybride, c’est bien. Si, en plus, elle est rechargeable, c’est encore mieux.
En ville, on roule à l’électricité.
Sur la route, on roule au biocarburant tout en rechargeant la batterie dont la capacité doit être suffisante pour faire 30 à 40 km (6 à 8 KWh suffisent).
On oublie les problèmes d’autonomie, et on peut même recharger à la maison sans mettre EDF à genoux.
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On peut donc, sans grand risque de se tromper, prédire que le véhicule de l’avenir conjuguera les avantages de l’électricité et des biocarburants, le pur électrique étant réservé à un usage urbain ou de proximité.
On pourra même oublier l’électricité et rouler au seul biocarburant s’il y en a assez et s’il est suffisamment dépollué pour rouler en ville.
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Ceci explique peut-être le peu d’empressement des pouvoirs publics à promouvoir l’installation d’un réseau dense de bornes de recharge rapide, qui risqueraient de rester inutilisées si ce scénario se réalisait.
Actuellement les ventes de véhicules hybrides rechargeables ont le vent en poupe.
Faut-il s’en étonner ?

La stratégie est un exercice décidément bien difficile.
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28 avril 2016 4 28 /04 /avril /2016 19:26

28 Avril 2016
Tout le monde convient que l'avenir énergétique de la France dépend de sa politique électronucléaire.
Or, à ce sujet, les intentions de ce gouvernement demeurent obscures.
Certes il existe bien une déclaration, plusieurs fois réitérée, mais dont l'exégèse s'apparente au décryptage d'un quatrain de Nostradamus.
" En 2025, la production électronucléaire ne dépassera pas 50% de la production électrique nationale".
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De nombreux sages ont tenté d'interpréter cette phrase sibylline mais, en l'absence d'une clé de décodage, le message demeure hermétique.
On sent bien qu'il manque une donnée pour que les mots prennent tout leur sens, mais laquelle, et qui la détient ?
Or, la prophétie date déjà d'un certain nombre d'années, et l'échéance approche sans que l'on puisse entrevoir les voies qui conduiront à sa réalisation.
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Les augures en sont donc réduits à proférer des conjectures dont les fondements relèvent plus de la divination que de la bonne politique.
Il est vrai qu'entre les deux l'espace est parfois bien mince…
Ce qui suit n'est donc qu'un exercice d'imagination, en attendant l'entrée du metteur en scène qui remettra tout cela dans le bon ordre, n'en doutons pas. Mais il ne faudra pas être pressés, les messies savent se faire attendre…

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Les plus férus dans la chose statistique n'excluent pas un accident de niveau 7+ sur l'échelle INES, qui serait de nature à bouleverser le train-train nucléaire et initier un changement radical de politique énergétique. Il est vrai que lorsque l'on s'enquiert des diverses causes possibles d'accident nucléaire, et de la manière dont les risques sont pris en compte, on ne peut que s'étonner qu'un tel accident n'ait pas déjà eu lieu.
(Il s'en est fallu de très peu à au moins une reprise, à la centrale du Blayais).
On peut penser que, dans une telle conjecture, un vaste programme de démantèlement serait entrepris.
Mais une catastrophe ne fait pas une politique, excluons donc ce cas extrême, on ne saurait imaginer qu'un homme politique songe à instrumentaliser la catastrophe.
______________________

