Le blog de doc zaius

12 Avril 2018

EDF fabrique (encore) l'essentiel de notre électricité, grâce au nucléaire, mais la part des concurrents est en augmentation, surtout dans les domaines hors nucléaire évidemment.

RTE ( Réseau de Transport d’Electricité ), achemine cette électricité grâce au réseau haute et moyenne tension.

ENEDIS se charge ensuite de la distribuer aux clients non directement alimentés par RTE.

En 2016 ( et en 2017) la production totale injectée sur le réseau s’est élevée à environ 530 TWh, dont la ventilation est donnée dans le tableau suivant:

ENEDIS, qui connaît bien nos habitudes électriques pour en être le dispensateur et le comptable exclusif, pour le compte de EDF, ENGIE, Direct Energie, et tout les autres fournisseurs alternatifs*, nous communique le bilan de nos dépenses en KWh.

*A part les ELD (Entreprises Locales de Distribution) qui ont en charge environ 5% du business.

(RTE et ENEDIS sont des filiales à 100% de EDF, lequel à été privatisé, mais dont l'actionnaire très majoritaire est l'Etat.

On notera que ENEDIS, filiale à 100% de EDF, gère également la distribution de l’électricité vendue par les concurrents de la dite EDF.

(Oui, c'est un peu compliqué, mais en France on adore les usines à gaz…

Il suffit de regarder la SNCF pour s’en convaincre).

Environ 25 fournisseurs se partagent le gâteau électrique, EDF étant encore de très loin le plus important.

25 fournisseurs, c’est peut-être beaucoup, mais la guerre économique se chargera d’en faire disparaître les trois quart.

La part de gâteau des concurrents de EDF demeure encore très petite, mais elle ne demande qu'à croître.

Cette croissance deviendra explosive à mesure du retrait du nucléaire, ce retrait créant un appel d'air favorable aux appétits des investisseurs, l'énergie du futur étant LA poule aux œufs d'or.

Notamment le secteur du stockage de l'énergie, ce qui explique les demandes pressantes d'ouverture à la concurrence de la gestion des grandes installations hydrauliques jusqu'à présent chasse gardée de EDF.

Laquelle EDF traîne les pieds et voudrait bien continuer à exploiter les installations qu’elle a elle-même édifiées.

Ce qui au demeurant ne manque pas de bon sens…

C'est d'ailleurs la raison pour laquelle aucune nouvelle STEP importante n'a été mise en chantier ces dernières années, EDF n'étant pas partant pour investir dans des installations qui seraient exploitées pas ses concurrents !

Eh oui, dans le domaine du KWh la vie n'est plus un long fleuve tranquille.

Cette guerre de tranchées se gagnera sur les énergies renouvelables, ce que EDF a très bien compris, et ce qui motive, entre autres, son ardeur à colmater les brèches de son rempart nucléaire qui jusqu'à présent maintient l'ennemi hors les murs de la citadelle.

Mais les meilleures citadelles finissent par tomber.

Même si lorsqu’une brèche pratiquée dans la muraille (Fessenheim) est vite colmatée (Flamanville).

Comme il faut toujours garder plusieurs fers au feu, EDF développe une activité importante dans les renouvelables, et vient de démarrer un vaste programme de lancement de projets de stockage de l'énergie, car tout ce beau monde a compris que la clé du marché futur de l'énergie électrique, c'est le stockage.

(Pour la production il "suffit" de planter des éoliennes et de poser des panneaux, mais le stockage est une autre paire de manches).

Ce programme restera dans les cartons tant que ne sera pas réglé le problème de l'ouverture à la concurrence de la gestion de ces installations.

Mais ne nous égarons pas.

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ENEDIS et les ELD gèrent environ 390 TWh d'énergie électrique, le reste étant consommé par des clients de la Grande Industrie directement alimentés par RTE ( environ 85 TWh), et des pertes en ligne.

Ces 390 TWh sont ainsi répartis:

150 pour le résidentiel.

240 pour les autres.

Ces "autres" englobent toutes les consommations électriques des activités du pays hors la Grande Industrie et le Résidentiel.

On y trouve pêle-mêle, liste non exhaustive:

- Les activités artisanales.

- Les PME et PMI (non directement alimentés par RTE).

- Les activités commerciales.

- Les activités de service à la personne.

- Le secteur non marchand: Administrations, Santé, Education, Enseignement, Défense, Forces de l'Ordre, Justice, Sécurité Sociale, Organisation du territoire, etc.

- Le secteur du bâtiment.

- Le secteur des transports.

- L'Agriculture et la pêche.

Etc, etc.

Les limites entre les catégories étant assez indéfinies pour créer une certaine confusion lorsqu'il s'agit de collationner les chiffres.

On tente parfois de définir un secteur dit "tertiaire", mais la définition en est tellement vague que son contenu varie selon l'origine des informations.C’est une sorte d’　«　auberge espagnole　».

Il y a le "tertiaire" selon l'INSEE, et puis chacun a le sien propre selon ses centres d'intérêt.

En fait cette tentative de saucissonnage est sans intérêt, sinon pour les statisticiens.

Nous nous intéressons ici au secteur résidentiel, le seul dont l'identification soit à peu près claire à partir des contrats de fourniture gérés par ENEDIS et les ELD, lesquels contrats précisent la destination des locaux desservis, et le type de raccordement ( <36 KVA).

(Evidemment, si un local déclaré comme habitation est clandestinement utilisé pour une activité commerciale ou artisanale, la statistique en sera faussée d'autant. Mais nous sommes convaincus qu’il s’agit d’un problème marginal…Hum…).

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Le tableau ci-dessous présente par région la consommation du secteur résidentiel, c’est-à-dire vous et moi dans nos habitations .

Ce tableau est plein d’enseignements:

D’une part, on constate que le secteur résidentiel n’est pas le plus gourmand en électricité, contrairement à une idée reçue.

En effet, RTE nous apprend ( premier tableau) par ailleurs que le pays dans son ensemble consomme une quantité d’électricité (énergie dite finale) de 475 TWh bon an mal an, après déduction des pertes en lignes et dans les transformateurs, et de l’électricité exportée.

Les 151 TWh du secteur résidentiel ne représentent donc que 31,4 % du total, soit moins du tiers.

Le reste (près de 70%) est consommé par tout les autres secteurs d’activité qui sont le fameux «　tertiaire　», les infrastructures territoriales, les établissements publics, la «　petite　» industrie, l’artisanat, les PME, les PMI, le bâtiment, les transports, l’agriculture, et la «　Grande Industrie　» qui est alimentée directement par RTE, sans passer par ENEDIS (voir plus haut).

En effet, le secteur de la Grande Industrie n’est pas desservi par ENEDIS, mais directement par RTE qui traite avec le CURTE ( Comité des clients Utilisateurs du Réseau de Transport d’Electricité).

Ce comité regroupe les entreprises ayant des besoins importants d’énergie électrique, et selon des cahiers des charges très rigoureux.

Le CURTE a été créé en 2002 pour répondre à une demande de ces industriels.

