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26 juin 2016 7 26 /06 /juin /2016 11:13

26 Juin 2016
Pour tirer le meilleur parti des énergies renouvelables intermittentes, les capacités de stockage gravitaire de l’électricité (Pompage-turbinage) ne suffiront pas à assurer à la fois le rôle de réserve primaire de puissance active et le rôle de valorisation de l’électricité « fatale » produite en période de faible demande.
Cette fonction, qui implique des capacités de stockage d'énergie très importantes, n’est possible qu’à travers la filière Hydrogène, qui devient de ce fait incontournable.
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Ce transfert énergétique de l’électricité vers l’Hydrogène s’effectue par électrolyse de l’eau, avec un rendement qui peut atteindre 90% dans les meilleures conditions (CEA-Liten).
L’Hydrogène ainsi obtenu peut ensuite être valorisé de différentes façons:
- Refaire de l’électricité grâce à une pile à Hydrogène (Fuel cell), ou une turbine entraînant un alternateur, pour répondre à des besoins de compensation du réseau, ou pour les applications mobiles.
- En injecter dans le réseau de distribution de l’actuel Gaz naturel, dans une proportion de 10 à 20%, avec certaines précautions.
- Remplacer dans l’Industrie l’Hydrogène de synthèse produit à partir de sources fossiles.
- Le transformer en Méthane (Méthanation) pour l’injecter en grandes quantités dans le réseau du Gaz.

L’Hydrogène, le Bio Gaz et les Bio carburants constitueront donc, avec l’électricité, une panoplie énergétique de laquelle de nombreuses applications pourront tirer parti, notamment l’Automobile, à laquelle nous nous intéressons aujourd'hui.
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L’élargissement du marché du véhicule électrique se heurte à un obstacle :
Avec une batterie de 30 kWh, entraînant un surpoids de près de 300kg, les véhicules électriques actuels ont une autonomie de 150 à 200 km, ce qui constitue un handicap limitant leur utilisation aux zones urbaines et péri urbaines, plus généralement aux parcours de voisinage.
Pour leur conférer une autonomie comparable à celle des véhicules thermiques, il faudrait une batterie d'au moins 100 kWh, qui poserait un double problème:
D'une part le poids, de l’ordre de 800 kg dans la technologie actuelle, qui resterait considérable même en intégrant les progrès futurs.
D'autre part, la charge rapide de ces batteries nécessiterait de nombreuses bornes de charge de 150 à 200 kW, qui n’existent pas et n’existeront probablement jamais si l’on en croit EDF, qui a déjà lancé un message d’alerte sur les risques de déséquilibre du réseau de distribution.
Le passage à la voiture hybride ne résout pas le problème puisque ces véhicules fonctionnent essentiellement à l’essence sur la route.
(L'autonomie électrique des hybrides est réduite à quelques dizaines de km).
Les solutions dépendantes des batteries au Lithium tirent parti de la technologie actuelle, mais ne sauraient constituer des solutions exhaustives pour l'avenir de la transition énergétique.
Sans cependant nier leur intérêt pour les usages urbains ou de circuits courts.
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C’est pourquoi les constructeurs recherchent une autre solution, permettant de résoudre à la fois les problèmes du poids des batteries, de l’autonomie du véhicule, et de l’approvisionnement en combustible, tout en conservant le moteur électrique à cause de son excellent rendement énergétique et de la possibilité de récupérer de l'énergie au freinage.
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L’idée est de fabriquer l’électricité dans le véhicule lui-même à partir d’un combustible d’une capacité énergétique spécifique beaucoup plus élevée que celle d’une batterie, ce combustible étant évidemment issu d’une source d’énergie renouvelable.
Les candidats sont l’Hydrogène (issu de l’électrolyse de l’électricité « fatale » éolienne ou solaire), le Bio Gaz et les biocarburants, issus des autres sources renouvelables.
Les capacités énergétiques spécifiques sont les suivantes, rapportées à celles de la batterie au Lithium:

- Batterie Lithium-ion: 0,13 kWh/kg
- Bio Ethanol: 7 kWh/kg
- Bio GNV : 13 kWh/kg
- Di-Hydrogène: 33 kWh/kg
- Supercarburant: 12 kWh/kg (Pour mémoire).

