Quel carburant dans l’avenir pour les autos ?

Face au changement climatique, il faut appliquer le principe de précaution. Les carburants d’avenir ne devront donc pas produire de gaz à effet de serre (GES), comme le CO₂ et le méthane CH₄ entre autres. Et ça ne sera pas simple pour l’aviation, les transports maritimes et les transports routiers. La masse du véhicule, du bateau ou de l’aéronef est déterminante à cet égard. Mais voyons ce qu’il en est pour les voitures et autres véhicules légers.

L’étude menée par l’Institut Ludwig-Bölkow-Systemtechnik (LBST) sur l’approvisionnement énergétique pour l’avenir¹ dégage quelques réponses. La rareté croissante des énergies d’origine fossiles tirées du pétrole, du gaz naturel, du charbon et de l’uranium va nous forcer à utiliser de plus en plus d’énergies renouvelables d’origine solaire et éolienne, donc des énergies orientées vers la production d’électricité. A cet égard, la question « Quel carburant pour les autos ? » devient « Sous quelle forme faut-il stocker l’énergie pour la propulsion des autos ? ».

Comme on sait, l’électricité a des caractéristiques différentes des énergies fossiles. L’usage de l’électricité requiert un couplage entre consommation et production. L’électricité peut être stockée, mais au prix d’une perte substantielle qui est due au rendement médiocre des systèmes de stockage.

Mais le rendement du stockage importe peu si l’électricité stockée provient d’une énergie gratuite et surabondante, comme les énergies solaire et éolienne justement. Le prix de cette électricité juste au moment de son déstockage dépend des coûts d’amortissement et d’entretien des systèmes de capture et de stockage uniquement.

Les biocarburants et la biomasse ne sont pas une solution viable pour le secteur des transports. Déjà parce qu’il est insoutenable, à mes yeux, de mettre des surfaces agricoles en concurrence entre la production de carburants et l’alimentation des êtres humains dont les peuples les plus pauvres sont les premiers touchés. Ce qui induit une concurrence sous jacente pour l’eau nécessaire à l’homme et à la croissance de la biomasse ; et pour les engrais nécessaires à la croissance de la biomasse et grands consommateurs d’énergie.

Pour le stockage de l’énergie dans les autos, la densité d'énergie représente l'énergie par unité de volume sous forme de carburants dans les réservoirs, ou d’électricité dans les batteries des voitures. Dans le diagramme, on compare la densité d’énergie des carburants et des batteries pour la traction potentielle des voitures.

On notera dans ce diagramme que les batteries Lithium-Ion ont une densité d’énergie d’un ordre de grandeur 10 fois moindre que l’hydrogène liquide. Alors que la densité d’énergie de l’hydrogène liquide est d’un ordre 3 fois moindre que l’essence.

L’essence (et le diesel) sont des hydrocarbures issus de la distillation du pétrole. Leur combustion relâche des GES. Ces carburants peuvent être mortels en cas d'ingestion et de pénétration dans les voies respiratoires ; ils peuvent provoquer le cancer.

Le méthanol CH₃OH se présente sous la forme d’un liquide léger, volatil, incolore, inflammable, toxique en cas d'ingestion et de contact cutané ou d’inhalation. Le méthanol est dangereux pour les yeux et peut rendre aveugle. C’est le plus simple des alcools. Le méthanol brûle dans l'air en formant du dioxyde de carbone CO₂ et de l'eau : 2 CH₃OH + 3 O₂ → 2 CO₂ + 4 H₂O. On produit du méthanol par reformage du méthane CH₄ par la vapeur d’eau, puis par catalyse du CO sous produit du reformage. Le méthane est un composant du gaz naturel d’origine fossile. Quand il est relâché dans l’atmosphère, le méthane contribue 21 fois plus à l’effet de serre que le CO₂.

Moins inflammable que l’essence, le méthanol est cependant peu utilisé dans les moteurs à combustion interne du fait de la corrosion de certains métaux dont l’aluminium. Il ne peut donc pas être utilisé dans les moteurs à essence modernes sans modification du moteur.