258 entreprises constituent le CURTE; certaines d’entre elles contribuent au NEBEF ( Notifications d’Echanges de Blocs d’Effacement), dont les règles ont été validées en 2014 par la CRE (Commission de Régulation de l’Energie), suite à la Loi Brottes de 2013.

Le marché des blocs d’effacement est constitutif du système de régulation du réseau pour répondre aux fluctuations de la demande.

(C’est une sorte de système EJP, Effacement Jours de Pointe, mais à l’échelle de l’Industrie et donc pour des puissances très élevées).

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Le secteur dit «　résidentiel　» comprend 31,56 Millions d’abonnés, la consommation moyenne par abonné étant de 13 KWh par jour.

Ces 13 KWh sont utilisés en fait pour faire tourner une grande partie de l’économie, celle de la fabrication et de la distribution du matériel électrodomestique, et de toutes les applications et services qui s’y rattachent, ce qui fait beaucoup de monde…

Radiateurs de chauffage, pompes de circulation de chaudières, chauffe-eau, ventilation , lave-linge, sèche-linge, lave vaisselle, aspirateur, éclairages, fours, micro ondes, extracteurs de fumées, fers à repasser, téléviseurs, ordinateurs, box diverses, appareils audiovisuels, recharges de ceci et de cela, climatisations, vidéo surveillance, plus quelques piscines à chauffer, des pompes à faire tourner, etc.

Le tout donc pour moins de 2 euro par jour en moyenne, soit le prix d’une baguette et demi de pain, ou 1,3 litre de super, chacun appréciera en fonction des ses propres choix.

Un coût globalement convenable, sauf évidemment pour celui ou celle qui ne peut se payer ni l’un ni l’autre.

Les tarifs sociaux, ou le chèque énergie, sont censés réparer cette injustice.

La France pratique l’un des tarifs d’électricité parmi les plus faibles d’Europe.

La transition énergétique risque de changer tout cela, par l’entremise de la CSPE.

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Sur ces 13 KWh journaliers moyens, une part importante peut être attribuée au chauffage de l’eau sanitaire (Cumulus) et au chauffage électrique des logements, de base ou d’appoint.

(Par exemple il faut 7 KWh pour chauffer 100 L d’eau de 10 à 70 °C ).

Si l’électricité n’était utilisée que pour les applications strictement spécifiques, la consommation moyenne du secteur pourrait être aisément divisée par deux ou par trois.

Ce qui justifie la campagne en faveur des chauffe-eau solaires, et de l’utilisation du Gaz et de la bio masse pour le chauffage des bâtiments, en association avec une l’isolation thermique efficace des logements.

Par ailleurs les pouvoirs publics soutiennent le développement de la cogénération et des réseaux de chaleur, de l’exploitation de la géothermie, et l’emploi des pompes à chaleur lorsque les conditions sont favorables à un COP avantageux.

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D’autre part, ce même tableau nous apprend que la consommation des particuliers est relativement homogène, les écarts entre régions ne dépassent pas +/- 15% autour de la valeur moyenne nationale, alors qu’on aurait pu s’attendre à des écarts beaucoup plus importants entre régions froides et régions tempérées, à cause du chauffage électrique qui est réputé très énergivore.

Par exemple la consommation moyenne est la même en région Grand-Est et en région PACA, dont les climats sont très différents.

On pourrait expliquer cette «　anomalie　» par le fait que le chauffage électrique est peu utilisé dans les régions froides, et que les logements y sont en général mieux isolés, alors qu’ailleurs on n’hésite pas à brancher un ou des radiateurs d’appoint dans des logements mal isolés…

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Enfin, nous consommons aujourd’hui 13 KWh/jour en moyenne, mais demain, si comme on nous le promet nous roulons tous en voiture électrique, notre consommation augmentera sensiblement car il faudra recharger la batterie de là ou des voitures du ménage.

(Le kilométrage annuel moyen étant de 12 000 Km, il faut donc environ 6 KWh par jour pour recharger partiellement la batterie).

Dans le PPE (Plan de Programmation de l’Energie), on considère implicitement que les économies dont nous parlons plus haut compenseront les surconsommations dues à la voiture électrique.

Acceptons-en l’augure…

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Cet état des choses est relativement stable depuis la crise de 2008, l’économie ayant beaucoup de mal à retrouver son second souffle.

Mais si, par hasard, il se produisait une relance durable de l’économie, la consommation électrique repartirait à la hausse, particulièrement dans le tertiaire, le bâtiment, et l’industrie.

D’autre part, l’électricité ne représente aujourd’hui «　que　» 25% de l’énergie finale consommée. Les 75 % restant sont obtenus à partir de produits pétroliers, dont l’emploi va devenir de plus en plus difficile à cause de la taxe Carbone et de la lutte contre la pollution.

Les bio carburants et le bio gaz ne suffiront pas au remplacement des produits fossiles.

Une partie des applications aujourd’hui «　énergisées　» par les fossiles devra basculer sur l’électricité, dont la part de 25% pourrait bien passer à 35 ou 40% !

La voiture électrique n’est que le premier exemple de ce basculement, qui pourrait être suivi par beaucoup d’autres.

Mais qui refuserait d’échanger 3% de croissance du PIB contre 3% d’augmentation de la consommation électrique ?

Un mal pour un bien…

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Le vrai marché de l’automobile.

26 Mars 2018

Le parc automobile français est composé d’environ 38 Millions de véhicules, dont 32 Millions de voitures particulières, et 6 Millions de véhicules utilitaires «　légers　» de moins de 5 Tonnes (VUL), hors transport de marchandises > 5T et transport en commun.

L'âge moyen des voitures est de 8 à 9 ans, en augmentation faible mais régulière.

Cette augmentation traduit la baisse de pouvoir d’achat d’une grande partie de la population, mais aussi l’incertitude quand à l’évolution du marché, la réglementation, la technologie,…Et aussi l’amélioration de la fiabilité, reconnaissons-le.

A ces causes conjoncturelles il faut ajouter une cause structurelle qui est l’augmentation du nombre des ménages, liée à l’accroissement de la population.

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Chaque année, ce parc accueille plus ou moins 2 Millions de voitures neuves, et en envoie sensiblement autant à la casse (ou ailleurs…).

Si l’on considère que l’âge moyen de revente d’un véhicule acheté neuf est de 5 ans, on peut grossièrement répartir le parc en deux groupes:

Les véhicules de première main, environ 10 Millions.

Les véhicules d’occasion, soit 28 Millions.

Plus de 73% du parc roulant est donc constitué de véhicules d’occasion, Le marché de l’automobile, du point de vue des clients, est donc principalement un marché de seconde main.

Et il est appelé à le rester encore longtemps, puisqu’il est indexé sur le pouvoir d’achat des français, lequel se dégrade comme chacun sait.

L’expérience récente a cependant montré que la mise à la casse prématurée de voitures encore en état de marche entraîne automatiquement une augmentation des ventes de voitures neuves, (+4,7% en 2017).

Mais l’exploitation de ce «　filon　» a des limites, qui sont celles des ressources financières des acheteurs.

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Actuellement, les véhicules à moteurs thermiques représentent 99,7% du parc roulant.