La faiblesse congénitale de la batterie saute aux yeux, alors que l’intérêt énergétique de l’Hydrogène s’impose à l'évidence.
Cependant ce gaz doit être stocké dans un réservoir spécial dont le poids compense en partie l’avantage énergétique. On passe alors de 33 kWh/kg à 7 ou 8 kWh/kg , soit pas mieux que l’Ethanol !
L’avantage considérable du carburant liquide comme l’Ethanol apparaît alors; il est, à poids égal, 50 fois plus énergétique qu'une batterie au Lithium, et il très facile à transporter à la pression atmosphérique dans un petit réservoir en tôle, et déjà disponible en stations-services (E100)!
Tous ces avantages paraissent le désigner comme le meilleur candidat.
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Hélas, aujourd'hui l'Ethanol n'est utilisable qu'avec un moteur thermique, dont le rendement minable (<25%) le discrédite en face du moteur électrique dont le rendement dépasse 85% puisqu'il échappe au cycle thermodynamique.
Le choix actuel est donc entre deux solutions imparfaites:
- Un moteur thermique alimenté en Ethanol, solution immédiatement disponible et peu onéreuse, mais d'un rendement inférieur à 25%, et qui va consommer beaucoup plus que son équivalent utilisant du supercarburant.
- Un moteur électrique alimenté par de l'électricité fournie par une pile à Hydrogène, elle-même alimentée par de l'Hydrogène contenu dans un réservoir embarqué sous très haute pression. Solution d'un excellent rendement, mais complexe donc onéreuse, et nécessitant un carburant lui-même d'une manipulation complexe et dangereuse à travers un réseau qui reste entièrement à construire.

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La solution idéale serait un moteur électrique couplé à une pile à Hydrogène, l'Hydrogène étant fabriqué sur place à partir d'un carburant liquide facile à manipuler, comme l'Ethanol.
L'extraction de l'Hydrogène à partir de l'Ethanol est une opération courante relativement facile à mettre en œuvre.
Cette solution intéresse aujourd'hui les bureaux d'études de NISSAN, car c'est la seule qui résout les problèmes qui bloquent le développement de l'automobile électrique: L'autonomie et la facilité d'emploi du carburant.
L'introduction éventuelle sur le marché est prévue pour après 2020.
Cette solution présente l'avantage d'utiliser un carburant facilement stockable pour constituer des réserves. De plus la production de biocarburant est indépendante des conditions météo, contrairement au solaire et à l'éolien.
Le tableau suivant montre succinctement les principales voies technologiques proposées aujourd’hui pour l'automobile.

Hydrogène, Bio Ethanol, et Bio méthane, un trio incontournable ?

- La voie A est mise en œuvre actuellement dans les voitures « Tout électriques ». C’est celle qui présente le meilleur rendement énergétique, mais avec plusieurs handicaps:
L’autonomie demeure très insuffisante.
L’augmentation future de capacité des batteries ne fera qu’accroître le problème de la recharge rapide, les files d’attente et la surcharge du réseau électrique.
Rappelons que la capacité d'une batterie Li-ion est le résultat d'un compromis entre puissance et capacité. Pour contourner ce compromis il est certes possible de séparer les deux fonctions en ajoutant un supercondensateur qui prend en charge la puissance instantanée, la batterie pouvant alors être optimisée pour la capacité maximale.
Mais, même optimisée, cette capacité reste très inférieure aux performances massiques de l'Hydrogène ou de l'Ethanol.
Il existe d'autres technologies de batteries théoriquement plus performantes que le Lithium, mais leur adaptation au cahier des charges automobile n'a pas été concluant jusqu'à présent.
Cette voie A laisse craindre une impasse pour l’ouverture du marché aux grands parcours, et donc une restriction d’usage peu compatible avec les attentes de la clientèle.
Elle demeure néanmoins très intéressantes pour les usages qui n'exigent pas une autonomie supérieures à 150 à 200 km.