Les piles à combustible à méthanol direct ou DMFC (Direct-Methanol Fuel Cell) produisent de l’électricité. Leur efficacité énergétique est faible comparé à d’autres piles à combustible. C’est pourquoi elles sont principalement utilisées dans des appareils portables. Les rejets de la DMFC sont le dioxyde de carbone CO₂ et la vapeur d’eau H₂O.

Les dangers du méthanol pour la santé, sa contribution à la production de GES mauvaise pour le climat, sa production liée au gaz naturel d’origine fossile, et les difficultés techniques liées aux moteurs pour la propulsion des véhicules, écartent le méthanol comme carburant potentiel.

L’hydrogène H₂ est stocké sous forme liquide ou gazeuse. Les expériences avec l’hydrogène comprimé à 700 bars pour la propulsion des véhicules sont plus satisfaisantes qu’avec de l’hydrogène liquide. D’une part, on économise l’énergie nécessaire pour réfrigérer et pour comprimer l’hydrogène dans sa forme liquide. D’autre part, l’hydrogène comprimé à 700 bars présente une densité d’énergie d’un ordre de 10 fois plus grand que les batteries au lithium. On peut faire facilement 300-400 Km avec un réservoir d’hydrogène à 700 bars de capacité habituelle.

On produit de l’hydrogène H₂ soit à partir des hydrocarbures, soit avec de l’électricité par électrolyse de l’eau. Pour des raisons historiques, c’est la filière des hydrocarbures qui est la plus développée : On obtient de l’hydrogène par reformage d’hydrocarbures. Ce procédé présente l’inconvénient pour le climat de produire du CO₂ qui est un gaz à effet de serre. C’est donc la filière de l’électrolyse de l’eau qui doit être retenue pour la production d’hydrogène.

L’hydrogène H₂ est le carburant vert de l’avenir. C’est un des moyens de stocker les énergies renouvelables intermittentes provenant du soleil et du vent et produites respectivement par des panneaux photovoltaïques et par des éoliennes. Le stockage de l’électricité en H₂ peut ainsi se faire localement, au plus près de la production d’énergie renouvelable. On dispose ainsi localement du carburant vert pour les véhicules à hydrogène de l’avenir.

Cependant, l’hydrogène est un gaz extrêmement inflammable. Voici quelques extraits de sa « Fiche de Données de Sécurité » :

• Sous pression il peut exploser sous l'effet de la chaleur. Il peut causer l'asphyxie à concentration élevée. Ne pas éteindre une fuite de gaz enflammée, une réinflammation spontanée et explosive peut se produire. Tenir à l’écart de la chaleur/des étincelles/des flammes nues/des surfaces chaudes. Ne pas fumer. Il faut stocker le récipient dans un endroit bien ventilé, à température inférieure à 50°C. Entreposer à l'écart des gaz oxydants. L’hydrogène n’a pas d'effet connu sur l’environnement et le climat.

Le transport par pipelines de l’hydrogène H₂ sur de longues distances a été réalisé par le passé. La production centralisée d’hydrogène dans la filière des hydrocarbures nécessitait un transport par pipelines. La production actuelle d’électricité renouvelable est complètement décentralisée. Elle permet le transport de cette énergie par les réseaux électriques à longue distance jusqu’aux unités de stockage local d’hydrogène H₂ avec des coûts moindre que ceux du transport par pipelines.

Dès lors, puisque des raisons climatiques et environnementales nous dictent de stocker l’hydrogène localement, on veillera particulièrement à construire des bâtiments adaptés. Les réservoirs devraient être situés nettement sous le niveau du sol, dans une pièce disposant d’une aération naturelle continue, et conçue pour éviter les fortes chaleurs l’été. Cette pièce de stockage ne doit pas être utilisée pour contenir d’autres appareils, comme l’électrolyse, une pile à combustible ou des appareillages électriques de gestion et de contrôle, ni servir pour d’autres stockages.

La batterie est un moyen adapté à l’automobile et à l’électricité d’origine renouvelable qui est surabondante. Pour avoir la meilleure densité d’énergie, les batteries au Lithium se sont imposées avec de nombreuses variantes.