Il existe encore quelques économistes enthousiastes qui estiment que, la crise étant derrière nous, les affaires vont reprendre et la consommation d'électricité suivra, avec un taux de croissance de 4,5% par an, ce qui porterait la demande d'énergie électrique à près de 800 TWh en 2025, ramenant la production nucléaire aux fameux 50% sans avoir à arrêter un seul réacteur.
L'hypothèse n'est pas sotte.
D'abord l'éventualité d'une reprise de l'économie française n'est pas à rejeter à priori. Si, au lieu de fermer des entreprises ou de les délocaliser, on recommence à en créer, si au lieu de licencier à tour de bras on se met à créer de vrais emplois, tous les secteurs de l'économie en bénéficieront et la demande d'énergie croîtra en conséquence.
Par ailleurs la croissance de la population et l'évolution des structures familiales (Davantage de familles monoparentales ) créent une augmentation naturelle du nombre des ménages, chacun d'eux étant raccordé à ERDF et donc participant à la consommation nationale.
Beaucoup de ces ménages souhaitent améliorer leur confort et donc leur équipement ménager, source de nouvelles consommation d'énergie.
De plus, le développement des nouvelles applications comme la voiture électrique et les pompes à chaleur, n'ira pas dans le sens de la réduction de la demande de KWh.
Enfin, la consommation actuelle d'énergie électrique ne représente qu'une partie de la consommation finale d'énergie. De nombreux secteurs utilisent les énergies fossiles pour créer de la chaleur ou de la force motrice. Dans l'éventualité d'une "vraie" taxe carbone, beaucoup de processus seraient modifiés pour utiliser plutôt de l'électricité, participant ainsi substantiellement à l'augmentation de la demande.
Un certains nombre d'analystes considèrent ce scénario comme possible, raisonnablement optimiste.
Il reste quand même que, si la demande électrique passe de 500 à 800 TWh, il faudra bien trouver quelque part les 300 TWh nécessaires à cette croissance.
Une telle énergie ne sortira pas d'un chapeau, même présidentiel.
La prophétie des 50% est muette sur ce point, nous n'avons fait que déplacer le problème.
Il se peut également qu'une partie de l'énergie soit produite par des particuliers pour de l'autoconsommation ou de l'injection dans le réseau.
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Après avoir renvoyé dos à dos les catastrophistes et les économistes enthousiastes, il nous reste à considérer une hypothèse que d'aucuns trouveront très audacieuse:
Et si le Gouvernement décidait de fermer une vingtaine de vieux réacteurs d'ici 2025, comme çà, juste pour honorer une promesse ?
La production électronucléaire serait ramenée à 250 TWh, soit 50% d'une consommation demeurée stable à 500 TWh.
Arrêter un réacteur, mais c'est très simple: Il suffit de laisser tomber les barres de contrôle, ce qui prend une fraction de seconde. Certes, la chaleur résiduelle doit être évacuée, ce qui peut prendre quelques semaines, mais c'est une opération de routine, qui peut s'effectuer dans le même temps sur vingt réacteurs.
Le problème n'est pas là.
Le problème est de savoir où l'on va trouver les 150 TWh qui vont faire défaut, et qu'il faut donc impérativement remplacer si l'on veut éviter de mettre le pays en panne.
Or aujourd'hui il n'existe aucun programme dans ce sens, bien au contraire.
En effet il est vaguement question d'arrêter Fessenheim, et peut être deux ou trois autres vieilles chaudières, mais rien n'est moins sûr, eu égard aux atermoiements du château, qui repousse sans cesse l'échéance avec des prétextes peu sérieux.
D'autre part la construction du nouveau réacteur de Flamanville est confirmée et attendue comme le messie pour remplacer les deux réacteurs de Fessenheim.
Enfin il n'a échappé à personne qu'il n'existe aucun programme de construction de moyens de production renouvelables capables de fournir 150 TWh en 2025, en plus de ce qui existe déjà bien entendu.
Ce dernier scénario n'est donc pas plus crédible que les deux autres.
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La prophétie des 50% demeure donc hermétique.
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Mais, ne dit-on pas que l'oracle de Delphes prononçait ses prédictions dans un état second, proche de la transe hallucinogène, obtenu sous l'effet de vapeurs toxiques ?
Peut-être nous faudra-t-il nous tourner vers quelques substances illicites pour retrouver l'état second qui nous permettrait de comprendre enfin la prophétie des 50% …

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26 avril 2016 2 26 /04 /avril /2016 19:15

26 Avril 2016
Un bon croquis vaut toujours mieux qu'un long discours.
C'est pourquoi le diagramme suivant a été choisi pour introduire le problème de la sporadicité des énergies solaire et éolienne, de préférence à des explications fumeuses souvent absconces à cause d'un excès de simplification.

Sporadicité des énergies solaire et éolienne, vers le délestage.