- La voie B est celle de la filière Hydrogène. La capacité énergétique au kg est la plus élevée, mais comme la molécule est très légère, il en faut beaucoup pour faire le poids ! Il faut alors comprimer fortement le gaz (700 kg/cm2) , ce qui nécessite des réservoirs spéciaux qui doivent être particulièrement protégés contre les chocs, et dont le poids réduit l’avantage énergétique.
De plus, la volatilité du produit, et sa très forte inflammabilité, imposent des précautions particulières pour la fabrication, le montage, et la maintenance des robinets, tuyaux, valves, et autre membranes.
L’Hydrogène alimente directement une pile à Hydrogène (Fuel-cell) qui fabrique l’électricité servant à la propulsion.
Quelques kg d’Hydrogène suffisent à assurer une large autonomie.
Mais, aux inconvénients déjà cités s’ajoute le problème du réseau de distribution de ce gaz, et des stations de remplissage à la pression de 700 kg, qui nécessitent des installations très spéciales qui n'existent pas aujourd'hui.
Un certain nombre de véhicules (Autobus, véhicules de flottes) circulent déjà avec le combustible Hydrogène associé à une pile à Hydrogène et un moteur électrique. L'Hydrogène est fourni par le réseau existant de distribution à l'Industrie (Non accessible au grand public).
Demain l'Hydrogène pourra être fabriqué à la station service par électrolyse à partir de l'électricité du réseau, et stocké sur place dans des réservoirs ad-hoc, ce qui éviterait d'avoir à installer un réseau national de distribution.
Des constructeurs proposent déjà des véhicules particuliers à Hydrogène et pile à combustible:
- TOYOTA Mirai
L'hydrogène est contenu dans deux réservoirs en fibre de Carbone, pour un total de 120 Litres, à la pression de 700 kg/cm2, ce qui représente environ 3,8 kg d'Hydrogène, ou encore une énergie de 125 kWh.
L'autonomie indiquée est de 500 km, ce qui correspond à un rendement global de l'ordre de 60%.
- HYUNDAI i35 FCEV
(FCEV = Fuel Cell Electric Vehicle)
Elle offre une autonomie de 700 km grâce à un réservoir plus important qui emporte 5,64 kg d'Hydrogène sous 700 bar.
-HONDA Clarity FCV
Ces véhicules de même conception sont prévus sur le marché Européen dès 2016.
Outre les problèmes de sécurité liés au stockage d'Hydrogène dans des réservoirs à 700 bar, il se posera le problème des stations services capables de délivrer le produit à une telle pression.
Mais d'ici 2030 beaucoup d'obstacles seront levés, eu égard au caractère incontournable de la filière Hydrogène renouvelable.
D'autres solutions existent pour le stockage d'Hydrogène par adsorption ou absorption sur des composés de type Hydrures réversibles. Leur adaptation aux besoins automobile fait l'objet de nombreuses études, la voie reste donc ouverte.
- La voie C résout à la fois le problème de la capacité énergétique au kg, et le problème de distribution et de stockage du combustible, tout en ayant un rendement énergétique global convenable, c’est donc un bon compromis .
Il s’agit, non seulement de fabriquer l’électricité dans le véhicule lui-même, mais aussi de fabriquer sur place l’Hydrogène qui alimentera la pile à Hydrogène.
Ce gaz est alors obtenu par vapo reformage de Bio éthanol par exemple.
Il n’y a plus de problème d’autonomie, un réservoir en tôle suffit; On supprime également le problème de réseau de distribution spécial, puisque l’Ethanol est déjà distribué dans les stations services (E100).
C’est assurément la solution qui pose le moins de problèmes à l’utilisateur, tout en offrant un rendement énergétique global voisin de 50%, soit le double de celui d’une motorisation thermique classique.
Reste à considérer la complexité et le coût de la chaîne Vaporeformage + Fuel-cell.
C’est également une voie en développement chez les constructeurs, notamment NISSAN.

- La voie D est citée pour mémoire, puisqu’elle est déjà exploitée, malgré son rendement global très faible.
Dans le futur, son extrême simplicité peut la faire préférer à tout autre solution sophistiquée, car la simplicité est en général associée à un bas coût. Tout dépendra du prix des biocarburants.
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S’il s’avère dans le futur que les problèmes induits par l’usage des batteries (Autonomie, Recharge, Poids, Prix) sont de vrais handicaps limitant la généralisation du véhicule électrique à batterie, l’Hydrogène et les Biocarburants associés à la pile à combustible deviennent alors non pas des solutions complémentaires, mais des technologies incontournables dès lors que le choix de la motorisation est l’électrique.
On peut par ailleurs penser que le moteur thermique, vu son rendement inférieur à 25%, aura du mal à conserver sa place dans un contexte de recherche de l'efficacité énergétique, et face à des solutions à l'Hydrogène offrant une efficacité énergétique double. Et ceci même en présence des biocarburants, qui utilisent le même cycle thermodynamique que le super ou le diesel pétroliers.
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Aujourd'hui les carburants fossiles dominent encore largement le secteur des transports.
La voiture électrique peine à trouver sa place et n'arrive à s'imposer qu'à condition d'emporter un moteur thermique en secours !!! (Voiture hybride).
Mais heureusement la part d'électricité renouvelable augmente régulièrement et, grâce à l'électrolyse, l'électricité "fatale" peut être valorisée sous forme d'Hydrogène non fossile, qui devient disponible pour le déploiement d'une nouvelle filière.
Le couple Hydrogène + Pile à combustible devient donc de facto un challenger sérieux des combustibles fossiles, puisqu'elle permet de faire d'une pierre non pas deux, mais six coups:
- Valoriser l'électricité "fatale" produite par l'éolien et le solaire en période de faible demande.
- Permettre à l'automobile de retrouver ses qualités d'autonomie.
- Annuler les émissions de CO2 fossile et de polluants liées aux moteurs thermiques désormais remisés au placard des antiquités.
- Fournir à l'industrie de l'Hydrogène pur et renouvelable, en remplacement de l'Hydrogène de synthèse aujourd'hui fabriqué à partir du pétrole.
- Réduire l'empreinte carbone du Gaz naturel fossile en injectant une part d'Hydrogène dans le réseau de distribution.
- Fournir une solution de stockage de masse de l'énergie grâce à la passerelle Electricité-Gaz (Electrolyse- Pile à combustible- Méthanation).

Ces avantages font de l'Hydrogène un produit d'avenir utile et attendu dans de nombreux secteurs. Son caractère incontournable apparaît de plus en plus évident.