L’automobile a besoin de batteries au Lithium de grande capacité. Elles présentent l’inconvénient de chauffer. Un système de refroidissement résistant au gel est alors nécessaire. Certaines batteries au lithium se rechargent plus rapidement que d’autres, sur des prises de courants différentes :

• 220 V ou 400 V triphasé
• 10, 16, 32, 64 Ampères ou plus.

L’appareillage de recharge (redresseur, etc.) peut être embarqué dans l’auto ou installé dans une borne de recharge ; avec cependant un avantage pour l’appareillage embarqué.

Les batteries aux nickel-hydrures métalliques NiMH se sont imposées dans des millions de voitures hybrides pour leur absence d’effet mémoire et leur coût, bien qu’elles aient une densité d’énergie inférieure à celles au Lithium. Il s’agissait seulement de récupérer l’énergie du freinage et même au frein moteur, grâce aux moteurs électriques agissant comme dynamo. Puis de réutiliser cette énergie dans les moteurs électriques pour la traction du véhicule. Quand les voitures hybrides sont devenues rechargeables sur le réseau, les batteries NiMH ont été remplacées par des batteries au Lithium : par exemple la Prius de Toyota.

Il existe deux catégories de voitures hybrides. Celles qui donnent la priorité à la traction tout électrique sur la distance maximale, puis se servent du moteur thermique (essence ou diesel) ou d'une pile à combustible à hydrogène pour produire l’électricité nécessaire pour poursuivre le voyage aussi longtemps que le permet le réservoir de carburant : la Volt de General Motors ou l’Ampera d’Opel avec un moteur à essence; la HyKangoo.ZE de Renault et Symbio FCell. Et celles qui donnent la priorité au moteur thermique, et se servent de l’électricité comme un appoint : la Prius+ Plug-In de Toyota ou les Lexus hybrides.

Nous avons vu qu’un moyen de stocker l’électricité localement est l’hydrogène. Il favorise sa disponibilité locale pour les véhicules disposant d’une pile à hydrogène. Au stockage local d’hydrogène, on peut adjoindre une pile à combustible pour produire de l’électricité disponible localement pour la recharge des batteries des voiture rechargeables, et pour la consommation électrique résidentielle locale.

L’autre moyen de stockage des énergies renouvelables est centralisé : L’électricité d’origine renouvelable sert à pomper de l’eau d’un bassin inférieur vers un bassin supérieur. Ensuite, la chute d’eau actionne un certain nombre de turbines permettant d’adapter la production d’électricité verte à la demande des consommateurs. C’est la solution retenue par le Grand Duché de Luxembourg pour commencer à massifier sa production d’électricité verte !

En conclusion, on constate qu’il est plus efficace, dans un premier temps, d’utiliser l’électricité renouvelable dans des véhicules disposant de batteries au Lithium. Mais comme le Lithium n’est pas très abondant sur notre terre, nous serons inéluctablement amenés, dans un second temps, aux véhicules à pile à hydrogène. La transition passe par des installations locales de stockage en hydrogène H₂, comprenant l’électrolyse de l’eau, des réservoirs d’hydrogène, et la pile à hydrogène produisant de l’électricité en fonction de la consommation locale demandée. La pile à hydrogène sera indispensable aux véhicules électriques rechargeables qui continueront à exister encore longtemps après l’avènement des véhicules à hydrogène.
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(1) Future Energy Supply, Dr. Werner Zittel, Ludwig-Bölkow-Systemtechnik GmbH (LBST), conférence du 31 mars 2011 à la Chambre de Commerce de Luxembourg.
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Dernières modifications : 16 Décembre 2013.

eMobility : La recharge des autos électriques sera liée aux Smart Meters !

Au Grand Duché de Luxembourg, une étude dévoilée hier porte sur « la mise en oeuvre nationale de la mobilité électrique au Luxembourg »⁽¹⁾. Cette étude est initiée par le Ministère du Développement durable et des Infrastructures, par le Ministère de l'Economie et du Commerce extérieur et par l'Institut Luxembourgeois de Régulation (ILR). Elle fait partie d'un plan d'action national en matière d'énergies renouvelables. L'étude est consacrée à une analyse des actions requises pour le déploiement national et à grande échelle des bornes de recharge des voitures électriques (EV, Electric Vehicles) et hybrides rechargeables (PHEV, Plug-in Hybrid EV). L'approche envisagée est de faire évoluer le réseau électrique national vers le Smart Grid ou réseau électrique intelligent.