Les véhicules électriques EV, HEV, et PHEV, ne représentent encore que 0,3% du parc, environ 100 000 véhicules.

Sur 2 100 000 voitures neuves achetées en 2017, seulement 1,2% étaient électriques.

Après plus de cinq années de promotion soutenue assistée d’une prime à l’achat, la faiblesse de ce taux de pénétration du marché témoigne de l’accumulation des difficultés rencontrées:

- Marché déjà occupé par une technologie familière ayant largement fait ses preuves et donnant toutes satisfactions.

-Absence de réelles incitations à remplacer la technologie existante thermique par la technologie électrique:

La taxe carbone est inexistante, les tentatives de limitation de circulation des véhicules polluants ont toutes échoué ( Pastille verte, Zapa…), de même que les punitions financières ( malus) et l’on constate toujours un grand laxisme vis-à-vis des véhicules neufs thermiques dont les taux de pollution réels dépassent très largement les limites fixées, dans la plus complète impunité.

- Comme pour toute technologie nouvelle innovante, les coûts de production des VE sont très supérieurs à ceux de la technologie établie depuis un siècle, surtout à cause des batteries.

- Les prestations ne sont pas équivalentes à celles de la technologie existante, particulièrement l’autonomie, dont l’insuffisance notoire interdit les longs parcours.

Difficile de remplacer un produit qui marche bien par un autre plus cher et moins performant…

- Les infrastructures de recharge rapide des batteries sont inexistantes, ou insuffisantes pour satisfaire les besoins du trafic.

- La technologie PHEV (hybride rechargeable), offrant un compromis satisfaisant, est trop coûteuse pour satisfaire le marché de la voiture de moyen de gamme.

- Le coût de remplacement des batteries est exorbitant, donc dissuasif.

- La revente d’un véhicule électrique est problématique.

- Etc.

Ces divers paramètres n’évoluant que très lentement, voire pas du tout, le taux de pénétration du véhicule électrique risque de rester encore longtemps au niveau bas de la courbe de Gompertz, région des coûts de production élevés.

L’encouragement des clients par une prime à l’achat conséquente ne correspond à aucun modèle économique et elle entraînera une charge budgétaire insupportable pour des quantités significatives.

(Son coût serait de trois Milliards d’euro pour 500 000 VE !!!)

Un marché créé artificiellement par un effet d’aubaine retombera comme un soufflé lorsque cet effet disparaîtra.

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Les voitures thermiques d’aujourd’hui sont l’aboutissement d’une technologie plus que centenaire, dont la fiabilité est d’un très haut niveau. Il est courant de mener une telle machine sur plusieurs centaines de milliers de Kms sans avoir nécessairement à effectuer des réparations fort coûteuses.

C’est grâce à ce haut niveau de qualité globale que s’est développé un marché florissant des véhicules d’occasion.

L’arrivée de la voiture électrique, la vraie, celle qui puise toute son énergie dans une grosse batterie, est une menace à la fois pour le marché de l’occasion et pour elle-même, puisque le marché du neuf s’appuie sur un marché de l’occasion porteur.

Cette menace est évidemment portée par la batterie.

Les constructeurs offrent en général une garantie spéciale de 5 à 7 ans sur ce composant.

En utilisation normale, les batteries au Lithium s’usent et perdent de leur capacité. Cette perte est variable selon les conditions d’utilisation, elle peut atteindre 20 à 30% au bout de quelques années.

Les fabricants de batteries évoquent une «　durée de vie　» d’une dizaine d’années en mobilité pour ce composant, mais prévoient la possibilité d’une seconde vie dans des applications de stockage stationnaire, sans que l’on puisse connaître les conditions financières de reprise car ce marché est aujourd’hui inexistant.

A partir de ces informations constructeurs, on peut déduire que, selon toutes probabilités, la batterie d’un véhicule électrique devra être remplacée dans un délai de 10 à 15 ans, sachant que le nombre de VE en circulation est encore beaucoup trop faible pour que l’on puisse disposer de statistiques fiables concernant ce point.

Les constructeurs communiquent très peu sur le coût du remplacement d’une telle batterie.

Cette discrétion est révélatrice d’un problème de fond: Il ne faut pas décourager le client, déjà méfiant, en rajoutant au problème d’autonomie la possibilité de voir son beau jouet transformé en un morceau de fer au bout de seulement quelques années, et dix ans c’est vite passé.

Car le coût de remplacement de la batterie est réellement exorbitant.

Ici et là (surtout là) on parle de plusieurs milliers d’euros HT pour le coût d’une batterie de 30 KWh, auxquels il faut ajouter le coût de main d’œuvre et la TVA.

Aucun acheteur avisé ne se risquera à acquérir en seconde main un véhicule électrique, sachant qu’il devra «　probablement　» remplacer la batterie dans 2, 3, ou 4 ans, et que cette opération doublera le prix de son achat.

Sauf si le vendeur accepte de déduire du prix demandé le montant de ce remplacement, ce dont on peut douter.

La transaction sera au mieux perdant-perdant, le montant du remplacement probable étant partagé entre vendeur et acheteur.

Par contre coup, beaucoup de clients potentiels pour l’achat d’un VE neuf reculerons devant la perspective de perdre une somme importante à la revente.

Bien sûr, le marché du VE est encore en phase de lancement, mais sa technologie très évolutive, surtout au niveau des batteries, risque de prolonger cette phase de lancement au-delà du raisonnable.

On ne crée par un marché de masse avec un produit qui sera frappé d’obsolescence au bout de trois ou quatre ans, sauf si ce produit est un objet jetable, comme un smart phone, ou si ses performances innovantes justifient la dépense, ce qui n’est pas le cas du VE.

Six ans après son lancement la voiture électrique est toujours plombée par le prix de sa batterie.

Certes, le prix du KWh d’électricité stockée est en diminution constante, comme tout produit industriel dont le marché s’élargit.

Mais, dans le même temps la capacité des batteries augmente, le seuil des 60 KWh va devenir la norme en 2020.

Cet accroissement de capacité compensera en grande partie la baisse du coût au KWh.

La batterie restera encore longtemps un composant onéreux en première monte, et encore plus en remplacement chez le garagiste.

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Pour tourner ce problème, certains constructeurs de VE proposent la batterie en location.

L’intérêt d’une telle solution dépend évidemment des clauses du contrat:

La nature du contrat, sa durée, le montant des mensualités, leur indexation, les révisions possibles, le caractère transmissible ou non lors d’une cession, ses modifications possibles, etc.

L’acheteur évaluera le coût de cette solution par rapport à la «　tranquillité　» procurée par un tel contrat, sachant que ce coût de la location sur dix ans est susceptible de dépasser le prix d’une batterie neuve à l’époque où le remplacement s’avèrera nécessaire.

Par exemple la location d’une batterie pour une Renault Zoe en usage moyen de 20 000 Km/an reviendra à plus de 14 000 euros sur dix ans à raison de 119 euros/mois.

De quoi réfléchir…

Une autre solution tout aussi valable serait la location non pas d’une batterie, ni même d’une voiture, mais d’un service de mobilité. Le bilan global pourrait être plus intéressant si des solutions innovantes sont proposées.

