Volkswagen s’intéresse vivement à la technologie Lithium-air

La firme automobile allemande Volkswagen testerait un nouveau type de batterie basé sur la dernière génération d’accumulateur au lithium-air et qui serait jusqu’à quatre fois plus dense que la technologie existante.

Volkswagen a mis au banc d’essai une nouvelle batterie capable de fournir "entre trois et quatre fois la densité énergétique" d’un modèle comme celui que l’on retrouve dans la Golf Blue-e-motion. En clair, cela signifie un dispositif de stockage d’une taille similaire et capable de délivrer jusqu’à 80 kWh d’énergie contre 26,5 kWh actuellement.

A l’occasion du salon de l’automobile de Genève le Pr. Heinz-Jakob Neusser, responsable du développement chez Volkswagen a précisé que la firme testait des batteries lithium-ion avec son principal fournisseur (Sanyo). Leur densité énergétique était comprise entre 24 et 28 kWh, voire même jusqu’à 37 kWh. Il a ajouté : "une unité de 80 kWh était en cours de développement et intégrait une technologie maison."

Le professeur a refusé de donner précisément les éléments chimiques composant cette fameuse batterie, mais n’a pas réfuté l’argument d’un type de batterie basé sur le lithium-air, une technologie capable de délivrer de grandes quantités d’énergie.

Il a également confirmé des recherches sur la pile à combustible. Volkswagen aurait ainsi opté pour la pile classique à membrane échangeuse de protons (eau / hydrogène) à la place de la pile à acide phosphorique à haute température que la firme a étudié il y a quelques années déjà.

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gaga42

Capacité énergétique et pas puissance!, ou capacité tout court, même si ce terme reste impropre, mais quand même moins que puissance qui exprime la puissance instantanée (et donc le courant pour une batterie) maximale disponible.

Pecor

Pour les véhicules électrique, il est prouvé que c’est la batterie à flux la plus éfficace, la moins cher, la plus pratique et la plus écologique. Elle permetterait en plus d’utiliser l’infrastructure déjà existante des pompes à essence pour y faire son plein d’électrolyte comme on fait son plein d’essence. Quel est le frein à cette technologie ? Quelqu’un pourrait-il faire la lumière sur ce mystère ?

beuhji

Salut la rédac’ d’Enerzine ! Je vous aime vraiment beaucoup mais s’il vous plait prennez une petite demi-heure quand un stagiaire arrive pour lui faire un topo sur ces notions de base. @Pecor : Si c’est si bien PROUVÉ, je ne voit pas de quel mystère tu peut parler …

jumper

certes une telle batterie offre des qualités et bien plus de défauts. Un proto , la Quant, est équipée d’une telle batterie :2 fois 200 litres Pour faire le plein d’énergie il faut : – vidanger les 400 litres d’eau et les stocker – remplir de 400 litres => 600 kms d’autonomie selon Quant (admettons) – les litres vidangés doivent être envoyés en usine où ils seront retraités et rechargés – il faut via des camions pour transporter en station service les litres rechargés. j’ignore ce que cela coûte en énergie de recharger l’électrolyte. Le Vanadium coûte 20 à 34 $ le kg et j’ingore le nombre de kg nécessaires. Cela coûte cher en manutention (de nombreux camions pour remplir puis vidanger) => à priori, cela coûte bien plus cher que le li-on et aucun industriel n’a retenu cette approche