Ce diagramme présente le relevé, sur Janvier-Février 2012, de la puissance fournie pour 1 000 MW installés, pour le Nucléaire français, l'Eolien français, et le Photovoltaïque allemand.
Pour un lecteur impartial, le problème des énergies renouvelables saute aux yeux.
La production électronucléaire, comme la production à base d'énergies fossiles, est indifférente aux conditions météorologiques et les fluctuations de puissance restent dans des limites parfaitement gérables car elles sont dues à des suivis de charge ou à de la maintenance prévisible.
Par contre la puissance délivrée par les installations éolienne et photovoltaïque est à la fois intermittente et sporadique, avec des constantes de temps très courtes dont la survenue est difficilement prévisible à l'échelon local .
Ceci comporte des conséquences hélas non négociables.
(Non négociables signifie que ni le Gouvernement, ni les lobbies de l'Industrie, ni les associations de ceci et de cela, ne disposent du pouvoir d'influencer le régime des vents ou l'ensoleillement d'une région).


Lorsque les énergies éolienne et solaire participeront pour une part importante à la production d'électricité, la gestion du réseau ne sera pas seulement difficile, elle sera carrément impossible sans une profonde réorganisation de la gestion du réseau de distribution, et sans de grands changements dans les habitudes de consommation.
Sauf à maintenir des installations équivalentes fonctionnant avec des énergies fossiles, et prêtes à prendre la relève de l'intermittence des renouvelables. Solution évidemment absurde, à la fois pour des raisons de cohérence avec les objectifs de la transition énergétique, et pour des raisons économiques.
En effet, on ne voit pas très bien quel modèle économique pourrait justifier de maintenir opérationnelles des centrales thermiques fossiles qui fonctionneraient uniquement une partie du temps.
Les grands énergéticiens ont bien entendu vu venir le problème depuis longtemps, et ne nous ont pas attendus pour se préparer à y faire face.
Les deux grands axes de travail sont d'une part le lissage des pics de puissance demandée, et d'autre part le délestage ciblé.
A ces deux axes il faut ajouter, entre autres, l'intégration au réseau ERDF des fournisseurs locaux, y compris les particuliers producteurs d'énergie .
Il faut ici faire une pause pour préciser le contexte qui sous tend les différentes phases de la transition énergétique.
Les décisions stratégiques concernant le maintient ou le retrait du nucléaire, le développement plus ou moins rapide des énergies renouvelables, l'impulsion donnée, ou pas, au véhicule électrique, les incitations à utiliser tel type d'énergie plutôt que tel autre, sont des actes politiques, donc susceptibles d'être discutés, modifiés, rejetés, acceptés, en fonction du Gouvernement en place.
L'expression populaire peut influer sur l'une ou l'autre des décisions stratégiques, dans la mesure où le Gouvernement est sensible à l'opinion.
Par contre, une fois décidées les orientations de long terme, une fois votés les budgets correspondants, et une fois lancés les programmes industriels,
leurs implications technologiques ne sauraient être remises en question au prétexte qu'elles déplaisent à tel ou tel groupe d'influence.
C'est ainsi que le choix d'aller vers les énergies renouvelables éolienne et solaire implique automatiquement l'acceptation des contraintes technologiques qui leurs sont inhérentes, en l'occurrence le compteur communicant, le contrôle de la courbe de charge, le délestage, et quelques autres applications indispensables à la mise en œuvre d'une gestion intelligente du réseau, afin de pallier les inconvénients de l'intermittence et de la sporadicité de ces deux énergies.
La remise en question de ces concepts n'a tout simplement pas de sens dès lors que l'on a fait le choix de développer les renouvelables et réduire le nucléaire.
(Et, si nous avons bien compris, ces choix sont à la fois ceux de la population et du Gouvernement).