Ce service existe déjà bien sûr, il ne demande qu’à être popularisé et adapté aux besoins d’une population moyenne (Il est aujourd’hui plutôt utilisé par les entreprises).

La technologie la plus innovante ne pourra s’imposer que si elle est accompagnée des services qui justifient son emploi, surtout si elle est onéreuse et délicate.

Ce point est aujourd’hui le maillon faible de la mobilité électrique.

Aujourd’hui la voiture électrique est une (mauvaise) solution à une absence de problème.

Pour «　booster　» les ventes de VE il faut donc d’une part créer un problème, et d’autre part transformer la mauvaise solution en bonne solution pour ce problème particulier.

Mais on ne peut créer un problème que s’il existe une justification à la nouvelle contrainte créée.

Par exemple, pour orienter les acheteurs vers l’électrique, on aurait pu augmenter considérablement la taxe sur les carburants pétroliers .

Efficace, mais très impopulaire et surtout pas vraiment moralement justifié.

On a donc choisi de s’appuyer plutôt sur la lutte contre la pollution en agglomération, sujet très populaire s’il en est, dont la justification est évidente et dont personne ne contestera le bien fondé.

Au nom de la pureté de l’air des grandes métropoles, les véhicules à moteurs thermiques seront ainsi progressivement bannis de nos villes, et donc de partout à terme, ce qui nous laisse le choix d’aller à pied ou à vélo, ou d’acheter un véhicule zéro émission, c’est-à-dire électrique, qui devient la solution du problème.

(Nous n’évoquons pas les transports en commun, qui apparemment sont oubliés dans cette affaire de transition…).

Çà, c’est la théorie.

Car dans la pratique les choses ne sont pas aussi simples.

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Au rythme actuel de renouvellement du parc, il faudrait 16 ans* pour un passage total à l’électrique, auxquels il faudrait ajouter 5 à 10 ans pour atteindre le taux de pénétration nécessaire de 100% du marché.

(Aujourd’hui 1,2 %…).

*Le basculement sur l’électrique implique l’injection de deux millions de VE chaque année dans le parc roulant.

Nous parlons donc de l’horizon 2050.

Le bannissement des voitures thermiques ne pourrait donc être mis en œuvre que selon un calendrier complémentaire de celui des ventes de véhicules électriques, c’est-à-dire sur une vingtaine d’années.

Un bannissement brutal, sur seulement quelques années, engendrerait de graves désordres économiques et sociaux, en l’absence de solutions de transports collectifs de substitution.

Le rêve risque de se transformer en cauchemar si «　on　» tente de mettre la charrue avant les bœufs.

Il nous faudrait donc au moins deux décennies pour remplacer les carburants pétroliers.

Et rien ne nous assure que la solution sera électrique à batterie en fin de compte.

En effet, d’autres solutions sont possibles, dont la faisabilité a été démontrée, et dont l’industrialisation est en bonne voie.

La pile à Hydrogène équipe déjà certains véhicules, et le Bio GNV est déjà distribué dans certaines régions.

Ces solutions ont l’avantage d’apporter une réponse satisfaisante au problème de l’autonomie et donc des infrastructures de distribution.

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On a pu croire un moment que la voiture électrique à batterie allait résoudre en deux temps et trois mouvements les problèmes des émissions de CO2 et de gaz polluants.

Les réalités du terrain montrent que le véhicule électrique traîne avec lui quelques casseroles comme la faiblesse de l’autonomie, le poids et le coût de la batterie, le manque d’infrastructures de rechargement dignes de ce nom, etc.

Problèmes prévisibles, mais que l’on a choisi de glisser sous le tapis plutôt que de les prendre en compte.

Les constructeurs de VE persistent à revendiquer des autonomies parfaitement fantaisistes, ce qui constitue un déni de réalité.

Hier (et encore aujourd’hui) «　on　» nous faisait le coup des émissions de Nox quasi nulles, aujourd’hui «　ils　» recommencent avec les autonomies des VE…Sans parler des possibilités de charge rapide sur des bornes quasi inexistantes.

La clientèle ne supporte plus ce baratin de batteurs d’estrades, la méfiance s’installe, les carnets de chèques se referment.

Toujours est-il que la greffe électrique prend très difficilement, au point que l’on peut se demander s’il ne serait pas judicieux de chercher une solution de remplacement.

Et il n’est pas nécessaire de chercher bien loin:

Il existe une filière de production de Bio Méthane, dont les perspectives sont excellentes.

Ce gaz a vocation à se substituer au Méthane fossile dans les mêmes applications, et sera (est déjà) distribué dans le même réseau déjà existant, jusque chez les particuliers.

Sous l’appellation de Bio GNV (Gaz Naturel pour Véhicules) il est utilisé déjà de plus en plus dans des moteurs thermiques pour des transports collectifs.

Ces moteurs émettent beaucoup moins de gaz polluants, voire pas du tout, et le CO2 émis est neutre.

Trop facile peut-être ?

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Voiture électrique haut de gamme, esbroufe ou Arnaque ?
   
13 Mars 2018

Tesla fait des émules.
Impossible pour les concurrents prestigieux de ne pas proposer des modèles équivalents, au moins sur le catalogue, pour ramener vers eux les brebis égarées qui pourraient être attirées par le jeune loup américain .
JAGUAR , pour en citer un récent, nous a présenté le VE "I-PACE" dont la mission sera de rappeler qu'en Europe aussi on sait faire des voitures à piles.

Comme il fallait frapper fort, la marque a sorti l'artillerie, et a fait feu de tout bois. Rien ne vaut un bon électrochoc pour réveiller le client un peu endormi sur son confortable carnet de chèques.
400 CV avec deux moteurs, couple de 700 Nm, les 100 km/h atteints en 4 secondes, autonomie NEDC de 500 km, c'est désormais la recette de l'appât capable d'attirer infailliblement les gros poissons sur les lieux de pêche au gros chèque (plus de 80 000 euros tout de même).
C'est une cinq places, suréquipée évidemment, dont la vitesse max n'est pas indiquée par décence, probablement deux fois la vitesse maximale soi-disant "imposée" par le code de la route.
Le poids non plus n'est pas indiqué, peut-être aussi pour ménager la susceptibilité du client qui n'aimerait pas avoir à mener un char d'assaut.
( On parle de 2,2 tonnes avec le conducteur, à vérifier).
Tournons la première page de la brochure et voyons ce qui se cache derrière les quadrichromies sur papier glacé.

La batterie de 90 KWh et l'autonomie annoncée sont là pour promettre l'accès à l'autoroute, et  jouer dans la cour des grands.
Les 400 CV sont le hochet destiné aux grands enfants en mal de puissance. Starsky et Hutch ne sont jamais très loin.
(Il faut ratisser large).

Que peut-on faire avec "çà" ?

L'objectif est de montrer qu'une voiture électrique peut offrir les prestations d'une grosse berline de luxe à tendance sportive, et briser le plafond de verre des 500 Km d'autonomie.

