Smart Grids : Les réseaux d’une nouvelle ère

Les réseaux qui nous apportent l’électricité sont en train d’être modernisés. On appelle ces nouveaux réseaux le « Smard Grid ». C’est un réseau d’énergie électrique avancé auquel on a ajouté un moyen de communication numérique bidirectionnelle entre le fournisseur et le consommateur, un moyen ressemblant fort à l’Internet. Un système intelligent de mesure (Smart Metering) utilise cette communication électronique entre la plateforme informatique du fournisseur et le compteur intelligent (Smart Meter) du consommateur. On peut alors ajouter des informations qu’un compteur classique ne donne pas. Ceci est indispensable quand le consommateur est aussi un micro-producteur d’électricité d’origine renouvelable, par exemple s’il possède des panneaux solaires photovoltaïques (PV). Le fournisseur peut alors réguler la charge électrique du réseau entre les micro-producteurs et la compléter avec l’électricité provenant d’autres sources, par exemple d’éoliennes, de stockages hydrauliques par pompage, de stockages en hydrogène, ou par défaut d’autres sources d’énergie polluantes par les gaz à effet de serre qu’elles produisent.


Jusqu'à présent nous avions un réseau unidirectionnel, où l’électricité se déplaçait des centrales nucléaires et fossiles vers le consommateur. Avec les énergies renouvelables distribuées par nature sur tout le territoire (PV et éolien), l’électricité est produite et consommée sur place, localement. Les micro-producteurs d’électricité peuvent produire des biens durables pour un marché local, et ainsi devenir des micro-industriels durables grâce à la production de leurs propres énergies. On peut parler ainsi d’un début de capitalisme durable.
Un exemple de ces micro-industriels est Buzzcar.com qui travaille dans le secteur de la mobilité locale et durable. Ayant observé qu’un grand nombre de propriétaires d’autos utilisent leurs véhicules moins d’une ou deux heures par jour, Buzzcar les met en relation avec des conducteurs, avec le slogan : « Rentabilisez votre voiture en la louant ; Louez une voiture à la journée ou à l’heure ». Ainsi, les voitures ne s’éloignent pas beaucoup de leurs propriétaires. Et ça fonctionne aussi bien avec des voitures rechargées avec de l’électricité renouvelable, locale et distribuée sur tout le territoire.


Bientôt ces micro-producteurs vont adapter la surface de leurs panneaux PV pour produire l’électricité de leur voiture électrique (EV). Encore mieux, ils vont stocker leurs besoins futurs de mobilité électrique dans des batteries ou mieux dans l’hydrogène⁽¹⁾ produit localement, et utilisé sous forme électrique dans une plie à combustible (locale ou d’un véhicule). Ces micro-producteurs vont se regrouper en associations, coopératives, ou avec l’aide de leurs administrations communales de manière à vendre leurs surplus d’électricité. Ils pourront aussi, par ce moyen, mutualiser le prix d’un stockage local pour leurs besoins futurs (heures de pointe, EV). Ces groupements de micro-producteurs vont se regrouper aux niveaux national et européen, de manière à défendre leurs intérêts vis-à-vis des fournisseurs traditionnels qui possèdent les réseaux de transport d’électricité à longue, moyenne et courte distance (haute tension, moyenne tension et basse tension).


Ces gestionnaires de grands réseaux vont progressivement se déconnecter des centrales impactant l’effet de serre, ou dont l’approvisionnement est basé sur une source fossile devenant rare et chère. Parce que les sources d’énergie renouvelables sont surabondantes⁽²⁾ et déjà plus économiques (y compris le nucléaire⁽³⁾). Les réseaux Smart Grid transeuropéens permettront à ces gestionnaires d’employer les énormes capacités inutilisées de stockage en hydraulique dont dispose l’Italie, au bénéfice des consommateurs et du climat européen et mondial.