Les opposants au compteur communicant devront alors fourbir des arguments solides pour justifier d'être à la fois pour les renouvelables et contre le Smart Grid.
De nombreux travaux ont été entrepris dans le monde depuis plusieurs décennies dans le but de développer le concept de Smart Grid, puisqu'aussi bien sa mise en œuvre est inéluctable dès lors que l'on envisage sérieusement de remplacer le pétrole et l'atome par des sources intermittentes voire sporadiques.
Sans entrer dans les détails, sur lesquels de nombreuses publications de qualité existent, il faut rappeler qu'il s'agit d'implémenter un changement de paradigme, ni plus, ni moins.
Aujourd'hui c'est la production qui s'adapte à la demande.
Demain c'est la demande qui devra s'adapter à la production.
Si ce changement ne fait pas sursauter l'utilisateur, par contre il empêche l'énergéticien de dormir car lui, il sait ce que cela signifie.
N'ayons pas peur de nous répéter, le compteur Linky est le premier maillon du Smart Grid visible par l'usager du réseau électrique.
Nous allons voir maintenant apparaître des initiatives d'ampleur limitée dont l'objectif sera d'expérimenter diverses applications "Smart Grid" et éventuellement les valider pour les étendre à l'échelon régional ou national.
Ces applications tourneront autour de la gestion de la demande de puissance, à travers l'implantation de la fonction de délestage ciblé.
Une des premières expérimentations du compteur Linky dans une application de délestage est le programme SOLENN (SOLidarité Energie iNNovation). Il s'agit d'expérimenter le concept MDE (Maîtrise de la Demande d'Electricité) par la méthode de l'"ecrétage ciblé".
L'ecrétage ciblé est une alternative au délestage "sec" rendue possible par le compteur Linky.
Il consiste en une réduction à distance de la puissance souscrite de 30%, 50%, ou 70%, après accord contractuel avec le client évidemment.
Lorsqu'une possible surcharge du réseau est détectée, les clients ayant adhéré au programme reçoivent un SMS d'alerte, à charge pour eux de réduire leur consommation pour passer en dessous du seuil de puissance réduit.
En cas de dépassement de ce seuil, l'usager réduit encore sa puissance et remet en route par le processus prévu sur le Linky.
Le programme SOLENN se déroule sur le territoire de Lorient et Ploemeur, et concernent 400 clients équipés de compteurs Linky.
La durée est de trois ans au terme desquels l'application sera évaluée pour être éventuellement étendue après modifications à partir du REX.
Cette application, que l'on pourrait qualifier de simpliste, est la seule qui soit compatible avec des clients non encore équipés de gestionnaire d'énergie ( C'est la grande majorité des clients).
Dans le futur, lorsque le gestionnaire d'énergie fera partie de l'équipement standard du domicile, il sera possible d'utiliser la TIC (Télé Information Client) pour mettre en œuvre des procédés de "délestage sélectif" grâce à la possibilité du Linky d'adresser séparément sept zones différentes du logement.
D'autres applications sont envisagées pour le futur, par exemple l'agrégation de l'énergie stockée dans les batteries des voitures électriques.
Dans l'hypothèse d'une part de 20% de voitures électriques en 2030 (Hypothèse cohérente avec la stratégie énergétique de la France), l'énergie stockée par les batteries atteindrait plus de 200 GWh, ce qui représente une possibilité de soutien au réseau équivalente à 40 centrales de 1000 MWe durant 5 heures !! De quoi amortir largement une baisse de production inopinée de quelques parcs éoliens.
Cette application est rendue possible sur le Linky grâce à sa possibilité de double comptage ( Injection ou soutirage).
Dans le futur, il est clair que la mise en œuvre du réseau intelligent nécessitera une collaboration des clients, qui sont appelés à devenir des acteurs de la gestion du réseau, et devront consentir à déléguer au gestionnaire une partie de leur liberté de choix dans les usages de l'électricité devenue une denrée sensible.