L'objet est incontestablement une grosse berline de luxe, qui ne vise pas à concurrencer la Zoe, mais bien la Tesla S.
La tendance sportive est également là; les 400 CV, les deux moteurs, le 0 à 100 Km/h en 4 secondes, tout cela est vrai.
L'autonomie de 500 Km est également vérifiée, mais avec une nuance de taille, elle n'est obtenue que dans les conditions du cycle NEDC, qui sont très, très, très loin de la tendance sportive, et plutôt proche de la conduite d'une 2 CV Citroën.
On imagine très bien l'acheteur d'une voiture de haut de gamme affublée d'une motorisation de 400 CV, payée une somme inavouable, pratiquer l'éco conduite sur l'autoroute…

En fait, la tendance sportive ne peut se manifester que sur une durée très limitée, le temps d'impressionner le futur acheteur au cours de l'essai.
Dans la pratique le dépliant publicitaire "conseille" au conducteur d'adopter l'éco-conduite.
Le plafond de verre des 500 Km est encore très solide…
On ne peut pas tricher avec les lois de la physique.
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En effet, que peut-on obtenir d'une batterie de 90 TWh ?

Les batteries au Lithium actuelles se rechargent suivant le mode CC-CV, qui consiste à charger à courant constant (CC) élevé pour atteindre le plus rapidement possible environ 80% de la capacité nominale, puis de terminer à tension constante (CV) en réduisant progressivement le courant pour maintenir la tension des cellules sous la valeur critique de 4,2 V.
La phase CV peut être très longue, éventuellement plusieurs heures.
(Avec les batteries Li-Ion on ne plaisante pas avec la tension: en dessous de 2,5 V c'est la mort des éléments, et au-dessus de 4,2 V c'est aussi la mort, mais avec en plus l'emballement thermique et possiblement un incendie).
Sur la route, on cherche à raccourcir le temps d'occupation de la borne de charge, pour des raisons évidentes.
Sur une borne routière de charge rapide, la charge s'arrêtera donc lorsque la batterie aura atteint le niveau de 80% de sa capacité nominale.
(Une charge complète à 100% se pratiquera à la maison ou au bureau pendant la journée, certainement pas sur l'autoroute).

Le temps de charge @ 80% annoncé pour la Jaguar électrique est de 90 minutes sur une borne de 50 KW.
Ce qui correspond à un "semi-plein" de 70 KWh environ, en une heure et demi, ce qui est le maximum possible sur une borne de 50 KW.

Première remarque:
Un temps de chargement d'une heure et demi est évidemment inacceptable sur autoroute, à la limite de la plaisanterie.
On imagine mal un automobiliste mobiliser pendant 90 minutes une borne de charge alors que cinq ou six autres voitures attendent leur tour un jour de départ en vacances !!!
Par ailleurs, sur un long trajet, plusieurs arrêts d'une heure et demi pénaliseraient lourdement la durée du voyage !

C'est pourquoi les infrastructures modernes proposent aujourd'hui (sauf en France, à part Tesla) des bornes de 150 KW, voire même 250 KW sur certains tronçon routiers, en Europe du Nord.
Le temps de recharge est alors ramené à une valeur "décente" de l'ordre de vingt minutes, toujours à 80%.
Mais encore faut-il que la batterie soit conçue pour supporter ce régime car le courant de charge est bien sûr deux ou trois fois plus important.
Jaguar ne précise pas si la I Space supporte ce régime de charge rapide à 3 ou 4 C.
C'est pourtant un "must" pour ce type de véhicule haut de gamme, et c'est même un critère incontournable.

Pour fournir les 400 CV ( 295 KW) des moteurs, la batterie de 400 V doit délivrer un courant de 740 A !!
Ce qui correspond à un régime de décharge de 8 C, théoriquement compatible avec la recharge super-rapide sur des bornes de 250 KW.
Jaguar n'a pas communiqué sur cette possibilité.
(Il se pourrait aussi que la puissance de 400 CV soit  fournie par un super condensateur, ce qui limiterait encore plus la durée de ce coup de "boost").

Deuxième remarque:
Une batterie au Lithium ne doit pas être déchargée en dessous de 10% de sa capacité, afin de préserver son intégrité.
Comme les bornes routières ne chargent qu'à 80% de C, il reste donc une capacité réellement utilisable de 70%, soit 63 KWh pour une batterie de 90 KWh nominale.

Le problème de la voiture électrique, ce n'est pas la puissance, c'est l'autonomie.
A 130 Km/h la consommation sera au moins de 20 KWh/100 Km.
(Pas de récupération d'énergie au freinage sur autoroute).
Avec 63 KWh utilisables, l'autonomie sera donc d'environ 300 Km, et non pas 500 comme indiqué au catalogue.
Ce n'est plus de l'esbroufe, mais de l'arnaque.

Bien sûr, pour se couvrir contre les réflexions désobligeantes, voire même le procès d'un client hargneux, Jaguar précise (en petit caractères) que l'autonomie annoncée  "supérieure" à 500 kms est obtenue selon le cycle NEDC, qualifié abusivement de "nouveau", alors qu'il est officiellement abandonné au profit d'un autre plus réaliste.
(Il s'agit d'un abus de langage. NEDC signifie New European Driving Cycle; il était effectivement "new" à sa création, qui date de plusieurs dizaines d'années).
De plus il est bien précisé au client qu'il doit pratiquer l'éco conduite pour bénéficier de cette autonomie.
Mais ne soyez pas inquiets, on pourra en option vous monter un prolongateur d'autonomie, il y a de la place dans le coffre.

Pour parachever sa campagne de promotion, il ne reste plus à Jaguar qu'à expédier son prototype dans l'espace, il paraît que çà se fait…

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La STEP de Redenat, vers un remake de Sivens ?

15 Février 2018

Les énergies éolienne et solaire ne pourront participer efficacement au mix électrique qu’à la condition d’être adossées à d’importantes capacités de stockage d’électricité de faible constante de temps et de rendement élevé.
Ceci n’est évidemment pas une opinion, mais un impératif technologique non sujet à polémique, il n’est pas inutile de rappeler.
( Le vent, l’ensoleillement, et l’alternance jour/nuit,  ne sont toujours pas aux ordres du Gouvernement quel qu’il soit).

Le seul procédé répondant aujourd’hui au triple impératif de grande capacité potentielle de stockage, faible constante de temps et haut rendement (90%) est le stockage hydraulique réversible, ou STEP, Station de Transfert d’Energie par Pompage.

( Il existe bien sûr d’autres méthodes de stockage, soit d’électricité directement comme le stockage électrochimique, soit indirectement comme la filière « Power to gas » P2P , ou le gaz comprimé, le stockage inertiel, etc.
Mais aucune ne possède à la fois les trois qualités requises: Grosse capacité potentielle, faible constante de temps, et haut rendement).