Tech

Les unités, c’est important, mais ne brouillez pas le message, le plus important, c’est le facteur 3 ou 4 de gain par rapoort aux générations actuelles, ce qui veut dire à poid ou volume batterie équivalent 3 ou 4 fois plus de distance ou alors distance légèrement améliorée, mais poids et habitabilité et coût améliorés également le stockage progresse ;o)

jmdesp

un facteur de gain de 3 à 4 peut faire une différence considérable. Toyota a annoncé il n’y a pas très longtemps qu’ils privilégiaient maintenant l’hydrogène avec pile à combustible en considérant qu’il n’arriverait jamais à leurs objectifs d’autonomie avec les VE, mais si on fait un tel progrès la batterie redevient très compétitive. Les problèmes de l’hydrogène que Toyota met de coté, c’est le faible rendement de bout à bout qui augmente fortement au final le prix de l’énergie, et la difficulté d’utiliser cette technologie en masse de manière sure. Ainsi que le fait que même si eux voient plus d’autonomie, ce n’est pas non plus révolutionnaire par rapport à l’électrique. Reste que la description ici est très floue et laisse le concept fortement dans le vague. J’ai lu un article récemment sur l’échec d’un start-up à fournir une technologie de pile révolutionnaire à un grand constructeur américain, ça illustre comment la très forte pression pour obtenir des résultats finit par pousser les gens à faire des promesses bien avant d’avoir la confirmation que leur techno va marcher, à faire des paris sur leur succès alors qu’il manque plein de pièces pour être sûr que la techno va vraiment marcher. Il est toujours possible qu’on soit dans un cas similaire ici.

gaga42

Merci pour les corrections mais… c’est pas encore ça… “Leur densité énergétique était comprise entre 24 et 28 kWh, voire même jusqu’à 37 kWh”: il s’agit ici de capacité, ou d’énergie stockée: passage d’environ 30 kWh pour un Li-ion à 80 pour Li-air?? De toutes façons ce n’est pas clair… Et ce ne sont certainement pas des densité énergétiques en kWh/kg, ou alors trop forts ces allemands!

Rickobotics

Le pb de la techno li-Air résite ds le nb de cycle particulièrement faible: entre 10 et 50 charges/décharges max avant perte de capacité importante … donc même en doublant à 100 cycles et en mettant 80kWh, il faudrait remplacer la batterie tous les 50’000km … ont ils résolu ce pb ? Ds ce cas c le St Graal !

Electro-car

–une unité de 80 kWh est en cours de développement— Avec un superchargeur de 135 KW de puissance(comme pour tesla)à 4 étapes différentes. On pourra se faire le Nice-brest (1475 km) en 4 recharges(une demi-heure à 80%,chaque fois) en cours de route en partant pleinement chargé de Nice à 6 heures du matin,pour arriver vers 21 heures(temps de recharges en 4 fois une demi-heure,compris)à Brest. Oui,avec un tel progrès,la batterie devient,en effet, très compétitive pour l’avenir du VE,par rapport à l’H2.

Electro-car

80 KWh équivaut à environ 375 km à vitesse raisonnable sur autoroute(exemple tesla). (375 * 0.8 = 300) 4 étapes(après le départ) de 300 km. 4*300=1200 et 1200+375= 1575 km,supérieur aux 1475 km de Nice-brest. C’est réaliste.Et la tesla 85 S actuelle, avec sa batterie de 85 Kwh,pourrait déjà le faire,si se trouvait déjà en bonnes places,4 superchargeurs de 135 KW,le long du parcours.

sunny

Où va t-on trouver toute cette électricité pour faire marcher ses batteries? Réponse dans ce PDF La vision est onirique mais a le mérite de poser question.