Les micro-industriels durables sont déjà devenus dans certains cas des entreprises importantes. On s’aperçoit qu’ils sont peu impactés par la crise économique, et qu’ils continuent à créer des emplois durables. Ce qui n’est pas le cas pour les entreprises qui veulent se développer sur les énergies fossiles. Ainsi, l’économiste en chef de l’Agence Internationale de l’Énergie, Fatih Birol, a reconnu que la croissance de la production économique et les cours du pétrole sont devenus indissociables. Ainsi l’économie mondiale s’est arrêtée en juillet 2008 quand le pétrole avoisinait 140 $ le baril. L’économie a été relancée. Mais aujourd’hui à près de 120 $ le baril de nombreux pays européens sont entrés en récession et ont de plus en plus de difficultés face à la dette publique. Le chômage s’étend partout. Certains appellent ceci le « pic de la mondialisation », après le pic du pétrole.
Désormais une relance de l’économie doit clairement cibler le capitalisme durable, les entreprises non basées sur le pétrole, les micro-industriels durables et l’installation de capteurs d’énergies renouvelables (PV et éolien) chez ces derniers et chez les micro-producteurs d’électricité. La croissance économique ne peut plus venir que de là !


Auparavant, les gestionnaires de grands réseaux se disaient incapables de connecter des millions de micro-producteurs d’électricité. Désormais les nouveaux Smart Grid le permettent avec des gestions plus locales et plus proches des micro-producteurs. Le Smart Grid permet aussi une gestion transeuropéenne des flux d’énergie. Il est légitime d’attribuer aux Smart Grids l’entrée dans une nouvelle économie durable qui est une véritable révolution industrielle.
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⁽¹⁾ Voir l’article : Quel carburant dans l’avenir pour les autos

⁽²⁾ Voir l’article : L’énergie solaire est surabondante
⁽³⁾ Voir l’article : Le nucléaire un an après Fukushima

Le nucléaire un an après Fukushima

Renforcement de la sécurité nucléaire

L'accident nucléaire de Fukushima a mis en lumière des défauts de conception, puis en question la sureté nucléaire nippone, et dès lors la sureté des centrales nucléaires près de chacun de nous fut aussi questionnée.

Des « Stress Tests » sur les centrales européennes en 2011 se sont donc étendus à des éventualités d'origine extérieures et improbables, comme des accidents naturels ou non, un accident d'avion, une explosion proche, des intempéries extrêmes (tempêtes, feux de forêt, pluies diluviennes), un séisme, une inondation, un tsunami, des cyber attaques, et le terrorisme. Les mesures recommandées à mettre en œuvre immédiatement comprennent entre autres des générateurs électriques de secours internes à chaque centrale (ce qui faisait défaut à Fukushima), le rehaussement des digues contre les inondations et les tsunamis et de nouveaux bâtiments de contrôle « bunkérisés ». Mais en fait, tous les résultats de ces tests n'ont débouché en France, sur l'arrêt immédiat d'aucun réacteur…

En Europe, la stratégie nucléaire est malheureusement une affaire nationale

Mais alors, que nous ont donc appris les accidents de Tree Mile Island, Tchernobyl et Fukushima ? Et bien, qu'il existera toujours des risques « résiduels » non couverts par toutes les mesures de sécurité nucléaire aussi renforcées soient-elles ! Tchernobyl nous rappelle que les risques « résiduels », ou pas, sont par nature transfrontières. Ainsi, le Luxembourg voit sa souveraineté bafouée par les risques « résiduels » de la centrale française de Cattenom potentiellement capable de désertifier sur 30-40 km, comme à Fukushima, sa capitale, ses principales villes, d'anéantir son économie et son état, de disperser la majorité de sa population à l'étranger !

Faire accepter ces risques « résiduels » par les populations qui les encourent est la charge qui incombe aux agences nationales de sécurité nucléaire. Tout en essayant de nous convaincre que les risques « résiduels » sont acceptables, les agences nationales ne nous garantissent d'aucun dédommagement en cas d'accident. Pas plus que les États qui ont autorisé ces centrales près de chez nous.