EDF exploite un parc de STEP dont les six principales totalisent une puissance de 5 GW, utilisées aujourd’hui, conjointement avec les centrales thermiques et les centrales hydrauliques de barrages, éclusées ou au fil de l’eau,  pour répondre aux pointes de la demande des consommateurs en complément de la production nucléaire « de base ».
Il s’agit ici de compenser les fluctuations de la consommation, alors que dans le futur il faudra, en plus, compenser l’intermittence des renouvelables.
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Aujourd’hui, l’ensemble des installations éoliennes et solaires en France représentent une puissance installée de 20 GW environ.
La puissance réelle disponible est beaucoup plus faible à cause du mauvais facteur de charge, inhérent aux technologies éolienne et photovoltaïque.

En 2016 l’énergie produite par cet ensemble, et injectée dans le réseau a été de 30 TWh, ce qui correspond à une puissance moyenne de 3,4 GW, pour un facteur de charge de 17%.
Ce qui représente 5,7 % de la production totale d’électricité.
(Source RTE, « Panorama de l’Electricité renouvelable au 30 Juin 2017).

Ce « faible » niveau d’activité permet encore de gérer l’intermittence éolienne et solaire PV  avec les moyens existants Thermiques et Hydrauliques (Centrales de barrage, STEP pures et STEP mixtes).

Mais, du moins on l’espère, cette production éolienne et solaire ne va pas demeurer à ce niveau; elle est appelée à croître considérablement jusqu’à occuper une part de l’ordre de 50% dans le futur mix électrique, ce qui pourrait représenter près de 250 TWh à niveau constant de la demande intérieure.
(Les autres 50% étant censés être fournis par l’Hydraulique et le thermique à Biomasse puisque les fossiles et le nucléaire auront disparu, si nous avons bien suivi le film de la transition énergétique).
Tout ceci évidemment dans l’hypothèse où 100% de notre électricité serait produite par nous-mêmes, ce à quoi aucun Gouvernement ne s’est encore engagé.
(Ce sujet de l’indépendance énergétique, pourtant essentiel, n’est jamais sérieusement évoqué dans les débats).
Passer de 30 TWh à 250 TWh sera évidemment une performance, qui représente une croissance de 7% sur trente années, soit d’ici 2050.
Faisable, mais il serait temps de s’y mettre…

( titre de comparaison, l’éolien et le solaire PV en Allemagne ont fourni en 2016 une quantité d’énergie électrique de 120 TWh pour une puissance installée de 90 GW).
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A partir d’une part de 10 à 15% de la production électrique par l’éolien et le solaire,  les « moyens du bord » ne suffiront plus à compenser l’intermittence inhérente à ces nouvelles technologies.
D’autant plus que la production « de base » nucléaire sera en baisse selon les prévisions.

Il faudra alors impérativement construire des installations supplémentaires de stockage d’électricité.
Le stockage hydraulique est donc appelé à jouer un rôle très important.

Chez EDF on estime qu’il faudrait augmenter la puissance du parc de STEP de 1 à 2 GW pour gérer convenablement l’intermittence des renouvelables au niveau prévu pour 2030 dans le programme de la Loi de transition énergétique.
Cela correspond à deux  ou trois STEP importantes dont l’une au moins serait dans le massif central.
(Pour 2050 on préfère ne pas y penser, à chaque jour suffit sa peine…).
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EDF possède dans ses cartons des études préliminaires concernant de possibles implantations de STEP, y compris marines.
En fait l’ensemble des réseaux hydrologiques du territoire ont été analysés en fonction de leur possible participation au stockage électrique par l’hydraulique.

Parmi ces projets, il en est un qui  pourrait refaire surface prochainement à la faveur des nouvelles actions engagées par le Ministre de la transition écologique et solidaire.

Il s’agit de la STEP de Redenat, dont l’implantation avait été prévue en Corrèze, au Nord de Saint Privat, sur un versant dominant la Dordogne.
L’étude date déjà d’une quarantaine d’années .
Le bassin inférieur serait constitué par la retenue existante de Chastang, 187 Millions de m3, avec 706 Hectares sur 31 km.
Le bassin supérieur est prévu sur la rive gauche de la Dordogne, très escarpée à cet endroit, et procurant une hauteur de chute de 340 m sur une courte distance, donc favorable à une forte puissance.
( 1 100 MW dans le projet initial).

Cet emplacement bénéficierait d’avantages certains:
- Le bassin inférieur de la future STEP existe déjà, c’est la retenue de Chastang, de 187 Millions de m3.
- L’emplacement prévu pour le bassin supérieur est situé à proximité immédiate, avec une grande hauteur de chute, 340 m.
- L’ensemble est situé à proximité d’une ligne EDF de 400 KV, qui dessert la centrale hydroélectrique de Chastang.
- Les travaux préliminaires d’analyse géologique ont déjà été effectués.

Difficile de trouver plus propice à ce type de projet, du moins au plan technique.

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Cet ouvrage, demeuré dans les cartons pendant quarante ans, et repris en 2010, refait surface à l’occasion du changement du contexte lié à la transition énergétique.
(Et au besoin de STEPs qui se fait plus pressant).

Le Ministre de la Transition Ecologique et solidaire a chargé Le Secrétaire d’Etat Sébastien Le Cornu de mettre en place, avec les territoires les CTE, Contrats de Transition Ecologique, destinés à réaliser des programmes en rapport avec la transition.
La Corrèze a été désignée comme Territoire d’Expérimentation pour les CTE.

Le succès de la transition énergétique étant conditionné, entre autres, par le développement des STEP, et la Dordogne passant en Corrèze, il paraît logique de ressortir le projet de Redenat.
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Mais l’expérience désastreuse du barrage de Sivens laisse penser que la construction de la STEP de Redenat rencontrera une opposition farouche.
Le réservoir supérieur doit être aménagé sur le thalweg du ruisseau de la cascade, ce qui entraînera évidemment des nuisances de toutes sortes et donc des réactions violentes des associations qui sont déjà l’arme au pied depuis longtemps (Ce projet est déjà ancien).
Tout projet d’aménagement, quel qu’il soit, entraîne son cortège de nuisances, dont l’étude fait partie du dossier technique, avec l’étude d’impact.
Dans la décision finale, ces nuisances sont mises en balance avec les avantages apportés, appréciés à la mesure de l’intérêt général.

La DCE (Directive Cadre sur l’Eau) établit le principe de non dégradation de l’état de la masse d’eau.
Mais il existe une possibilité de passer outre, lorsque le projet est classé PIG (Projet d’Intérêt Général), classement demandé pour Redenat.
On peut lire le descriptif initial ici:

http://www.occitanie.developpement-durable.gouv.fr/IMG/pdf/Annexe_arrete-Descriptif_projet_Redenat_cle08bce1.pdf

Voir en particulier l’impact sur l’environnement et le site lui-même.

On peut donc s’attendre à des affrontements sévères, dont l’issue pourrait être l’abandon du projet, et de tous les autres projets similaires par voie de conséquence.
(Voir notamment risr.fr).
Avec, en toile de fond, la mise en péril du programme de développement des énergies renouvelables, qui ne sauraient se passer de ces installations de stockage.

RTE a déjà tiré le signal d’alarme: « Le programme fixé par la Loi de transition énergétique ne pourra     être respecté que si les capacités de stockage d’énergie électrique nécessaires sont disponibles ».