Ainsi, le premier choix qui a été fait, c'est que les bornes de recharge seront contrôlées par l'intermédiaire de compteurs électriques intelligents – les « Smart Meters ». L'étude porte sur l'introduction des Smart Meters au Luxembourg ; sur leur coût bénéfice, la faisabilité de cette introduction, et une stratégie de mise en oeuvre. Les premiers résultats débouchent sur 4 actions stratégiques :

Tout d'abord la création d'une plateforme unique grand-ducale où seront centralisées les données provenant de tous les Smart Meters. Dans un premier temps, cela concerne les réseaux d'électricité et de gaz qui seront progressivement équipés de compteurs Smart Meters chez les consommateurs. Par sa conception, la plateforme pourra superviser d'autres réseaux, par exemple l'eau, mais aucune décision n'est prise au-delà de l'électricité et du gaz.

La seconde action est un choix économique. On parle ainsi d'un déploiement général des Smart Meters dans tout le pays sur une période de temps limitée. Ceci concerne tous les consommateurs, tant résidentiels que les entreprises.

La troisième action est de prévoir une incitation financière à travers un tarif préférentiel pour les bornes de recharge des véhicules électriques (EV et PHEV). On installerait les bornes de recharge sur des Smart Meters séparés des compteurs électriques habituels.

Enfin la quatrième action est législative. On proposera aux députés grand-ducaux une réforme de la loi sur l'organisation du marché de l'électricité. Le gouvernement prévoit le déploiement des Smart Meters marqué par 2 jalons importants : 1. Au 1er janvier 2014, tout remplacement de compteur fera obligatoirement l'objet de l'installation d'un Smart Meter. Au 31 décembre 2017, 95% des clients finaux seront équipés de Smart Meters.

L'étude eMobility qui est en cours se poursuit. La prochaine étape (19-09-2011) porte sur un état des lieux, sur les tendances constatées à l'étranger et sur les variantes de recharge possibles pour les véhicules électriques. L'étape suivante (31-10-2011) sera la définition du concept de recharge dans son ensemble, de la façon de déployer les bornes de recharge liées par leurs Smart Meters à la plateforme informatique de contrôle et la conception d'une stratégie de financement d'ensemble.

Ainsi, le gouvernement propose une stratégie centralisée liant bornes de recharges et compteurs intelligents – les « Smart Meters ». Il en découle aussi un contrôle centralisé pour la recharge des véhicules EV et PHEV.

Une large zone d'ombre subsiste qui concerne l'usage des énergies renouvelables distribuées.

D'abord, en cas de surcharge du réseau électrique, quelle stratégie de délestage sera appliquée aux bornes de recharge des véhicules EV et PHEV ? Quels critères seront-ils appliqués pour choisir entre les véhicules délestés et les autres ? Les bornes délestées seront-elles autorisées à se tourner vers une source d'électricité de secours, comme une génératrice, au pire à carburant fossile mais aussi beaucoup mieux une source d'énergie renouvelable connectée localement ?

Ensuite, une borne de recharge principalement connectée à une source renouvelable (éolien, photovoltaïque, stockage d'énergie renouvelable) sera-t-elle autorisée à se connecter à un Smart Meter quand l'électricité renouvelable sera moins rentable ou viendra simplement à faire défaut ?

Aussi longtemps qu'on ne lève pas cette incertitude sur l'autorisation de se reconnecter localement aux énergies renouvelables, on pourra reprocher à cette stratégie centralisée de vouloir complètement dissocier l'usage des bornes de recharge des sources d'électricité d'origine renouvelable. Et finalement d'être un frein à l'objectif européen de 20% d'énergies renouvelables en 2020 !

Les voitures électriques ne représenteront en 2020 que 10% des énergies utilisées dans les transports (routiers, ferroviaires, aérien) selon le gouvernement. Ceci n'est vrai qu'aussi longtemps que le bilan de tous les coûts liés à l'usage du véhicule (achat, consommation, entretien, parking, assurance, taxes, vente) reste favorable aux véhicules à carburants d'origine fossile.