Dan1

“Où va t-on trouver toute cette électricité pour faire marcher ses batteries?” Pour ce qui concerne la France, la réponse est : pas très loin car nous l’avons potentiellement déjà. En fait, le transport routier en totalité représente une consommation de produit raffinés (essence + gazole) d’un peu moins de 50 millions de m3 pour environ 500 TWh d’énergie. Avec cela, les 38 millions de véhicules français parcourent un peu plus de 500 milliards de km par an. Si on passait intégralement à l’électrique rapidement (pur onirisme). On diviserait la quantité d’énergie nécessaire par 3 à 4, compte tenu du bien meilleur rendement du moteur électrique et ce malgré les pertes en ligne et les pertes de charge. Disons qu’il nous faudrait trouver entre 130 et 180 TWh en sortie de centrales. C’est beaucoup, mais ce n’est qu’un tiers de la consommation totale d’électricité de le France et un quart de production. Cela représente environ la consommation du secteur résidentiel. Et là, vous supprimez (encore de l’onirisme) 38 millions de pots d’échappement. Pour mémoire, 180 TWh c’est la production potentiel de “seulement 15 EPR”. Dans la réalité, tout sera beaucoup plus “progressif” pour ne pas dire lent. Et la France possède déjà le potentiel pour commencer par alimenter 5 ou 10 millions de voitures “citadines”. Prenons une consommation moyenne de 15 kWh/100 km pour 10 000 km/an, cela fait 1,5 MWh/an (1/3 de la consommation d’électricité d’un foyer moyen). Cela nous ferait la somme astronomique de 7,5 TWh/an pour 5 millions de voitures. Et 7,5 TWh, c’est tout juste un peu plus que la production annuelle d’un seul “vieux réacteurs” de Fessenheim. Avec le maintien des deux réacteurs en service, on peut alimenter environ 8 millions de petites voitures ! Mais on peut raisonner globalement et regarder le potentiel des 63 GW du parc historique : Avec un coefficient Kp un peu plus fort qu’aujourd’hui, on peut espérer gagner 50 TWh de production en ne construisant rien de nouveau. Et 50 TWh de plus, c’est 33 millions de petites voitures qui parcourent au total 330 milliards de km par an. Mais là, j’arrête car c’est trop. En effet, les voitures particulières (essence + diésel) citadine et routière ne parcourent environ que 400 milliards de km par an et c’est évidemment beaucoup moins pour les seules citadines. Enfin, on voit bien que ce n’est pas le carburant électrique décarboné qui va manquer à la source en France. En revanche, le carburant électrique manque encore d’un réservoir performant pour contrer le pétrole et ça fait plus d’un siècle que ça dure.

Sicetaitsimple

pour le réservoir performant: le jour où la solution émerge à un coût accessible, il ne sera pas très compliqué de trouver les moyens de le remplir, et dans une certaine mesure la gestion de ces millions de remplissages quotidiens pourra contribuer à une intégration plus aisée des renouvelables intermittents. Même si ça n’a pas grand chose à voir avec l’article, votre premier lien nous ramène à un débat où bien entendu l’aspect “local” des renouvelables avaient été mis en avant par certains, par exemple: “Entièrement d’accord avec les intervenants qui souhaitent une production aussi locale que possible et bien sûr propre: vent, solaire, H2 (à partir d’EMR), géothermie, ETM, courant, houle, etc. On masque souvent qu’une production massive et concentrée a aussi besoin pour fonctionner de lignes THT génératrices de pertes importantes et de nuisances esthétiques, médicales et écologiques” Ce à quoi j’avais répondu Il est bien connu que les les energies propres et locales n’ont pas besoin de réseau,…, tant qu’elles restent marginales. L’étude citée par Sunny, dont on peut forcément discuter les hypothèses et les résultats, montre quand même ,dans certains scénarios, un besoin de 47GW d’interconnexions entre France et Espagne…Vive le local!

Dan1

Le “consommez local” c’est pour la COM. La mutualisation des EnR à l’échelle continentale, ce serait pour l’éfficacité. Mais comment vendre un concept “vert” en faisant la promotion éhontée des lignes à haute tension. Bien sûr on peut tenter de séparer les électrons : verts d’un côté et gris, noir et autres couleurs de l’autre. Alors affichons la couleur, un mix énergétique majoritairement EnR, c’est des dizaines de GW de transfert d’électricité Nord-Sud et Est-Ouest. Et vous aurez noté qu’il y avait encore du nucléaire. Les nouvelles EnR électrogènes , c’est à consommer sur place ou à emporter… très rapidement et très loin. En fait, la transition énergétique reprend une très vieille idée mise en pratique partout dans le monde : le prépondérance du réseau de transport dans le système. Et après ça, on va continuer à braire contre la centralisation de la production qui a précisément contribué à la création de ce réseau très solide.