Pour les transports, il n'est pas impossible que la manipulation et le stockage de l'Hydrogène sous très haute pression dans un véhicule, soient jugés inacceptables pour le grand public.
Dans ce cas, la solution C constitue un recours bienvenu, l'Hydrogène est alors fabriqué sur place dans le véhicule par vaporeformage de l'Ethanol qui, lui, peut être manipulé et transporté comme les carburants liquides actuels.
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Aujourd'hui les grands constructeurs ne peuvent négliger aucune de ces pistes, car le futur de l'Automobile reste confus en raison de sa dépendance à la survie du pétrole, à l'évolution des réglementations, à la taxe Carbone, aux progrès éventuels des batteries, à la rentabilité de la passerelle Electricité- Gaz, au coût des piles à combustible, des électrolyseurs, de la méthanisation, etc.
Il est donc nécessaire de travailler dans trois directions à la fois:
- Continuer à améliorer les rendements du moteur thermique, qui restera concurrentiel encore de longues années.
En effet, d'une part le faire-part de la disparition du pétrole n'est pas encore chez l'imprimeur, et d'autre part les biocarburants seront disponibles à court terme, ouvrant la voie aux véhicules flex-fuel qui peuvent devenir la norme pour la prochaine décennie (Ils sont déjà commercialisés).
Seul un prix dissuasif des biocarburants pourrait précipiter le déclin du moteur thermique.
- Développer des équipements nécessaires à l'utilisation de l'Hydrogène dans les voitures électriques:
Electrolyseur.
Méthanation.
Réservoirs sécurisés très haute pression.
Réseaux de distribution de l'Hydrogène.
Etc.
Afin d'acquérir le savoir-faire qui sera nécessaire quand (?) la filière Hydrogène sera opérationnelle et à un coût compétitif.
- Continuer à développer les modèles de type A (Batterie 30 - 60 kWh) ,
avec des versions hybrides, qui sont les seules pour le moment à permettre une autonomie convenable, en sachant que leur existence est menacée par les solutions à l'Hydrogène dans le futur ( 2025 ? 2030 ?).
La prédominance de l'une ou l'autre solution dépendra de l'évolution des coûts de fabrication, et des prix à la pompe des biocarburants et de l'Hydrogène.
Ces derniers prix seront bien sûrs fortement impactés par les taxations spécifiques qui ne manqueront pas d'être appliquées pour soutenir telle ou telle politique énergétique.
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Voilà une révolution énergétique qui ne manquera pas de créer de nombreux emplois dans les bureaux d'études, et d'attrister les actionnaires qui devront mettre la main à la poche pour financer tout cela.

Sans parler de la perplexité des futurs acheteurs, qui auront bien du mal à faire leur choix parmi la profusion de "bonnes affaires" qui leur seront proposées.
Ceci n'est pas un plaidoyer en faveur de la location, quoique…
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17 juin 2016 5 17 /06 /juin /2016 18:56

17 Juin 2016
L’énergie est le fluide qui insuffle la vie dans le corps économique, et donc social.
Il suffit de regarder le réseau qui irrigue les principaux organes pour comprendre que l’on ne joue pas impunément avec une organisation aussi complexe sans risquer la thrombose ou l’hémorragie.
Pour des raisons géologiques, la France a été jusqu’à présent contrainte de vivre sous perfusion. Les réseaux eux-mêmes existent et sont gérés convenablement, mais le fluide vital doit être importé de différentes sources hors de notre contrôle, avec tous les risques d’interruption liés à l’occurrence d’évènements géopolitiques sur lesquels nous n’avons aucune prise.
Pouvoir débrancher les tuyaux et quitter enfin l’hôpital est le souhait de tout malade assisté.
C’est pourquoi la recherche de l’indépendance énergétique doit rester le « Fil rouge » de toute bonne politique de long terme.
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Le fluide vital qui nous maintient en vie est encore aujourd’hui un mélange composé essentiellement de pétrole, de Gaz naturel, de charbon, et d’Uranium, lesquels doivent être approvisionnés dans différents endroits de la Planète, au prix de certains compromis politiques, voire humanitaires, pas vraiment dans le droit-fil de la stratégie d’indépendance ni de la démocratie.
D’autres raisons motivent la recherche d’une solution à ce problème qui plombe notre avenir:
Les sources d’hydrocarbures sont vouées au tarissement, de par leur nature même de produits organiques fossilisés, l’échéance étant d’autant plus proche que la demande planétaire croît avec la banalisation d’un progrès technologique très énergivore.
D’autre part, la mise en évidence de leur influence néfaste sur le climat de la Planète impose de modérer drastiquement leur emploi afin de ralentir le taux de croissance du dioxyde de Carbone dans l’Atmosphère.
Pour toutes ces raisons il a été décidé de remplacer progressivement le fluide vital énergétique actuel par un autre mélange ne contenant que des produits renouvelables et neutres par rapport aux émission de CO2.
Cette notion de progressivité implique la coexistence des deux systèmes pendant une période dont la durée ne sera pas inférieure à un siècle, tant sont variés et considérables les changements qu’il nous faudra introduire dans les structures des nouveaux outils de production, des technologies liées aux nouvelles manières d’utiliser l’énergie, de l’aménagement du territoire, et de nos propres habitudes.
Tous ces changements devront s’imposer dans le respect des règles du marché, et notamment de la concurrence des produits pétroliers qui continueront d’être disponibles malgré les tentatives de mise à l’écart au moyen de taxes spécifiques dont l’efficacité reste à démontrer.
Pour la France, il va de soi que le planning de la transition sera décalé à proportion du retard de la décision de retrait du nucléaire.
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Le diagramme suivant donne une idée des réseaux énergétique de l’inter-règne.