La hausse continue des carburants est à surveiller de ce point de vue. Elle amènera les citoyens comme les acteurs économiques à comparer le prix des litres aux 100 Km au prix des kWh au 100 Km. En basculant le mix énergétique de l'électricité vers les énergies renouvelables, le prix du kWh pourrait être réajusté. Mais c'est sans commune mesure avec la hausse continue des carburants suite à la rareté qui impactera immanquablement le pétrole dans les années à venir.

Les énergies renouvelables sont distribuées sur tout le territoire, et présentent ainsi l'avantage de pouvoir être consommées là où elles ont été produites, c'est-à-dire localement. On fait ainsi l'économie du développement sans fin des infrastructures de réseaux de transport d'électricité au fur et à mesure que s'accroît la population et donc l'activité économique.

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(1) La mise en oeuvre nationale de la mobilité électrique au Luxembourg (26/07/2011)

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Dernières modifications : 23 août 2011.

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L’Allemagne sort du nucléaire en boostant ses énergies renouvelables.

Il s’agit en fait de la reprise du plan de sortie du nucléaire allemand décidé en 1998, mais accéléré. Selon Patrick Graichen directeur à la protection du climat du ministère allemand de l’environnement, 80% de la production d’électricité proviendra des énergies renouvelables en 2050 (plus de 50% en 2030, 35% en 2020, 18% aujourdhui).

Sur les 17 centrales atomiques allemandes (cliquer la carte: Wikipedia), les huit centrales déjà coupées suite à l’accident de Fukushima ne seront pas remises en service. Les autres seront coupées graduellement du réseau d’ici 2022. Une date d’arrêt est fixée pour chaque Centrale nucléaire. Selon la chancelière fédérale allemande Angela Merkel : « Les citoyens veulent voir la fermeture totale et complète des centrales nucléaires en Allemagne. Notre système énergétique doit être profondément changé. Il doit être plus sûr, fiable et économiquement viable ».

L’Allemagne investira massivement dans le transport d’électricité entre le nord du pays où se trouvent les éoliennes off shore et les industries dans le sud. Les réseaux électriques Smart Grid seront installés. La rénovation thermique des bâtiments induira des économies d’énergie électrique qui seront réutilisées dans d’autres secteurs. A partir de 2020, la construction de bâtiments chauffés avec des énergies fossiles sera interdite en Allemagne. Ceci fera l’objet d’une loi.

Pour la rénovation thermique des logements existants, il est prévu des prêts assistés à hauteur d’environ 1,5 milliard d’euros, pour les propriétaires qui veulent rénover leur logement. En matière d’efficacité énergétique, les objectifs sont de réduire de 10% la consommation d’électricité d’ici 2020 et de 25% d’ici 2050. La consommation énergétique globale devra baisser de 50% d’ici 2050 en partie par la mise en oeuvre dès que possible de la directive européenne sur « l’éco-conception des produits consommateurs d’énergie ». Sont concernés par les baisses des tarifs électriques le photovoltaïque et la biomasse.

Pour Patrick Graichen, du ministère allemand de l’environnement : « Ce plan constitue un investissement à court terme et un gain à long terme. C’est avant tout l’amélioration de l’efficacité énergétique qui engendrera la baisse de nos factures d’importations énergétiques. Tout ce système nous rapportera de l’argent. Pendant les 40 ans à venir il reste à organiser cette transition énergétique par des mesures politiques. »

L’énergie solaire est surabondante

Alors, pourquoi continuer à se faire peur avec le nucléaire et à changer le climat avec les énergies fossiles.

Souvent les gens croient qu’il faudrait beaucoup trop de Km² de panneaux photovoltaïques (PV) pour se passer des centrales à charbon, au fuel, au gaz et surtout pour « sortir du nucléaire ». Les premières relâchent du CO₂ qui réchauffe le climat, et le nucléaire nous laisse ses stocks de déchets à gérer pour des millions d’années, sans compter les risques en cas d’incident grave.