Sicetaitsimple

que dans l’étude il y avait encore du nucléaire, du charbon avec ou sans CCS, du gaz….. C’est bien pour ça que j’ai été relativement modéré dans mon appréciation (“on peut discuter des hypothèses et des résultats”), on n’est pas dans le “battle of the grid” de nos amis dont on a amplement discuté ici: Là c’était plus sérieux, on parlait de 150GW de capacité d’export de la péninsule ibérique vers la France!

sunny

7 % du nucléaire dans le scénario de la Roadmap 2050. Allez, si ce sont des EPR super sécurisé à 15 c€/KWh et que Sarkozy s’il gagne les élections en 2017 ne cherche plus à vendre des centrales nucléaire en Lybie et au Qatar et dans d’autres charmants pays non démocratiques ou dans des zone de conflits (chiites-sunnites). Je suis prêt à signer dans le cadre d’un compromis si on met en oeuvre la roadmap 2050 (à condition que la construction des centrales ne démarre pas avant dix ans, au cas où). J’espère juste que les russes ou les terroristes fanatiques se calmeront et ne chercheront pas à bombarder nos centrales nucléaires et à détourner des avions. J’habite près de la centrale de Nogent sur Seine. Si elle pête, l’immobilier à Paris risque de chuter et un tchernobyl à 100 kM de Paris, cela risque de faire fuir les touristes. Le risque est faible, je vous l’accorde. Cela ne sert à rien de débattre continuellement sur le fait de dire que le nucléaire c’est plus facile à gerer que les ENR sur le réseau et que cela ne produit pas de CO2. On le sait bien, ce n’est pas de cela qu’il s’agit (même si vous êtes en défaut sur la problématique des déchets, passons). La question est de savoir, est-il possible techniquement de faire autrement? Si oui, combien cela coûte? Après, ce sera une décision politique via un choix de nos citoyens. Après les ingénieurs devront faire leur boulot (mettre en eouvre la vision de la roadmap 2050). Leur boulot c’est de ne pas faire de la politique mais d’éclairer nos concitoyens sur les solutions techniques et le prix que cela va coûter. Je suppose que c’est ce que vous faites et c’est très bien. Bon, moi je lis la presse internationale. On écrit partout que le coût de production du solaire et l’éolien est en train de chuter, que le modéle des utilities est remis en question, qu’on est en train de changer de paradigme. AREVA a déja préparé sa sortie du nucléaire (Areva Wind, Areva Koblitz, AREVA Solar, ……….), tout comme Siemens l’a fait avant elle (rachat de Bonus en 2004, au grand damne d’AREVA). AREVA sera notre grand champion national en matière énergie renouvelable et en matière de stockage et de gestion des flux d’électricité (alliance avec Schneider). Le business du stockage et de la gestion de l’électricité est immense au nouveau mondial, sans commune mesure avec les quelques centrales nucléaire que vous souhaitez ardemment installer de part le monde.La France mérite d’avoir une part de ce gateau, elle le doit car ces solutions vont se propager à travers le monde. Le nucléaire, selon moi, ce sera trop cher, et restera trop dangereux. Ce qui en veulent et qui sont susceptibles de nous les acheter ces centrales, ce sont des pays qui sont émerveillés par le pouvoir de l’atome (les fous de l'”électron”). Sinon, pour ce WE, je vous conseille la lecture de cette excellent ouvrage de l’AIE (Agence Internationale de l’énergie). « La puissance de la transformation. Eolien, solaire et les aspects économiques des systèmes électriques flexibles ». Any country can reach high shares of wind, solar power cost-effectively, study shows The power of transformation Wind, Sun and the Economics of flexible power system

Sicetaitsimple

Faut pas vous enerver! Résumons: – vous nous balancez un lien vers des slides complètement creux sur une roadmap Europe – 3 gugusses un peu plus curieux que le autres vont voir l’étude amont. – étude dont on pourrait discuter abondamment, mais qui a au moins le mérite de parler d’énergie ( via des usages de substitution) et non uniquement d’électricité. – bah y’a du nucléaire, du charbon, du gaz, du réseau en masse, on ne fait que lire et le souligner. – Eh là, c’est parti sur Sarkozy, la lybie, le Qatar….Quel rapport? Fallait pas envoyer le lien sur les “visuels” si vous voulez laisser penser que tout est simple. Effectivement, “La question est de savoir, est-il possible techniquement de faire autrement? Si oui, combien cela coûte?”. Pour l’instant, il n’y a pas vraiment de réponse…..