« Power to Gas », le couteau suisse de la transition énergétique ?

Les trois sous-réseaux principaux seront conservés:
- Combustible liquides.
- Combustibles gazeux.
- Electricité.
Avec éventuellement un quatrième réseau qui sera un réseau de distribution de chaleur, aujourd’hui limité aux structures locales.
Pour pallier le risque d’une rupture temporaire d’approvisionnement en hydrocarbures, il a été décidé depuis longtemps, sous l’égide de L’Agence Internationale de l’Energie, que chaque Etat membre doit constituer des stocks énergétiques correspondant à environ trois mois de consommation.
Pour cette raison la France dispose d’importantes capacités de stockage de combustibles liquides et de Gaz naturel.
Il n’existe pas de capacités de stockage d’électricité, pour deux raisons:
La première raison tient à l’absence d’une solution technologique de stockage de masse.
(Les batteries, l’air comprimé, les volants d’inertie, et même les STEP, ne sont pas des stockages de masse).
La seconde raison est que l’électricité est produite (Jusqu’à présent) par des centrales thermiques ou nucléaires, qui sont alimentées par des combustibles liquides ou gazeux qui disposent de capacités de stockage, le stockage du combustible nucléaire étant constitué par celui qui est dans les cuves des réacteurs (Cycle de 18 mois) et celui qui est déjà en cours de « fabrication » sur le territoire.
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Les Biocarburants liquides et le Biogaz de méthanisation pourront sans inconvénient être utilisés dans les réseaux existant pour les combustibles liquides et gazeux.
Les biocarburants sont déjà distribués en stations services, et le bio Méthane est déjà injecté dans le réseau.
Les mêmes capacités de stockage restent donc disponibles pour une transition énergétique en douceur, pour ce type de produits.
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Par contre, l’électricité produite à partir des sources renouvelables qui sont le Soleil, le vent, et l’eau, est par nature irrégulière et difficilement prévisible, car soumise aux aléas météorologiques avec une périodicité qui peut être horaire, journalière, saisonnière, voire annuelle pour l’hydraulique, conduisant à des fluctuations locales considérables de la production.
Ces sources seraient inutilisables en réseau national sans quelques précautions indispensables:
D’une part la mise sur pied d’un solide service de prévisions météo travaillant sur un maillage très fin à l’échelle du km2, permettant d’anticiper les fluctuations de production afin de tenter de les compenser partiellement.
D’autre part, la mise en place de capacités de stockage de première intention capables d’intervenir très rapidement, à l’échelle de la minute, pour compenser les fluctuations de courte durée à l’échelle de l’heure. Il s’agit essentiellement des stations de pompage-turbinage, et éventuellement des batteries, ou de volants d’inertie, dès lors que la rapidité de mise en œuvre compte plus que la capacité.
Enfin, développer des moyens de stockage de masse basés sur des procédés également réversibles permettant d’utiliser les capacités de stockage existantes pour les combustibles liquides et/ou gazeux.
Ces moyens permettront d’une part de valoriser l’énergie « fatale » produite en excès en période de faible demande, et d’autre part, grâce à la réversibilité, de restituer une partie de l’électricité avec un rendement acceptable et en grande quantité.
Le procédé actuellement en faveur est la filière « Power-to-gas ».
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Puisqu’on ne sait pas stocker l’électricité en grande quantité, il « suffit » de la transformer en un Gaz qui sera stockable, et dont la molécule transportera l’énergie sous forme de l’énergie de liaison des atomes qui la constituent. On essaie évidemment de perdre le moins d’énergie possible lors d’une telle transformation, afin de conserver un bon rendement.
La première étape du procédé « Power-to-Gas » (P2G) est l’électrolyse. C’est une technologie déjà largement utilisée dans l’Industrie et pour laquelle le savoir-faire existe et ne pose pas de problème particulier.
Pour une fois on économisera des frais d’études, de recherche et de développement.
Le rendement énergétique des électrolyseurs modernes atteint 80% voire plus.
(Le CEA-Liten a développé un électrolyseur dont le rendement est annoncé pour 90%).
L’électrolyse produit le l’oxygène et de l’Hydrogène, deux gaz dont l’Industrie est très demandeuse. Aujourd’hui l’Hydrogène est produit par des procédés chimiques et est distribué par un réseau spécialisé.
L’Hydrogène « Electrique » peut être utilisé en tant que tel, c’est un excellent combustible, très énergétique, mais difficile à transporter et à utiliser en raison d’une part des faibles dimensions de la molécule qui lui permettent de s’insinuer dans la moindre fissure et donc de causer des fuites dans des installations « classiques », et d’autre part de son haut pouvoir d’inflammation.
Il existe néanmoins une « Filière Hydrogène » qui ambitionne de populariser ce produit en le rendant plus sûr et plus facile à gérer. On peut alimenter des moteurs et des turbines à gaz avec de l’Hydrogène.