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22 avril 2016 5 22 /04 /avril /2016 11:51

22 Avril 2016
Il peut s'avérer indécent de parler de stratégie à quelqu'un dont la seule préoccupation est de boucler financièrement ses fins de mois.
Le déploiement du compteur Linky est un élément visible d'une stratégie énergétique qui, par définition, fixe des objectifs de long terme.
L'énergéticien se préoccupe de mettre en place les structures qui permettront d'assurer l'approvisionnement du pays en électricité. Son horizon est lointain, en l'occurrence on parle de 2030 et au-delà.
Le client d'aujourd'hui ignore évidemment les contraintes de ces horizons lointains, la société de consommation l'ayant depuis longtemps formaté à l'immédiateté. Hic et nunc sont ses seuls éléments d'appréciation; en quoi telle innovation peut-elle m'être bénéfique ici et maintenant ?
Le compteur communicant est un élément clé de la stratégie énergétique de 2030.
Mais le client d'aujourd'hui, à qui l'on impose ce nouveau gadget, en évalue l'intérêt comme à l'accoutumé, c'est-à-dire dans le contexte 2016.
Il ne faut donc pas s'étonner de voir fleurir ici et là une polémique, d'autant plus virulente que ses fondements sont par définition anachroniques.
Mais alors, comment expliquer à des consommateurs uniquement préoccupés de leurs intérêts personnels d'aujourd'hui, que le nouveau compteur sera bénéfique demain pour l'ensemble de la communauté ?
Cesser de se focaliser sur l'intérêt personnel pour considérer l'intérêt collectif constitue déjà un effort. Sortir de la préoccupation immédiate pour reconnaître que l'avenir mérite qu'on s'y intéresse, c'est un effort supplémentaire que certains ne sont pas disposés à fournir.
La querelle demeure donc au niveau du dialogue de sourds.
Essayer de présenter les avantages du compteur Linky dans le contexte de 2016, alors qu'il est prévu pour résoudre les problèmes de 2030, est une gageure.
Il n'est pire sourd que celui qui ne veut pas entendre.
Aux sceptiques qui voient une arnaque dans toute nouveauté, on peut quand même tenter d'apporter quelques apaisements:
- Le coût du nouveau compteur, pose comprise, sera amorti en dix ans par une dépense annuelle équivalente à une place de cinéma.
C'est très exactement le coût du service actuel de relevé manuel à raison de deux relevés par an.
- Ce compteur permettra, avec la collaboration des clients, un certain lissage de la demande de puissance instantanée. Le gain sera "à minima" de 10% du pic de la demande, soit 10 GW, et largement plus à terme.
C'est autant de moyens de production qu'il ne sera pas nécessaire de construire, ou de maintenir.
10 GW, cela représente la puissance disponible de 12 centrales électriques de 1000 MWe chacune, avec un facteur de charge de 85%, ou de 7 EPR type Flamanville, ou encore celle d'un parc éolien offshore de près de 7 000 machines de 5 MW avec un facteur de charge de 30%.
(Nous disons bien sept mille).
Le coût d'un tel parc avoisine les 100 Milliards d'euro au coût actuel du MW offshore.
Qui peut encore soutenir sérieusement que le compteur Linky est une dépense inutile ?
Mais ce n'est pas tout:
- Si l'on admet un minimum de cohérence dans la stratégie énergétique de la France, la voiture électrique est appelée à se développer significativement. Un taux de pénétration de 20% est envisageable à l'horizon 2025, soit 7 Millions de véhicules.
A cette époque il sera normal de monter des batteries de 60 kWh, la demande existe déjà aujourd'hui afin d'améliorer l'autonomie.
La recharge à domicile sera chose courante, entraînant des appels de puissance de 6 à 8 kW, voire plus.
Tous ces véhicules , branchés en même temps, appelleront une puissance de près de 60 GW, soit la puissance du parc nucléaire actuel, uniquement pour charger les batteries !
Puissance qui viendra bien sûr s'ajouter à la demande déjà existante.
Il est évident qu'une telle situation doit être évitée, et que des arbitrages devront être prononcés pour maintenir le pic de demande de puissance à un niveau acceptable par le réseau.