Sicetaitsimple

L’étude est déjà un peu vieille ( 2010), et on voit bien que certaines hypothèses sont déjà malmenées. Un seul exemple, le PV. Le PV c’est plutôt au Sud, là où il y a du soleil, ça c’est le bon sens. C’est une des hypothèses de l’étude, même si il manque des tableaux sur les puissances installées par pays ( ou alors je ne les ai pas vu). Mais c’est juste faux. Le PV, s’il devient un jour compétitif ( il le deviendra notamment dans des schémas auto-consommants, la question est de savoir quand) se répartira un peu partout en Europe et les jours d’été la péninsule ibérique aura beau avoir des GW disponibles elle ne trouvera aucun acheteur car ce sera déjà bourré de l’autre coté des pyrénées. Les 47 GW d’interconnexions n’ont juste aucun sens. Les plus forts developpements (en relatif) de PV ( non compétitif, uniquement sous conditions de tarifs d’achat ou de net metering) ces deux dernières années, c’est bien sûr en Allemagne, mais également au Danemark et au RU…Que des pays connus pour leur ensoleillement maximal.

Bachoubouzouc

“même si vous êtes en défaut sur la problématique des déchets, passons” Non ==> Cigeo. Qu’il n’y ait pas de solution aux déchets est un vieux slogan des écolos qui font tout ce qu’ils peuvent pour que cette solution n’apparaisse effectivement jamais… “Bon, moi je lis la presse internationale. On écrit partout que le coût de production du solaire et l’éolien est en train de chuter, que le modéle des utilities est remis en question, qu’on est en train de changer de paradigme.” La presse dit beaucoup de conneries. “Le nucléaire, selon moi, ce sera trop cher, et restera toujours trop dangereux.” Faudrait savoir : Vous disiez plus haut que l’EPR était “super sécurisé”… Et on reste toujours dubitatif quant à votre définition du danger nucléaire qui ne tue quasiment personne. Le prix. Dans vingt ans, on peut légitimement supposer que : 1) Le gaz sera devenu hors de prix, quel que soit le prix de la tonne CO2. Mettons un bon 150€/MWh électrique, soit un x2 ou x3 sur les prix du gaz. 2) La tonne CO2 sera devenue hors de prix en Europe. Mettons une tonne CO2 à 50€/t, soit un MWh charbon autour des 100€ (c’est un ordre de grandeur, hein). 3) Les technologies de stockage type Electrolyse+pile à combustible auront été industrialisées autant qu’on peut. Supposons un mix où la moitié des kWh consommés seraient sortis direct des fermes ENR, et l’autre moitié serait avant passée par la case stockage par électrolyse+pile à combustible. J’imagine ce partage moitié/moitié à cause de la part d’énergie (notamment PV) qui serait produite l’été et stockée pour être consommée l’hiver. Les systèmes électrolyse+pile ne verront probablement jamais leur rendement dépasser les 50%, il faudra donc toujours 2kWh produits et stockés pour en avoir un en sortie de ce système. Par ailleurs, le fonctionnement d’un tel système de stockage présente des coûts. Ces installations seront similaires en taille et en intensité énergétique à une centrale au gaz pour la partie électrolyse et à une autre pour la partie pile à combustible, je suppose donc que les coûts de fonctionnement de ce système seront égaux grosso modo à deux fois celui d’une centrale au gaz, soit de l’ordre de 50€/MWh en tout. Le PV et l’éolien semblent avoir atteints la maturité : Ils ont été industrialisés autant qu’ils peuvent l’être, et mise à part quelques perfectionnements ici et là leurs coûts semblent maintenant évoluer avec l’inflation. Soit autour des 70 à 80€/MWh pour l’éolien onshore, 100 à 150€/MWh pour le PV et plus pour l’éolien offshore, les usines marémotrices, etc. Supposons un mix à 50% PV + 50% éolien onshore en moyenne à 100€/MWh. On arrive donc à un coût total du MWh sur le réseau calculé comme suit : 50%x100€/MWh (les 50% de MWh ENR consommés en direct) plus 50%x2x100€/MWh (deux kWh ENR produits pour un rendu du fait du rendement du stockage) plus 50%x50€/MWh (le coût du système électrolyse+pile à combustible sur les MWh stockés), soit un total de 175€/MWh. C’est un chiffre très approximatif, mais il représente bien les réalités physiques du système. 