L’existence des piles à Hydrogène autorise l’alimentation des véhicules électriques, certains sont déjà sur nos routes (Voit Toyota MIRAI).
L’Hydrogène peut être transporté comprimé en bouteilles, ou stocké dans des structures solides (Voir McPhy industry).
Il existe même un vélo électrique utilisant cette technologie.
On peut également utiliser l’Hydrogène dans une turbine à gaz pour actionner un alternateur.
Mais n’oublions pas que le but de l’opération était de stocker l’énergie ainsi transformée en gaz.
L’Hydrogène peut être injecté dans le réseau de distribution du Gaz naturel, dans des proportions de 10 à 20% (Hythane), ce qui constitue un moyen de stockage important, une valorisation de l’électricité « fatale », et une réduction du taux d’émissions de CO2 fossile du gaz.
( Voir le programme GRHYD).
Lorsque c’est nécessaire l’électricité peut être « reconstituée » grâce à une pile à Hydrogène, il en existe aujourd’hui pour les fortes puissances, avec des rendements significatifs qui dépassent 60%.
Mais pour pouvoir disposer de toutes les possibilités de stockage actuelles du Gaz naturel, le mieux est encore de transformer l’Hydrogène en Méthane CH4. On peut alors l’injecter dans le réseau sans précaution particulière et sans nouvelles infrastructures.
La transformation d’Hydrogène en Méthane ne pose pas de problème de fond. La réaction est connue depuis plus d’un siècle. Elle consiste à faire réagir l’Hydrogène avec du dioxyde de carbone en présence d’un catalyseur. C’est une réaction exothermique, la chaleur dégagée peut être valorisée dans un réseau de chaleur.
Le problème est « Où trouver le CO2 pour alimenter la réaction ? »
La captation et le transport du CO2 sont un problème en eux-mêmes, à la fois onéreux et coûteux en rendement. Mais ce coût pourra être amorti en crédit-carbone.
Si la théorie du « Power to gas » est séduisante, sa réalisation ne sera donc pas immédiate, surtout si le marché entretient la concurrence avec les fossiles qui continueront d’exister…
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Si ces beaux projets se réalisent, quels seront les changements ?
Le réseau des énergies ne sera pas très différent du réseau actuel.
- Il y aura toujours des centrales thermiques, qui utiliseront des biocombustibles, de l’Hydrogène, ou du Biogaz, voire même de la biomasse.
- Il y aura toujours de grandes capacités de stockage de Gaz et de combustibles liquides car il y en aura encore à stocker, mêmes si ce ne sont plus les mêmes.
- Il y aura toujours des stations de pompage-turbinage, mais plus grandes et en plus grand nombre.
- Les barrages de lacs et/ou les barrages éclusés seront modernisés et certains transformés en STEP.
- les réseaux de chaleur, aujourd’hui peu répandus, seront déployés partout où de la chaleur est récupérable.
La grande nouveauté sera l’établissement d’un pont bidirectionnel entre le réseau électrique et le réseau du Gaz. Les deux réseaux auront alors nécessairement une gestion commune.
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Une nouveauté, peu visible sur le terrain, mais très importante par les moyens nécessaires, sera l’interconnexion des réseaux nationaux en un grand réseau européen synchrone, permettant un grand niveau de mise en commun des ressources.
Des échanges transfrontaliers existent déjà. Il s’agit d’augmenter considérablement les capacités en puissance et de les étendre au-delà des frontières immédiates grâce à les liaisons sous-marines en courant continu THT.
On connaît déjà le rôle important que joueront des pays comme la Norvège, la Suède, la Suisse, pour l’hydraulique, et d’autres pays pour l’éolien ou le solaire. Ces échanges permettront de mieux maîtriser les problèmes d’intermittence grâce à la répartition aléatoire des aléas climatiques.
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Et combien tout cela va-t-il coûter ?
Evidemment extrêmement cher, si l’on y ajoute le coût du démantèlement des 59 réacteurs nucléaires et le stockage des déchets radioactifs, dépenses improductives s’il en est.
Mais la vraie question n’est-elle pas:
« Avons-nous vraiment le choix ? »

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10 juin 2016 5 10 /06 /juin /2016 10:05

10 Juin 2016
Le réseau électrique Européen interconnecté synchrone fonctionne sur le principe de l’adaptation de la production à la demande.
(Il en est ainsi aujourd’hui, mais demain il sera probablement nécessaire d’introduire un certain niveau de contrôle de la demande).
La puissance fournie par le réseau à un moment donné doit donc être modulable pour s’adapter à la demande du moment.
En plus de cette capacité de modulation, il est impératif de disposer d’une réserve de puissance active permettant de faire face à la défaillance d’une ou plusieurs sources d’énergie.
Cette réserve permet de mettre en œuvre les mécanismes d’ajustement.
Le graphique suivant, publié par la CRE, montre le principe de ce mécanisme. Trois groupes de réserves de puissance active sont successivement mis en œuvre.