Au moment où l'Union Européenne développe le marché unique du gaz et de l'électricité, il n'y a encore aucune stratégie européenne sur les programmes de production d'électricité d'origine nucléaire ! Les États membres de l'UE ont voulu conserver cette prérogative de décider du nucléaire au niveau national. C'est donc à eux de prendre position sur ces risques nucléaires « résiduels » et de dire, sous le regard de l'opinion publique, s'ils veulent poursuivre le développement des programmes nucléaires ou au contraire s'ils veulent « sortir du nucléaire » plus ou moins rapidement. Cette question revient maintenant dans toutes les campagnes électorales, comme par exemple en France pour les présidentielles du printemps 2012.

L'amorce d'une sortie du nucléaire en Europe

L'intérêt des populations européennes est que se crée enfin une stratégie européenne d'approvisionnement énergétique, couvrant toutes les sources d'énergie, d'origine renouvelable et non renouvelable, y compris le nucléaire basé sur de l'uranium non renouvelable.

L'Allemagne qui dispose d'une avance certaine dans le développement de ses sources d'énergie d'origine renouvelables – éolien et photovoltaïque – a décidé d'arrêter toutes ses centrales nucléaires progressivement jusqu'à 2022. Le Luxembourg et l'Italie qui n'ont pas de centrales ont aussi décidé de rester en dehors du nucléaire. La Belgique a voté un plan de sortie du nucléaire en 2003, et son gouvernement en décembre 2011 a confirmé cette volonté. Enfin le gouvernement Suisse prévoit la fermeture du dernier réacteur pour 2034.

Le Royaume Uni et la France sont les deux principaux défenseurs de la production d'électricité d'origine nucléaire. Mais leurs peuples ne sont pas d'accord. Au Royaume Uni, un sondage montre que 70 % des britanniques sont en faveur des énergies renouvelables, de l'efficacité énergétique dans les foyers, les commerces et l'industrie. Seulement 10 % sont en faveur d'investissements dans l'électricité nucléaire. En France, un sondage de l'IFOP indique que 70 % des français seraient en faveur de la « sortie du nucléaire » parmi lesquels 51 % pour une sortie en 25 à 30 ans, et 19 % pour une sortie rapide.

Les énergies renouvelables deviennent moins chères que le nucléaire

La tendance du prix du kWh solaire photovoltaïque (PV) est à la baisse depuis des décades. Tandis que le prix du kWh nucléaire est depuis longtemps à la hausse avec les prix des constructions et les évolutions technologiques des centrales. Il est encore plus fortement à la hausse depuis Fukushima à cause des conditions imposées par le renforcement de la sécurité nucléaire et la prise en compte des prix du démantèlement des vieilles centrales et du traitement des déchets.

Depuis 2010, ces prix se sont croisés et le kWh solaire PV est devenu moins cher que le kWh nucléaire ! Ceci s'est révélé en premier aux Etats-Unis où la concurrence est très forte entre les sociétés de production d'électricité et où les tarifs à la clientèle sont très concurrentiels. Ceci a été démontré dans l'étude¹ du Professeur John O. Blackburn de l'Université Duke en Caroline du Nord.

Les citoyens demandent la transparence des prix de production du kWh pour chaque source d'énergie ! Pour les Européens, la comparaison des prix de production du kWh pour chaque source d'énergie est complètement opaque. Les seuls tarifs connus des gens sont ceux de divers mix-énergétiques. C'est pire en France où le solaire PV a été complètement étouffé économiquement depuis 2008.

Des tarifs de l'électricité à la baisse à moyen terme

Les gens doivent savoir qu'à l'avenir, les prix de revient des productions de l'électricité solaire PV et nucléaire seront nécessairement légèrement plus élevés que les prix actuels. Surtout à cause des prix qui reflètent une industrie nucléaire subventionnée depuis des décennies avec des coûts qui ne sont pas encore totalement clairs sur les déchets.