Les Allemands, déjà confrontés avec ce problème de fluctuation des énergies renouvelables, et n’ayant pas suffisamment de ressources géographiques propices à la construction de STEP, ont signé un accord avec la Norvège pour la construction d’un câble sous-marin permettant d’utiliser les ressources hydrauliques norvégiennes de stockage réversible d’électricité.

La France n’échappera pas à cette nécessité, si nos ressources hydrauliques demeurent totalement sanctuarisées, donc inexploitables pour le stockage électrique.

A la limite, si les associations d’usagers s’opposaient à la construction des installations de production ou de gestion des énergies renouvelables  (Eoliennes offshore, STEP, compteur Linky, …) On peut se demander si le projet de transition énergétique aurait encore un sens…

Tout ceci permet de mieux comprendre la réticence des énergéticiens du nucléaire à acheter chat en poche un programme d’énergies renouvelables si mal barré…
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Bel avenir pour le Gaz, mais quel gaz ?

4 Février 2018

Aujourd’hui nous dépendons à 90% de l’étranger pour notre énergie.
Un peu d'optimisme n'étant pas interdit, nous faisons l’hypothèse que la transition énergétique annoncée sera mise à profit pour sortir, au moins partiellement, de cette dépendance qui plombe notre budget et nous contraint à des « arrangements » politico économiques indignes d’une grande nation.

Actuellement nous avons une bonne excuse pour justifier notre dépendance énergétique quasi-totale, notre territoire étant dépourvu  de ressources fossiles.
Mais, une fois délaissés le charbon, le pétrole, le gaz naturel fossile, et le nucléaire, nous devrons compter sur le vent, le Soleil, les ressources hydrauliques, et la biomasse, dont notre territoire est for bien pourvu.
Il nous sera alors très difficile de justifier la continuité d’une politique de dépendance quasi totale. Nous devons donc nous attendre à devoir retrousser nos manches pour « fabriquer » nous même notre énergie.

Notre transition consistera donc à abandonner non seulement les combustibles fossiles, mais aussi le nucléaire, pour d’autres raisons tout aussi louables.

L'éolien, le solaire photovoltaïque et l'hydraulique produisent exclusivement de l'électricité, laquelle ne peut pas être stockée en masse, du moins sans imaginer des solutions extravagantes transformant une grande partie du territoire en une énorme réserve d'eau.
(Et l’on a vu à Sivens ce qu’il en coûte de tenter d’aller contre l’opinion publique, même si elle est minoritaire).

D'autre part, cette électricité verte n'est disponible que selon les conditions météo horaires, journalières, saisonnières, et annuelles.

Or le Pays a besoin d'une alimentation régulière en énergie, notre économie ne saurait se satisfaire d'une énergie sporadique dont la valeur serait dépendante de la force du vent, de la couche nuageuse, de la pluviométrie, ou de la saison.

Et il ne s’agit pas seulement de l’électricité, mais bien de la totalité des formes d’énergie consommées. L’électricité ne représente que le quart de nos besoins énergétiques totaux.
Tout ce qui n’est pas spécifiquement électrique fonctionne avec des produits pétroliers et du Gaz naturel, si l’on excepte la part encore faible des renouvelables de biomasse.

Pour assurer une continuité de la fourniture énergétique, Il sera donc indispensable de disposer, comme c’est le cas aujourd’hui avec le nucléaire et le thermique, d'une forme d'énergie stockable capable d'assurer un flux d'énergie "de base" pour soutenir la demande.
Seuls les biocombustibles pourront assurer cette fonction.
Bio Gaz et Bio Carburants seront donc appelés à jouer un rôle essentiel.
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Les Biocarburants de première et seconde génération, les seuls expérimentés aujourd’hui, présentent un bilan  défavorable, car ils sont en concurrence avec les cultures vivrières et/ou entraînent des déforestations incompatibles avec la préservation de l'environnement et de la biodiversité.
Quant aux versions de troisième génération, elles ne sont encore qu'en phase exploratoire, ce qui ne permet pas de bâtir une stratégie.

Il reste donc le Bio Gaz, au moins pour les deux prochaines décennies, avec les avantages suivants:

- Il est produit par la valorisation de déchets déjà existants et donc ne nécessite aucune production supplémentaire spécifique, tout au plus une réorganisation des installations en vue d’une meilleure valorisation des   déchets .
- Il existe déjà et les procédés de fabrication sont éprouvés, ils font l'objet de programmes de développement importants, même si la production est encore faible, du moins en France.
- Les résidus de gazéification sont valorisés sous forme d’engrais organiques, qui prennent la place des engrais chimiques.
- Sous forme de Bio Méthane (Bio gaz purifié), le gaz peut être injecté dans le réseau de distribution et donc peut être valorisé sans modification des applications.
- De plus la filière pourra plus tard recevoir le Méthane produit par  de l'Hydrogène obtenu par électrolyse de l'électricité renouvelable produite en excès en périodes de faible demande.
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Quels sont nos besoins actuels en Méthane ?

Nous consommons annuellement environ 480 TWh de Gaz Naturel fossile (Méthane), quantité variable selon l'activité économique et les conditions météorologiques.
(C’est l’équivalent énergétique de la production de nos 58 réacteurs nucléaires !).
Ce Gaz est importé en quasi totalité.
Les utilisations sont réparties ainsi:
60% dans le résidentiel-tertiaire (Chauffage des bâtiments, production d'eau chaude, cuisson).
25% dans l'industrie et l’agroalimentaire ( Fours, Chaudières, raffinage, Serres, cuisson, séchage,…)
15% dans la production d'électricité et de chaleur par cogénération dans des centrales thermiques.
0,3% sont utilisés dans les transports (GNV, pour mémoire).
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Et où en sommes nous en matière de Bio Gaz et/ou de Bio Méthane ?

En face de la demande colossale rappelée ci-dessus, le Bio Méthane injecté dans le réseau représentait en France en 2016 une énergie de l’ordre de 0,4 TWh, autant dire rien.

Nous sommes donc pratiquement à l’année zéro de la production du Bio Méthane appelé à remplacer plus tard le Méthane fossile.
Peut-être serait-il temps de s’en occuper sérieusement…
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Il existe cependant une activité prometteuse dans ce domaine.
En 2016 en France, le nombre d’installations produisant du Bio Gaz atteignait 548.
(Rappelons que le Bio Gaz n’est pas du Méthane pur injectable tel quel dans le réseau. Il doit être purifié d’abord, ce qui est une opération supplémentaire).
Il s’agit de petites ou très petites installations.
La plupart valorisaient ce biogaz localement sous forme d’électricité et de chaleur.
Seulement 26 de ces installations transformaient ce biogaz en Bio Méthane injecté dans le réseau.

La Loi sur la transition énergétique prévoit une extension importante de ce secteur:
1,7 TWh en 2018,  8 TWh en 2023 , et 30 TWh en 2030.
Ces chiffres sont évidemment optimistes, comme dans toute prévision, mais ils témoignent au moins de l'existence d'un grand intérêt pour cette filière.
Encore faudrait-il mettre les moyens pour concrétiser ces prévisions.
 