Alors, voici quelques petits calculs permettant de démontrer que l’énergie solaire récupérable sous forme d’électricité avec la technique photovoltaïque (PV) existante est une énergie vraiment surabondante !

Tout d’abord voyons quelle quantité d’électricité serait théoriquement disponible si on pouvait couvrir totalement le territoire de la France métropolitaine de panneaux PV. Ensuite, voyons les statistiques de l’INSEE pour comparer la consommation finale énergétique⁽¹⁾ de la France à l’énergie solaire ainsi théoriquement récupérable.

La surface de la France métropolitaine⁽²⁾ est de 551.000 Km² ce qui est à convertir en m² :
D’abord, 551.000 Km² = 551 • 10³ Km², puis,

Comme 1 Km² = 1.000.000 m² = 10⁶ m² (le Km² est un carré de 1.000 mètres de côté !), la surface de la France métropolitaine est de :
551 • 10³ • 10⁶ m² = 551 • 10⁹ m².

Pour le calcul de l’énergie récupérable par exemple sur des panneaux PV en silicium cristallin, montés sur des supports assurant une ventilation d’au moins 15 cm, Transénergie⁽³⁾ mets à notre disposition un simulateur « SunSim »⁽⁴⁾ de production électrique qui nous apprend que 10 m² de panneaux PV orientés plein sud sur un toit à 30° d’inclinaison produisent :
1.271 kWh par an dans le nord de la France, soit 127,1 kWh/m² de panneaux PV, et
1.834 kWh par an dans le midi ou en Corse, soit 183,4 kWh/m² de panneaux PV.

Un autre simulateur, le PVGIS⁽⁵⁾, de la Commission européenne⁽⁶⁾, pour les mêmes panneaux PV, mais d’une surface de 8 m², soit une puissance nominale de 1 kWc (kiloWatt-crête), nous donne une production de :
0,870 kWh par an à Lille, soit 108,75 kWh/m² de panneaux PV, et
1,340 kWh par an à Marseille, soit 167,50 kWh/m² de panneaux PV.

La différence entre les deux simulateurs est due à des pertes dans l’installation PV (température des panneaux, réflexions angulaire des rayons solaires, pertes électriques dans les câbles et l’onduleur, etc.) dont tiens compte le PVGIS.

En conséquence, nous choisirons pour la France métropolitaine une moyenne de 125 kWh/m² de panneaux PV installés, moyenne plutôt basse tenant compte des données PVGIS !

Ainsi, si on pouvait couvrir tout le territoire métropolitain de ces panneaux PV, on aurait une production théorique annuelle de :
551 • 10⁹ m² • 125 kWh/m² = 68.875 • 10⁹ kWh = 68.875 TWh (par an)

1 TWh (Térrawattheure) = 10³ GWh (Gigawattheure) = 10⁶ MWh (Mégawattheure) = 10⁹ kWh.

En consultant les statistiques de l’INSEE sur le bilan énergétique de la France⁽⁷⁾, on retiendra que la consommation finale énergétique en 2009 était de 155,9 Mtep (Mégatonnes équivalent pétrole). Ce chiffre représente toutes les formes d’énergies consommées en France.

Pour convertir les Mégatonne-équivalent-pétrole en Térrawattheure, nous avons recours au tableau⁽⁸⁾ d’EUROSTAT, l’Office Statistique européen :
1 Mtep = 11.630 GWh = 11, 63 TWh

Ainsi, la consommation finale énergétique de la France en 2009 était de :
155,9 Mtep • 11,63 TWh/Mtep = 1.813 TWh.

Le rapport : 1.813 TWh / 68.875 TWh = 2,63 % est la partie de la surface totale du territoire qu’il faudrait couvrir en panneaux PV pour produire toutes les énergies consommées en France métropolitaine. Mais heureusement, il y a bien d’autres énergies renouvelables qui peuvent encore être développées en parallèle avec l’énergie solaire, et en premier lieu les économies d’énergies.