Mais, cette étude nous apprend que les factures augmenteront beaucoup moins vite avec le solaire PV qu'avec des nouvelles centrales nucléaires à la sécurité renforcée. À moyen terme, les sources d'origine renouvelable continueront à produire de l'électricité avec un tarif orienté à la baisse. Ce qui dénotera une transition énergétique largement engagée.

En toile de fond se prépare un tsunami de changements qui vont balayer l'industrie de la production d'électricité à cause de cette transition énergétique qui est engagée vers les sources d'électricité renouvelables et vers un usage plus efficace de l'électricité. L'emploi de nouvelles méthodes s'accélère pour obtenir plus d'économies d'énergie dans la construction et la rénovation des bâtiments, dans les appareils électroménagers et dans l'éclairage. Ceci signifie que la demande d'électricité diminue sans discontinuer, mesurée en kWh annuels dans le secteur résidentiel, dans le commerce, les services et dans les bâtiments publics. L'électrification des transports ouvre de nouveaux marchés pour l'électricité qui est beaucoup plus efficace que les carburants fossiles, rend la mobilité de moins en moins chère avec la baisse des coûts du solaire PV.

Subsides d'Etat : plus pour le nucléaire que pour les renouvelables

Actuellement l'industrie nucléaire fait pression et obtient toujours autant de subsides pour la recherche et le développement² (R&D). Et il en est ainsi depuis plus de 40 ans ! Car enfin, si cette industrie n'est pas encore à maturité maintenant, les contribuables devraient se demander si elle le sera jamais sans les subsides publics. Ainsi rien ne permet de croire que les coûts de production du nucléaire puissent jamais diminuer.

Ce déséquilibre depuis 25 ans à l’avantage du nucléaire est maintenu par l’Union européenne qui a cependant fortement augmenté ses budgets R&D vers les renouvelables et l’efficacité énergétique. On voit dans le graphique sur l’évolution du budget R&D qu’en même temps que les secteurs renouvelables et efficacité énergétique disposent de nouvelles ressources, le secteur nucléaire maintient ses budgets R&D de manière prépondérante.

Le budget R&D destiné au nucléaire est toujours orienté vers de nouvelles technologies, alors qu’il faut d’urgence l’orienter vers le démantèlement des centrales, le stockage définitif des déchets, et peut-être marginalement vers la recherche pure (l’après ITER(3)).

Le budget R&D en progression sur les combustibles fossiles (en voie d’extinction totale au cours de ce siècle) s’explique par les recherches sur le gaz de schiste, sujet très controversé et méritant une grande prudence, qui selon ses opposants est susceptible, avec l’habitat dense européen, de chasser les populations qui seraient alimentées en eau par des nappes phréatiques polluées.

La recherche sur le stockage de l'hydrogène et les piles à combustible est nécessaire pour assurer la transition future des transports électriques vers les transports par pile à hydrogène⁴. La technologie existe, mais les conditions de production et de stockage dans des stations distributrices d'hydrogène en milieu urbain nécessite de développer plus de sécurité dans ces installations.

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(1) Solar and Nuclear Costs – The Historic Crossover, Solar Energy is Now the Better Buy, John O. Blackburn, Sam Cunningham, July 2010, prepared for the North Carolina Waste Awareness & Reduction Network (www.ncwarn.org)

(2) Source « Agence Internationale à l'Énergie », Estimated R&D budgets by World Region, Europe, sur 25 ans 1986-2010 (www.iea.org)

(3) ITER, International Tokamak Experimental Reactor, programme de recherche sur la fusion nucléaire dont le budget avoisine les 10 milliards d'euros. Au cœur d'ITER la fusion nucléaire se fait à 150 millions de °C, soit 10 fois la température existante au cœur du soleil.

(4) Blog : L'Énergie renouvelable, c'est la Vie durable, Quel carburant dans l'avenir pour les autos ?, 26-12-2011
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Dernières modifications à l'article : 27 Octobre 2013.