Ces arbitrages ne peuvent être mis en œuvre que grâce à des compteurs communicants comme le Linky.
En clair, pas de voiture électrique sans Linky.
Il y a plus:
- Aujourd'hui il n'est toujours pas question de réduire notre parc nucléaire, la Ministre l'a encore confirmé récemment en repoussant aux calendes grecques l'arrêt de la vingtaine de vieux réacteurs dont la prolongation est un défi au destin.
Mais il peut se faire qu'un jour la décision soit prise, souhaitons que ce ne soit pas à l'occasion d'un accident majeur.
Ces réacteurs devront alors être remplacés par du solaire, de l'éolien, ou de la biomasse, les deux premiers représenteront 80% soit 14 GW.
Le remplacement de 18 GW de puissance continue électronucléaire non intermittente par 18 GW de renouvelables dont 14 GW intermittents, posera un sérieux problème de fluctuation de la puissance disponible.
Pour gérer cette fluctuation, il faudra une capacité d'arbitrage, laquelle ne peut être mise en œuvre qu'avec le compteur communicant.
Donc là encore, pas de renouvelables sans Linky.
On démontre donc ainsi, sans possibilité d'avancer de contre-arguments dignes de ce nom, que la mise en œuvre de la transition énergétique est tout simplement impossible sans le déploiement préalable des compteurs communicants.
S'opposer au compteur communicant, c'est faire obstacle à la transition énergétique, refuser le solaire et l'éolien, rejeter la voiture électrique, exiger le maintien de la production électronucléaire, et donc tout miser sur le pétrole et le Gaz naturel, voire même le Charbon.
Au pays de Descartes la raison devrait finir par triompher, et le réseau devrait pouvoir gérer une minorité "d'irréductibles gaulois" qui finiront bien un jour par réaliser qu'ils ont plus à perdre qu'à gagner en demeurant fermés à l'arrivée du progrès décarboné.
Par ailleurs le caractère intrusif de certaines applications du compteur communicant ne peut pas être nié.
(Chaque médaille a son revers).
Mais pas plus que pour d'autres applications telles que le Smartphone, à qui pourtant personne n'a reproché son excès de convivialité.
Ou encore les réseaux sociaux auxquels les usagers confient leurs données personnelles devenues subitement "déclassifiées" par la volonté de l'utilisateur lui-même.
Sans parler du commerce en ligne qui systématise la collecte des données personnelles à des fins commerciales, avec la bénédiction des clients.
Jusqu'à présent l'énergie électrique était disponible en quantité illimitée et pour n'importe quel usage. Derrière le compteur commence l'espace privé ( c'est le terme consacré), et l'usager est habitué à considérer que ce qui se passe dans cet espace ne regarde personne.
Demain l'énergie sera une denrée contingentée et dont la disponibilité sera en partie dépendante de circonstances extérieures, comme les conditions météorologiques (Vent, ensoleillement).
L'usager ne pourra plus appeler n'importe quelle puissance à n'importe quel moment et pour n'importe quelle durée et n'importe quel usage.
Il devra accepter de moduler sa consommation en fonction de la puissance disponible sur le réseau à un moment donné.
Ce changement de paradigme ne peut être accepté spontanément. Il est normal de rencontrer une opposition à ce qui est perçu comme une violation de la vie privée.
Beaucoup d'usagers n'admettent pas qu'un tiers (Gestionnaire de réseau) puisse être habilité à décider à leur place d'allumer ou d'éteindre tel appareil gros consommateur, même si cette gestion de créneaux horaires se déroule dans un cadre contractuel préalablement défini.
De même qu'il a fallu un jour accepter des limitations de vitesse sur les routes, il nous faudra dans l'avenir consentir à nous préoccuper du bon usage de l'électricité, pas seulement du point de vue économique, mais également dans un souci de préserver une denrée dont la disponibilité ne tiendra qu'à un souffle d'air ou à un rayon de Soleil.
Nous avons quelques années pour nous y préparer…