Les STEP : Que d’eau, que d’eau…

On demande à la réserve primaire d’intervenir très rapidement, en termes de secondes ou de minutes. Par contre son intervention sera de courte durée, le temps de passer le relais à la réserve secondaire dont le rôle est de rétablir la fréquence à sa valeur nominale.
La réserve tertiaire doit être en mesure d’intervenir sur la durée.
Tout cela est parfaitement règlementé:
Voici un extrait de la règlementation sur le dimensionnement des réserves:
(CRE)
« La réserve primaire.

La constitution de la réserve primaire est assurée par l’ensemble des producteurs européens interconnectés aux réseaux de transport de la plaque continentale européenne synchrone.
Pour dimensionner cette réserve, on considère qu’elle doit pouvoir répondre à la perte simultanée des deux plus gros groupes de production présents sur cette plaque, soit une puissance de 3000 MW.
(Le système français contribue à hauteur d’environ 600 MW : tous les nouveaux groupes de production de plus de 40 MW et tous les anciens groupes de production de plus de 120 MW connectés au réseau de transport français ont l’obligation de réserver une partie de leur puissance pour la réserve primaire).

La réserve secondaire

Tous les producteurs de la zone France possédant des groupes de production de plus de 120 MW ont l’obligation d’affecter une partie de leur puissance à la réserve secondaire. Cette dernière est comprise entre 500 MW et 1000 MW, selon la plage horaire et la période de l’année. De fait, elle peut ne pas être suffisante pour compenser toutes les perturbations, comme par exemple la perte du plus gros groupe couplé (1500 MW). Dans ce cas, la réserve primaire reste entamée - voire intégralement utilisée - et la réserve secondaire est épuisée : il faut donc mobiliser la réserve tertiaire.

La réserve tertiaire ou mécanisme d’ajustement.

Tous les producteurs et consommateurs français, ainsi que certains acteurs étrangers peuvent, à condition de disposer de 10 MW, participer au mécanisme d’ajustement. Les modalités de participation au mécanisme d’ajustement sont définies dans les règles relatives à la programmation, au mécanisme d’ajustement et au recouvrement des charges . »

Fin de citation.
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Panique à bord.
A force de planter des éoliennes partout on avait fini par oublier qu’avant de débloquer les ailes du moulin à vent, le meunier doit s’assurer que l’on a mis un sac sous la trémie pour stocker la farine.
Nous avons ainsi beaucoup d’éoliennes, qui fournissent parfois beaucoup de farine, en sorte que l’on commence à manquer de sacs.
Le problème avec l’électricité, c’est qu’il faut des grands sacs, de très grands sacs.
Or, si l’on trouve sans difficulté des fabricants d’éoliennes, de toutes sortes et de toutes puissances, terrestres ou marines, flottantes ou ancrées au fond, par contre les fabricants de grands sacs sont extrêmement rares, voire inexistants.
Certes on trouve des petits sacs, à base de batteries, d’air comprimé, de volants d’inertie, mais aucun fabricant de grands sacs.
Or il y a urgence.
Le réseau électrique Européen étant une mécanique parfaitement réglée et sous contrôle, il n’est pas question d’y connecter des installations dont la production serait aléatoire et sporadique, sans prendre quelques précautions pour éviter le syndrome de l’éléphant dans le magasin de porcelaines.
La première précaution est déjà d’équiper ces nouvelles installations d’un système absorbeur de fluctuations. En électrotechnique on parle d’un filtre, qui utilise des condensateurs et des bobines de très forte valeur.
Lorsque les fréquences à filtrer sont vraiment très basses, les composants habituels (Condensateurs et bobines) ne suffisent plus et il faut recourir à un autre système basé sur l’électromécanique.
On l’utilise pour pomper de l’eau que l’on stocke dans des réservoirs situés en altitude, car on sait stocker de l’eau, il suffit de faire un trou. C’est le « stockage gravitaire ».
Système jadis utilisé par les Shadocks avec plus ou moins de bonheur, et remis au goût du jour grâce à des pompes électriques .
Nous appelons çà le pompage-turbinage, qui se pratique dans des STEP (Station de Transfert d’Energie par Pompage).
Il n’y a de nouveau que ce qui est oublié…