En réponse au commentaire de BOILEAU Pierre :

 

Tout d'abord, je veux qu'il soit clair que je ne suis pas membre d'un parti écolo, mais seulement du parti des ingénieurs, et que j'essaie de regarder les effets des centrales nucléaires et des panneaux solaires de manière la plus neutre possible. N'étant pas Français, je ne me prononcerai pas sur la question éminemment politique de l'indépendance énergétique de la France voulue lors des chocs pétroliers des années 1970. Je constate que d'autres grands pays, comme par exemple l’Italie, n’ont pas jugé politiquement souhaitable de s’engager dans la voie du nucléaire.

La durée de vie des modules PV fabriqués en Europe à partir de 2012 a été améliorée de 25 à 30 ans (source : Solarworld SunmoduleProtect) et non 10 ans seulement comme vous le prétendez erronément.

Le rendement de ces modules PV est de 0,18 à 0,19 kWc/m2 (kilowatt-crête par mètre carré). De toute façon, ce n’est pas pertinent de juger le rendement des modules PV quand on sait que l’énergie solaire est surabondante. J’ai démontré que la totalité des énergies consommées en France (transports, chauffage, usage par l’industrie, etc.) peuvent être produites par des modules PV classiques couvrant une surface de 2,7% du territoire métropolitain, et beaucoup d’autres sources d’énergies renouvelables sont possibles !

L’énergie primaire nécessaire pour fabriquer un module PV sera ensuite produite par le module en 0,97 année en moyenne. La production de gaz à effet de serre (GES) pendant la fabrication des modules PV était de 800 Kg de CO2eq par kilowatt-crête en 2011, de sorte que leur impact environnemental présente une balance largement positive sur la durée de vie d’un module PV. Les émissions de GES évitées sont supérieures aux émissions générées pendant le cycle de vie de 30 ans d’un module PV de 90% par comparaison aux centrales au gaz et de 96,8% pour les centrales au charbon.

Des chiffres précis ont été présentés au PCF World Forum à Berlin en avril 2012. (voir la vidéo en anglais)

Actuellement la société Deutsche Solar GmbH travaille sur le recyclage, la transformation, le raffinage et la récupération de matériaux en silicium d’origines diverses. Cela concerne généralement les produits des industries solaires et des semi-conducteurs. Des machines modernes de classification et de broyage sont disponibles avec un contrôle qualité.

Je n’ai pas connaissance que l’impact environnemental et le coût d’une centrale nucléaire n’ait été chiffré en termes d’émissions de CO2eq lors de sa construction, ni en termes d’entretien annuel, ni en terme de démantèlement en fin de cycle de vie, pas plus qu’en termes annuels pour la période de gestion des déchets (estimations encore peu crédibles). Surtout si on sait que certains éléments radioactifs à vie longue nécessitent une gestion pendant des milliers d’années, voire plus.

Le drame de Fukushima (de Tchernobyl et de Three-Mile-Island) a (ont) amplement démontré que l’impact environnemental des centrales nucléaires n’était pas chiffrable lorsqu’on en perd le contrôle. Aucune compagnie d’assurance ne peut assurer ce risque. Des pays comme le mien (le Luxembourg) peuvent être rayés de la carte si la centrale française voisine (Cattenom) avait un accident nucléaire équivalent à ce qui est arrivé jusqu’ici dans le monde à trois reprises.

Enfin, ce que vous appelez le stockage STEP, que nous appelons stockage d’eau dans des lacs par pompage et turbinage, a été mis en œuvre depuis longtemps dans notre petit pays, à la mesure de notre consommation électrique. (voir la liste mondiales des centrales de pompage turbinage sur Wikipedia)

Ces questions n’ont rien à voir avec « l’indépendance énergétique » ni avec les rejets de GES pendant la production d’électricité nucléaire, mais simplement avec le bon sens et surtout avec la pérennité de la vie humaine sur la planète.

 

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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