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13 avril 2016 3 13 /04 /avril /2016 16:47

13 Avril 2016
Jusqu'à présent le compteur EDF se contentait d'exécuter son travail de portier dans la plus grande discrétion. Tout au plus enregistrait-il la quantité cumulée d'énergie traversante, mais en gardant la plus grande discrétion sur l'usage qui pouvait en être fait, et à quels moments.
Un portier sait garder le silence, mais chacun sait qu'il n'en pense pas moins et qu'il aurait beaucoup à dire si on lui donnait la parole.
Eh bien, voilà qui est fait.
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Notre vieux portier discret et bon enfant va être remplacé par un jeune doué de la parole et donc susceptible de raconter tout ce qu'il pourra voir et entendre à son poste, pourvu qu’on le lui demande poliment.
Et Dieu sait si on peut en voir des choses à ce poste-là.
Mais ce nouveau rôle de Madame Pipelet ne plaît pas du tout à de nombreux locataires de la maison EDF, qui y voit une possible intrusion dans leur vie privée, ainsi qu'une possible augmentation de leurs loyers électriques, ce en quoi ils n'ont pas tout à fait tort comme nous l'allons voir ci-après.
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Bien sûr, le rôle officiel de ce nouveau concierge électrique est des plus nobles. Il s'agit ni plus ni moins que de permettre la mise en œuvre de la transition énergétique, laquelle exige une gestion rationnelle du flux d'énergie électrique.
Mais, pour gérer le flux d'un produit, quel qu'il soit, il faut d'abord le connaître intimement.
S'agissant du flux d'énergie électrique vers 35 millions de clients, il faut connaître ces clients, leurs besoins, leurs usages de l'énergie, leurs possibilités de modifier ces usages et cette demande, leurs bonnes et mauvaises pratiques, leurs capacités d'adaptation à des changement d'environnement énergétique, etc….
Pour permettre une gestion intelligente, c'est-à-dire une adaptation de la demande à l'offre et vice-versa, il est nécessaire de travailler en temps réel.
En effet, pour exécuter une manœuvre énergétique dans l'heure, il n'est pas question de perdre son temps en courrier, fut-il électronique.
Il faut donc d’abord recueillir un ensemble de données sur chaque abonné, et les enregistrer afin de personnaliser les actions pouvant être exécutées en temps réel, en accord avec le contrat individuel préalablement signé.
Pour constituer cette base de données il est nécessaire de procéder à une analyse du profil de consommation du client.
Dans le domaine de l'énergie électrique, deux échelles d’analyse sont envisageables:
Une échelle macroscopique, qui ne se préoccupe que le la consommation globale d'un client, et une échelle microscopique, qui entre dans les détails fins pour analyser les consommations par appareil.
L’échelle macroscopique relève et enregistre la puissance globale soutirée avec un pas temporel qui peut être de l'ordre de quelques minutes.
C'est ce que le nouveau compteur Linky est supposé faire, du moins selon son cahier des charges officiel.
Les informations ainsi recueillies permettent bien sûr d'effectuer le comptage de l'énergie.
Elles procurent, en plus du compteur bleu, la possibilité de vérifier que les pics de puissance soutirée demeurent dans les limites de l'abonnement souscrit.
Un interrupteur interne, télécommandé, permet au fournisseur d’énergie de couper automatiquement le courant en cas de dépassement abusif, ou consécutif à un défaut de l'installation.
En cas de coupure liée à un dépassement passager, il est prévu une manœuvre pour que l'abonné puisse lui-même rétablir le courant, après avoir supprimé la cause du dépassement.
(Manœuvre décrite dans le manuel).
Si le dépassement persiste, un message d'alarme s'affiche et l'abonné est prié d'appeler un technicien.
Avec le compteur bleu, cette fonction de coupure était remplie par le disjoncteur différentiel EDF disposé après le compteur.
Le courant pouvait être rétabli par manœuvre d'un levier ou pressage d'un bouton, autant de fois que nécessaire. Un tel organe, appelé sectionneur, doit réglementairement figurer en tête de toute installation.
La valeur de seuil de coupure de ce disjoncteur EDF est (était) largement supérieure à la valeur correspondant au contrat souscrit ( 10 à 20%).
Le seuil de coupure est (sera) maintenant fixé par le compteur Linky, avec peut-être moins d'indulgence…

Le disjoncteur EDF est conservé avec le compteur communicant, il garde sa fonction de "sectionnement" (que ne remplit pas le Linky) et sa fonction de disjonction différentielle 500 mA.

L'enregistrement des données de puissance et de courant permet au gestionnaire de disposer d'une courbe de charge (CdC) globale avec une résolution temporelle grossière.
Cette faible résolution permet tout de même de faire une analyse macroscopique de la CdC, qui sert surtout à constater la bonne répartition entre Heures pleines et Heures creuses, la bonne adéquation de l'abonnement souscrit par rapport aux besoins réels.
Rien de bien méchant.
C'est suffisant pour permettre au gestionnaire de suggérer des aménagements pour "lisser" la demande de puissance, grâce à des incitations tarifaires personnalisées, et/ou pour proposer d'adhérer à un programme d'effacement, comme le tarif EJP (Effacement Heures de Pointe) facultatif évidemment.
Grâce au bus de communication TIC le gestionnaire peut gérer le programme d'allumage ou d'extinction des différentes zones négociées avec le client ( 8 zones différentes sont adressables).
Ceci est possible à condition que le client le souhaite et installe un gestionnaire d'énergie qui dialoguera avec l'interface TIC du compteur.