Alors, pourquoi continuer à se faire peur avec le nucléaire et à changer le climat avec les énergies fossiles ?
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(1) L'énergie finale consommée est l'énergie livrée au consommateur pour sa consommation finale (essence à la pompe, électricité au foyer,...). [Définitions INSEE] ; http://www.insee.fr/fr/methodes/default.asp?page=definitions/energie-finale.htm

(2) Voir Wikipedia, Géographie de la France ; http://fr.wikipedia.org/wiki/Géographie_de_la_France

(3) Transénergie est un bureau d'études indépendant spécialisé dans les énergies renouvelables (EnR) et la maîtrise de l'énergie (MDE) ; http://www.transenergie.eu

(4) Sun Sim, l’outil pour simuler la performance d’un projet photovoltaïque, en fonction de la zone géographique pour l’ensoleillement, de la ventilation des panneaux PV, de l’orientation et de l’inclinaison de la toiture, de la surface totale des panneaux, et qui permet de calculer le revenu de la production selon des tarifs courants ; http://www.transenergie.eu/simulation-photovoltaique.php

(5) PVGIS, Photovoltaic Geographical Information System, http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/

(6) Commission européenne, Centre Commun de Recherche, Institute for Energy, Unité Énergies Renouvelables. L’Unité qui s’occupe des énergies renouvelable est située au Centre Commun de Recherche d’Ispra en Italie. http://ec.europa.eu/dgs/jrc/index.cfm

(7) INSEE, Bilan énergétique de la France, Consommation finale énergétique corrigée des variations du climat : 155,9 Mtep. http://www.insee.fr/fr/themes/tableau.asp?reg_id=0&ref_id=NATTEF11346

(8) Conversion d’unités d’énergie. Source : EUROSTAT, Energy Statistics Manual 2004, Annex 3, Conversion equivalents, Energy Units, Table A3.4 : 1 Mtoe = 11.630 GWh, soit un million de tonnes équivalent pétrole = 11.630 Giga Watt Heure (Mtoe, Million Tonnes of Oil Equivalent = Mtep, Mégatonnes équivalent Pétrole) ; http://ec.europa.eu/eurostat/ramon/statmanuals/files/Energy_statistics_manual_2004_EN.pdf
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Dernières modifications : 20 mai 2011.
Notes : En plus du simulateur de Transénergie⁽³⁾, il est tenu compte du simulateur PVGIS⁽⁵⁾.

Transition vers les énergies renouvelables

L'énergie solaire est surabondante pour nos besoins énergétiques toutes consommations confondues. Elle est distribuée sur tout le territoire, et présente donc l’avantage de pouvoir être consommée là où elle a été produite. Elle est intermittente et nécessite un stockage si on souhaite en disposer tout le temps sous forme d’électricité.

Pour préserver le climat, ce stockage ne doit pas produire de CO₂, et c’est le cas, par exemple dans la filière de stockage à hydrogène. Cette filière de stockage, si on la développe industriellement, permet aux collectivités locales de gérer production éolienne, photovoltaïque (PV) et consommation d’électricité. Y compris la recharge des véhicules électriques et à hydrogène. Les municipalités et les groupements de communes peuvent même atteindre une certaine autarcie locale dans leur gestion de l’électricité en recherchant le bon équilibre entre productions renouvelables, stockages et consommations.

Pour le moment, les producteurs européens d’électricité (comme EDF) se tournent vers l’énergie éolienne, elle-même dérivée de l’énergie solaire, pour produire leurs quotas européens d’énergies renouvelables. Leur chiffre d’affaire est maintenu aussi longtemps que les petites éoliennes ne fleurissent pas dans nos jardins. Car l’entretien d’une éolienne est plus coûteux que celui d’un panneau PV, ce qui amène le plus souvent les petits producteurs domestiques à ne s’intéresser à l’éolien qu’après s’être équipés en PV. Néanmoins, l’énergie éolienne reste un complément très appréciable la nuit au PV intermittent.

Mais alors, si, comme on peut le souhaiter, l’autarcie locale électrique fait tache d’huile en Europe, le problème se déplace. Quelle électricité va-t-on encore faire circuler dans les lignes à haute tension prévues pour franchir de longues distances ? Tout d’abord, la sécurité de ces petits ensembles autarciques de « consommateurs – producteurs » d’électricité exige une connexion aux réseaux à haute tension car, en cas de panne, en cas de niveau de stockage trop bas, en cas de modifications techniques, les kWh manquants seront facilement disponibles. De plus, en cas de surplus de stockage, il sera toujours utile de revendre des kWh en trop.