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L’Europe va donc devoir se couvrir de STEP.
Mais, si les STEP sont une solution « élégante » pour stocker l’électricité, elles sont aussi très encombrantes.
Les lois de la Physique étant incontournables, l’énergie potentielle d’une chute d’eau est toujours égale au produit de la masse d’eau par la hauteur de chute.
1 m3 d’eau, avec une hauteur de chute de 1 m, possède une énergie potentielle de 2,7 Wh, ce qui est fort peu.
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Quelle STEP, et pour quel usage ?
Considérons un cas concret, celui des six parcs éoliens offshore de la côte Atlantique, dont la construction est lancée et qui doivent commencer à produire du courant en 2018.
Avec une puissance nominale cumulée de 3000 MW, et un facteur de charge de 35%, la puissance moyenne délivrée sera de 1050 MW et la production annuelle d’énergie sera de 9 TWh, ce qui représente 1,8 % de la production nationale actuelle de courant, l’équivalent de la production d’un seul réacteur de Cattenom.
Pour une puissance moyenne d’environ 1000 MW, la puissance instantanée, qui dépend de la vitesse du vent, pourra varier entre des limites technologiques fixées par les seuils minimal et maximal du vent supportable par les machines.
Entre ces deux seuils, et selon les caractéristiques météorologiques régionales, des relevés locaux de mesures sur de longues périodes permettent d’établir les courbes de probabilités d’écart de vitesse de vent par rapport à une vitesse moyenne.
Ces courbes permettent d’obtenir une prédiction de l’évolution de la production en fonction des prévisions météorologiques.
Les données de prévision sont affinées par le retour d’expérience.
(Cette science, qui nécessite une approche stochastique, doit beaucoup à la météorologie, laquelle ne doit pas être confondue avec les pratiques de Madame Irma, quoique…).
Compte tenu du caractère aléatoire des vents, il paraît raisonnable d’envisager de stocker de l’électricité pour suppléer aux faiblesses sporadiques des éoliennes.
Il est logique de disposer ces installations à proximité des lieux de production d’électricité.
(Ceci pour éviter de faire transiter inutilement sur le réseau de grande quantités d’énergie entre les lieux de production et les lieux de stockage).
Un stock représentant 24 h de production moyenne du parc devrait suffire dans un premier temps. Bien sûr on préfèrerait davantage, mais vous allez voir que l’affaire est assez énorme.
La puissance moyenne étant de 1000 MW, la réserve pour 24 h sera donc de 24 GWh.
C’est déjà une quantité respectable.
Les falaises de la côte Normande et/ou Bretonne se prêtent à la construction d’une ou plusieurs STEP marine(s), dont le réservoir inférieur sera l’Océan lui-même ( Quelle économie !).
Une hauteur de chute de 80 m est possible dans ces contrées.
Le volume d’eau nécessaire sera donc de 110 Millions de m3.
(Sachant que 1 m3 d’eau à 1 m de hauteur donne 2,7 Wh, etc…).
Si l’on adopte une profondeur « utile » de 10 m, la superficie du réservoir nécessaire sera de 11 km2, soit un rectangle de 4 km x 3 km environ.
(1100 hectares tout de même, bonjour l’emprise foncière !).
Avec une turbine de 1000 MW, il sera donc possible de « remplacer » le parc durant 24 h.
Dans la réalité on répartira le stock en plusieurs STEP de superficies plus réduites et avec des turbines moins puissantes.
Par exemple une dizaine de STEP de chacune 11 Millions de m3, que les Bretons et les Normands vont adorer…
(Les côtes charentaises ne se prêtent pas à ce genre de sport ).
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On trouvera une étude très détaillée d’un projet de STEP marine sur les falaises de la côte normande, sur le site suivant:
http://hmf.enseeiht.fr/travaux/bei/beiere/book/export/html/997
Un réservoir de 34 Millions de m3 permet de stocker 10 GWh. Il est présenté avec 4 turbines de 200 MW chacune.
Ya plus qu’à…attendre les sous et convaincre les habitants de l’intérêt d’un tel ouvrage.
(Lecture recommandé pour connaître tous les aspects du projet, techniques, règlementaire, environnementaux, écologiques, financiers, etc…).
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Pour le moment EDF procède à une remise à neuf de la STEP de Revin, qui est une STEP « pure » de 800 MW ( 4 turbines de 200 MW) située dans l’Est de la France (C’est la plus grosse du secteur).
Le réservoir supérieur contient un volume utile de 8,5 Millions de m3.
Avec une hauteur moyenne de chute de 232 m, il peut stocker 5,3 GWh.
Il pourra entrer en service dans un délai de deux minutes, et fonctionner environ 7 heures à pleine puissance, avant que le réservoir ne soit vide.
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Un bonne partie des investissements dans les renouvelables sera consacrée à la construction de tels ouvrages dont nous n’avons pas fini d’entendre parler dans les gazettes, à la rubrique défense de l’environnement, protection des sites touristiques et des espèces en voie de disparition.
Bien sûr ces dépenses impacteront le coût des énergies renouvelables…
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Les STEP : Que d’eau, que d’eau…
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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.
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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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