4) Les EPR construits dans les années 2020 seront toujours à peu près au même prix, puisque déjà construits. Compte tenu des chiffres Cours des Comptes et de l’effet série de 25% qu’on a obtenu sur tous les paliers nucléaires qu’on obtiendra donc sur la dizaine d’EPR qu’on va construire dans les années 2020, et compte tenu des nouvelles prescriptions ASN qui arriveront au fil du temps, je suppose un MWh “mix EPR” à 100-110€/MWh. On peut certes critiquer des points de détail de mes estimations de coûts, mais les ordres de grandeur sont là. C’est la raison pour laquelle des industriels tels qu’EDF investissent comme ils le font. Et dans d’autres pays (exemple Allemagne) où le nucléaire n’est politiquement pas une option, leurs choix sont autres aussi à cause des chiffres que j’ai cité. Mais c’est alors un choix politique et non seulement économique. “La directrice de l’Agence Internationale de l’Energie précise que le surcout serait minime voir nul si l’on tient compte de l’évolution prévisible du coût des technologies et du prix du carbone.” Je n’ai certes pas lu le bouquin, mais ce n’est absolument pas ce que dit le résumé. Il dit : “i.e., 30 percent of annual electricity production or more – of wind and solar PV in power systems can come at little additional cost in the long term. However, costs depend on how flexible the system currently is and what strategy is adopted to develop system flexibility over the long term.” “The report says that for any country, integrating the first 5-10 percent of VRE generation poses no technical or economic challenges at all” “Going beyond the first few percent to reach shares of more than 30 percent will require a transformation of the system, however. This transformation has three main requirements: deploying variable renewables in a system-friendly way using state-of-the art technology, improving the day-to-day operation of power systems and markets, and finally investing in additional flexible resources.” Bref, le bouquin parle peut être d’évolution des technologies à venir et du coût du carbone, mais c’est alors bizarre que son résumé n’en parle pas du tout… Et quant à l’évolution des technologies, un miracle dans le coût du PV, de l’éolien, de l’électrolyse ou des piles à combustible me surprendrait grandement.

Bachoubouzouc

Je précise : 100-110€/MWh pour un mix EPR, j’ai pris là un chiffre ultra conservatif, en imaginant pleins de nouvelles prescriptions ASN, des emmerdes sur un ou deux chantiers d’EPR, etc. La rentabilité future du nucléaire ne fait pas vraiment de doute pour qui a vraiment pris la peine de s’intéresser au dossier, raison pour laquelle le Royaume-Uni, la Turquie, la Chine, l’Inde et d’autres investissent assez massivement. La capacité à fournir un coût de production quasiment fixe alors que celui de la plupart des autres énergies va exploser avec le temps est clairement un avantage.

Sicetaitsimple

et pour en revenir à l’article, c’est bien au travers de nouveaux usages et en substitution ( transport, chauffage) que les ENR électrogènes pourront dépasser à terme un certain volume en Europe. Sans me réferer en détail à leur contenu mais uniquement à leur titre, le bon scénario ce n’est pas Négawatt, mais NégaTEP.