Les évaluations GRDF du potentiel interne de production de bio Méthane sont encourageantes à long terme (Il est question de centaines de TWh), mais ne pourront être réalisées que si les coûts de production sont compatibles avec les coûts de marché.
Bien sûr on pense à la taxe carbone mais, si elle peut être incitative pour favoriser le choix du Bio Méthane à la place du Gaz naturel fossile, elle est aussi un paramètre d’ajustement à la hausse du prix du MWh de gaz.
Et l’on connaît la sensibilité de l’économie au prix de l’énergie…
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Le scénario de développement de la filière Gaz renouvelable est soutenu par la convergence de diverses dispositions favorables:
- Actuellement le Gaz naturel est la source d’énergie fossile la moins émettrice de CO2 et la moins polluante, et celle dont les réserves naturelles sont les plus importantes.
Tant qu'à vivre encore quelques décennies avec les fossiles, autant donc choisir le Gaz (C'est ce qu'à fait EDF avec ses CCCG).
Les installations ainsi construites pour le gaz naturel fossile seront prêtes à recevoir le Bio Méthane sans aucune modification.
- Il répond à la nécessité de disposer d’une source d’énergie stockable pour compenser l’intermittence des renouvelables, puisque la France possède des capacités de stockage Gazier de près de 140 TWh.
(Il s’agit des réserves de sécurité au sens de l’AIE).
- Le Bio Méthane pourra être obtenu par diverses voies:
Méthanisation des déchets et purification du Syngaz (Bio Gaz).
Gazéification de la Biomasse.
Micro algues.
Hydrogène et Méthanation.
- Le Bio Méthane peut être injecté dans le réseau de stockage et distribution existant, il est parfaitement interchangeable avec son homologue fossile.
- Grâce à la filière « Power to Gas » il sera possible de stocker les excédents d’électricité produits par les renouvelables en période de faible demande ( Equivalent des STEP pour l’Hydraulique).

Tout converge ainsi vers la probabilité d’une période de transition durant laquelle les énergies renouvelables intermittentes cohabiteront avec le gaz naturel fossile, remplacé progressivement par le Bio Méthane.
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Dans un avenir relativement proche (2020 - 2030 ?), nous allons devoir gérer simultanément deux révolutions:

D'une part le retrait progressif de l'électronucléaire.
A force d'en parler cela arrivera bien un jour, et ce retrait pourrait bien concerner d’abord une vingtaine de vieux réacteurs de 900 MW représentant une production annuelle d’électricité de 120 TWh.
S'agissant d'installations de production "de base", il faudra évidemment la remplacer par autre chose sous peine de mettre les consommateurs au régime sec.
Cet autre chose sera, en principe, de l'électricité "renouvelable", en quantité suffisante pour remplacer les 120 TWh nucléaires disparus.
(Il ne faut pas trop compter sur une baisse drastique de la consommation, tous les indicateurs sérieux sont à la hausse modérée, mais certainement pas à la baisse. Il suffit de songer à l’électrification des transports et au déploiement des pompes à chaleur).

Ces 120 TWh de remplacement devront être produits par la conjonction de diverses filières renouvelables, avec une répartition qui pourraient être la suivante:
Eolien terrestre et offshore, à hauteur de 40 TWh.
Solaire photovoltaïque, également 40 TWh.
Thermique à biomasse, 40 TWh.
(Répartition arbitraire, mais qui en vaut bien une autre).
Le thermique à biomasse sera essentiellement dû à des centrales à Gaz du type CCG. Il faudra les construire, car celles qui existent aujourd’hui sont déjà utilisées.
(Aujourd’hui le thermique existant participe non pas à la compensation de l’intermittence du nucléaire, mais au suivi des fluctuations de la consommation, qui perdureront hélas dans l’avenir).
Nous avons donc déjà 40 TWh de thermique à apporter, soit une puissance installée d’environ 10 GW.
(Une centrale CCG offre un rendement thermodynamique moyen de 50%,  avec un facteur de charge de 90%).

D'autre part, et c’est notre seconde révolution, il faudra gérer l'intermittence des renouvelables et donc stocker l'énergie électrique.
L'éolien et le PV, qui devront fournir 80 TWh selon notre scénario, délivreront donc une puissance moyenne de 9 GW environ.

Pour un facteur de charge moyen de 25%, cette puissance devra être fournie par des installations d'une puissance installée de 36 GW environ.
(Petite règle de trois).

Ces 9 GW de puissance moyenne sont connus pour être capricieux, dépendants du vent, de l'ensoleillement, avec un taux de fluctuation pouvant être estimé à +/- 30% d’après les installations existantes ici et là en Europe.
(Ces valeurs tiennent compte de l’effet de compensation naturelle entre les installations disséminées sur le territoire).

La puissance disponible évoluera donc entre 6 et 12 GW selon les conditions météo et l’ensoleillement, et ceci dans le meilleur des cas.
 
Il y aura donc des périodes de surproduction, il faudra stocker cette électricité excédentaire, et la restituer en périodes de sous production.
Le stockage sera l'affaire de la filière "Power to Gas".

L’énergie sera stockée sous forme de gaz, et restituée sous forme d’électricité par des centrales thermiques à Gaz, ou par des piles à combustible dans un avenir plus lointain et pour des quantités réduites.

Le potentiel d’intervention des centrales thermiques sera donc de l’ordre de 3 GW, ce qui correspond à une puissance installée d’au moins 7 GW compte tenu des rendements de la filière power to gas.

Si l’on ajoute cette puissance thermique à celle déjà nécessaire pour compenser en partie l’arrêt des vingt réacteurs nucléaires (voir plus haut), nous arrivons à 17 GW de puissance thermique installée.
L’utilisation de piles à Hydrogène pourra améliorer le rendement global, et surtout permettra de réduire quelque peu le nombre de centrales thermiques nécessaires.

Ce qui représente une petite vingtaine de centrales thermiques CCG de 900 MW, soit l’équivalent des vingt réacteurs nucléaires arrêtés.

Et il ne s’agit là que de l’arrêt de vingt « vieux » réacteurs.
Pour le retrait total du nucléaire, il suffira d’appliquer une petite règle de trois…
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Si le Bio Méthane n’était pas disponible en quantités suffisantes pour alimenter ce parc de centrales thermiques, il faudrait brûler du Méthane fossile, ce qui augmentera très sensiblement nos émissions de CO2.

Pour éviter cette situation ubuesque, il nous faudra coordonner avec précision les différentes actions complémentaires de la transition énergétique:
- Programmation de l’arrêt des réacteurs nucléaires.
- Programmation de la construction des parcs éoliens et solaires pour compenser les baisses de production électronucléaire.
- Programmation de la construction des installations de la filière de stockage et restitution de l’énergie électrique.
- Programmation de la construction des centrales thermiques de compensation de la baisse de l’électronucléaire et de l’intermittence des renouvelables.
- Programmation de la construction des installations de production et de raffinage du Bio Méthane.

Ces cinq actions essentielles et complémentaires devront être coordonnées sur plusieurs décennies, sous peine de conduire à une situation énergétique inextricable génératrice de désordres socio-économiques.

La transition énergétique ne supportera pas l’amateurisme.
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