A tout le moins le prix du kWh par Km transféré va augmenter suite à la rareté des électrons circulant encore sur les lignes à haute tension qu’il faut continuer à entretenir. C’est à la fois une bonne et une mauvaise nouvelle. Une bonne nouvelle pour la revente des kWh en trop, et une mauvaise pour les entités territoriales qui auront trop tardé à gérer leur autarcie électrique. Et pour ces immenses communautés urbaines qui peineront à s’équiper en PV, en éolien, et en systèmes de stockage, de par la nécessité de trouver les espaces requis dans des communes rurales adjacentes.

Un retour vers la campagne n’est pas à exclure tant pour l’industrie que pour le secteur résidentiel. Pour les entreprises, c’est la surface au sol disponible qui déterminera leur degré d’autarcie, donc leurs prix de revient. La mobilité des travailleurs devenant une mobilité électrique, les entreprises devront se préoccuper de ne pas se trouver isolées des zones résidentielles où vivent leurs travailleurs.

Le prix du kWh issu du PV coûte seulement l’amortissement des installations car le soleil est gratuit. Au tarif actuel du kWh les installations PV sont amorties en 4 à 7 ans, pour des panneaux d’une durée de vie qui s’allonge toujours plus (20 ans > 25 ans). Le prix d’un stockage fabriqué industriellement devrait devenir aussi très abordable. Au total, le prix du kWh dans une communauté autarcique devrait être nettement inférieur au prix actuel. C’est une très bonne nouvelle.

Depuis des décades, le modèle des producteurs d’électricité est basé sur de longs réseaux entre centrales et consommateurs. Et les champs d’éoliennes offshore (et à terre) installés depuis 2008 restent considérés par les producteurs comme de nouvelles centrales électriques intégrées dans le modèle prévalent jusqu’ici. Mais ce modèle est remis en question par les municipalités et groupements de communes qui recherche un kWh meilleur marché. Ceci est possible grâce au stockage local de l’électricité renouvelable produite localement et à la recherche de l’équilibre autarcique entre production et consommation. Cela va aussi dans le sens d’une responsabilisation du citoyen pour des investissements locaux allégeant leurs tarifs de l’électricité.

Le nouveau modèle permettant de gérer des réseaux d’électricité locaux est appelé « Smart Grid » (réseau intelligent). L’explication est donnée par une Communication⁽¹⁾ de la Commission européenne sur les « Réseaux intelligents: de l'innovation au déploiement » :
Un réseau intelligent pourrait être défini comme un réseau électrique mis à niveau auquel ont été ajoutés un système numérique de communication bidirectionnelle entre fournisseur et consommateur, un système intelligent de mesure et un système de contrôle, le système intelligent de mesure faisant généralement partie intégrante des réseaux intelligents. Les fonctionnalités du Smart Grid sont en cours de normalisation. Cette phase préparatoire devrait être terminée fin 2012.

La reconversion des travailleurs de la production d’énergie d’origine fossile (nucléaire inclus) vers la production des énergies renouvelables pose des problèmes de formation au début. La production des systèmes PV et éoliens, leurs installations, leur entretien, la gestion de l’équilibre électrique et la commercialisation locales, vont embaucher beaucoup de personnels assez spécialisés. Il est probable que la période de transition demande une génération.

Les entreprises actuelles qui produisent et commercialisent l’électricité seront confrontées à une baisse drastique de leur chiffre d’affaire. Les réductions de personnel inéluctables devront être accompagnées d’une priorité absolue pour la reconversion des travailleurs vers les énergies renouvelables. Ces changements d’emploi massifs doivent être accompagnés par des filières d’embauche et de relogement organisées depuis les entités territoriales recrutantes.

Il faut se battre dès maintenant pour que, pendant cette longue période de transition, les travailleurs de l’ensemble du secteur énergétique soient placés sous un statut public suffisamment protecteur de manière à ne pas freiner ou allonger cette difficile et longue période de transition.
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(1) http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=COM:2011:0202:FIN:FR:PDF