Bachoubouzouc

Et de son côté, mon calcul du coût ENR + stockage est lui assez généreux : Je suis parti du principe que chaque étape de transformation (électricité en énergie chimique, puis énergie chimique en électricité) coûterait grosso modo le même prix que pour une centrale au gaz (transformation énergie chimique en électricité). Or l’électrolyse et les piles à combustible font encore beaucoup appel à des métaux rares et précieux, ce qui les rend actuellement hors de prix. Mon calcul de coût prend donc comme hypothèse qu’on trouvera le moyen d’ici 20 ans de les faire fonctionner qu’à partir de béton et d’acier comme les centrales au gaz. Or rien n’est moins sûr… Encore une fois, mes estimations de coûts dans 20 ans ne sont qu’un calcul de coin de table. Mais il reste tout de même assez instructif.

Dan1

“le bon scénario ce n’est pas Négawatt, mais NégaTEP.” Oui, effectivement comme nous l’avons souvent écrit, pour la France, qui contrairement aux pays du Golfe mais aussi au Danemark, à la Norvège et même à l’Allemagne, ne possède pas de ressources fossiles indigènes (comme le Japon), il est extrêmement utile de réduire sa dépendance aux combustibles fossiles. Et dans ce cadre, on peut regarder autrement notre parc électronucléaire. Je rappelle que Fessenheim = le carburant de 8 millions de voitures Evidemment, on pourra faire avec autre chose, mais ça au moins on le tient et on l’a déjà payé.

Bachoubouzouc

La question du véhicule électrique devrait pas mal avancer après les municipales : Des décisions devraient ainsi être prises pour la création d’un réseau national de 1000 à 5000 bornes de recharge rapide. Enfin !

Storage-waste

“même si vous êtes en défaut sur la problématique des déchets, passons” La solution aux déchets sera l’incinération des actinides mineurs dans les futurs réacteurs 4 G. Et l’enfouissement définitif des produits de fission du genre Cs137,Sr90,etc… dans des lieux d’un genre,comme à Bure et Saudron, un système de centre industriel de stockage géologique (en quelques siècles,la radio-activité des PF sera ramenée au niveau de la radio-activité naturelle). C’est donc un mensonge,monsieur Sunny,que de dire:”vous êtes en défaut sur la problématique des déchets.” Comme le dit monsieur Bachoubouzouc : “Qu’il n’y ait pas de solution aux déchets est un vieux slogan des écolos qui font tout ce qu’ils peuvent pour que cette solution n’apparaisse effectivement jamais… ” La mauvaise foi de ces pseudos-écolos est en effet,totale,sur ce sujet !!