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Cette échelle macroscopique devrait normalement suffire à mettre en œuvre le programme « Smart Grid », tout en limitant autant qu’il est possible son caractère intrusif, afin de le rendre plus acceptable.
C’est en tous cas l’avis de la CRE.
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Mais, l’existence d’une voie de communication bi directionnelle non interruptible entre le gestionnaire et le client ouvre techniquement la voie à des applications potentiellement beaucoup plus intrusives si l’on n’y prend garde.
D’autant plus que les progrès de la technique des courants porteurs permet des applications de très haut débit.
Le CPL G3 est prévu pour la gestion fine du Smart Grid, y compris l'injection de puissance par les producteurs locaux, et la charge de batteries des voitures électriques ou les dispositifs de stockage d'énergie.
La CRE (Commission de Régulation de l'Energie) considère que le CPL G1 est suffisant pour assurer les fonctionnalités du Linky, mais admet cependant que le déploiement du CPL G3 donnerait à EDF un avantage, notamment pour faciliter l'adoption des normes françaises au plan international.
___________________________

Tous les énergéticiens œuvrant dans le domaine des réseaux de distribution électrique ( mais aussi pour l'eau et le Gaz) travaillent depuis longtemps sur la possibilité de compléter l'analyse macroscopique des consommations par une analyse microscopique afin d'acquérir une connaissance fine des usages de l'énergie.
___________________________

On sait depuis longtemps que chaque appareil électrique possède sa propre signature qui peut être lue lors de sa mise sous tension.
L'analyse fine du courant consommé permet de repérer ces signatures et de les identifier.

Le courant consommé durant la phase de démarrage d’un appareil, ou d’une partie de cet appareil, dépend des organes qui le constituent et qu'il faut « mettre en route »:
Résistances, condensateurs, transformateurs, alimentation à découpage, starter de tube fluo, gradateurs, moteurs, etc.
Le pic de courant au démarrage révèle le type d’appareil concerné, c’est sa « signature ».
Le mode de production en très grandes séries des appareils électrodomestiques entraîne une grande similitude dans les signatures d’appareils destinés à la même application.
On distingue ainsi parfaitement une bouilloire, un réfrigérateur, un aspirateur, un grille-pain, un radiateur, un four à induction, un moteur de lave-linge, de lave-vaisselle, un projecteur halogène, une pompe ,à chaleur, un climatiseur, une alimentation à découpage, un sèche-cheveux, un cumulus, un chargeur de batterie, un poste à souder, etc.
Bien sûr il est nécessaire d'utiliser des algorithmes complexes pour distinguer les différents signaux avec une bonne probabilité de succès.
EDF n'est pas en retard dans ces travaux, et dispose déjà de bases de données de "signatures" opérationnelles.
_____________________________

La mise en œuvre d'applications impliquant le relevé et l'enregistrement pour analyse de ces signatures constituerait un acte intrusif indéniable.
(Bien que ses conséquences puissent être bénéfiques pour le client, à condition que ses données personnelles ne soient pas détournées pour un usage inconnu et incontrôlable).

L'utilité de connaître dans le détail la nature et l'usage des différents appareils d'une installation domestique n'est pas démontrée, du moins dans le résidentiel.
On peut lui trouver une justification dans le secteur professionnel pour la rationalisation de la dépense énergétique, le contrôle de bon fonctionnement des appareils, les anomalies de consommation , etc.
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On trouvera des détails dans le manuscrit thèse de Matthieu Sanquer, Université de Grenoble, 2013:
"Détection et caractérisation de signaux transitoires,
Application à la surveillance de courbes de charge"
A l'adresse suivante:

[http://chercheurs.edf.com/fichiers/fckeditor/Commun/Innovation/theses/TheseSanquer.pdf]
__________________________________________________

On peut également s'instruire en lisant ceci:
"Guide International du comptage intelligent"
Collection EDF R&D
Chez LAVOISIER
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