sunny

@ Dan1 “Oui, effectivement comme nous l’avons souvent écrit, pour la France, qui contrairement aux pays du Golfe mais aussi au Danemark, à la Norvège et même à l’Allemagne, ne possède pas de ressources fossiles indigènes (comme le Japon), il est extrêmement utile de réduire sa dépendance aux combustibles fossiles.” On est déjà d’accord sur un point. Sur le second, c’est le marché qui décidera. Que pensez-vous de cette article et du raisonnement économique qui y est associé. Il y en de plus en plus et de plus récents sur le sujet mais celui ci est bien structuré. Vous n’ignorez pas que l’UFE est en train de préparer son offensive avec un travail sur une proposition de loi prête à être signer par les parlementaires. Le grand public n’est même pas au courant. Belle leçon de démocratie! ” Le secteur des « utilities » est perturbé de chaque côté, ce qui suscite des inquiétudes quant à sa stabilité. Un récent document de l’Edison Electric Institute (EEI), une association d’actionnaires appartenant à des compagnies d’électricité américaines, détaille les « défis perturbateurs » auxquels le secteur est confronté. Ces entreprises privées à but lucratif, aussi appelées IOU (Investor-Owned Utilities) couvrent environ 70% de la population américaine. Elles sont généralement soumises à des réglementations différentes de celles des compagnies publiques d’électricité ou des coopératives, et doivent générer suffisamment de profits pour retenir leurs investisseurs dans une activité qui n’offre qu’une liberté d’action limitée et des marges faibles. Voici quelques-uns des défis auxquels l’industrie est confrontée. La baisse des coûts de la production décentralisée Le coût de production d’électricité à partir de d’énergie solaire photovoltaïque, d’éolien, de géothermie, de micro-hydraulique, et des piles à combustible fonctionnant au gaz naturel a chuté de façon spectaculaire. Les clients particuliers et professionnels sont désormais en mesure de produire une partie ou la totalité de leur électricité de manière économiquement intéressante au lieu de la prélever directement sur le réseau. Le coût de cette production distribuée ne peut que continuer à baisser à mesure qu’elle est déployée dans le monde entier, et « pourrait menacer directement le modèle centralisé des utilities», reconnait le rapport. Les coûts de la production décentralisée baissent trop rapidement pour que les utilities s’adaptent à ces nouvelles réalités du secteur. En Allemagne, qui a déployé les énergies renouvelables de manière agressive pendant la dernière décennie, l’énergie solaire a presque atteint la parité réseau et peut maintenant être «inarrêtable», même sans subventions, selon la banque d’investissement Macquarie Group. Les centrales au charbon et nucléaires de l’Allemagne se battent aujourd’hui pour rester rentables, en raison des parts de marché qui se contractent à cause des heures de pointe qui sont de plus en plus satisfaites par l’énergie solaire. Pire encore, être capable de générer sa propre électricité signifie que vous pourriez finalement décider que vous n’avez pas besoin du réseau du tout. L’EEI fait part de son inquiétude concernant le fait que «la menace à long terme que les clients s’affranchissent complètement du réseau (ou ne l’utilisent qu’en secours) augmente le risque de dommages irréparables aux chiffres d’affaires et aux perspectives de croissance », observant que l’amortissement des investissements sur une période de 30 ans, comme par le passé, pourrait devenir difficile. L’utilisation croissante des technologies de gestion de la demande Le wattheure le moins cher est celui que l’on n’a pas à produire, et le wattheure le plus cher (pour une centrale à combustible fossile) est celui qui doit être produit aux heures de pointe. En tant que tels, l’amélioration de l’efficacité énergétique et le déplacement temporel des charges, sont des mesures de bons sens pour les consommateurs et pour l’économie dans son ensemble. Mais ce ne sont pas nécessairement de bonnes choses du point de vue d’une « utilities ». Les gains sur les rendements ont progressivement réduit la quantité d’électricité consommée, et « les dépenses sur les programmes d’efficacité énergétique augmenteront de près de 300% entre 2010 à 2025, dans une fourchette prévue de 6 à 16 milliards US$ », selon une étude par Bloomberg New Energy Finance. Ces investissements auront « un impact significatif sur la charge des utilities et, par conséquent, créeront un risque supplémentaire de perte de revenus importants», mentionne le rapport EEI. S’ajoute à cela une nouvelle menace: les technologies de demande-réponse et les ‘fournisseurs de services de restriction’ (CSP en anglais : curtailment service providers), qui proposent des programmes volontaires permettant aux clients de réduire leur consommation d’énergie aux heures de pointe en échange de tarifs d’électricité hors des heures de pointe plus favorables. Certains clients réduiront leur consommation d’énergie lorsque le gestionnaire en fait la demande – pour réduire la charge de pointe ou pour des situations plus urgentes – tandis que d’autres réduiront volontairement leur demande conseillés par leur CSP, afin de réduire leurs coûts énergétiques globaux. La gestion de la demande est une des raisons pour lesquelles la consommation d’énergie est globalement en baisse, ce qui signifie que les utilities ne sont pas en mesure de faire autant de profits sur la production de puissance de crête ou d’augmenter leurs revenus par la construction de nouvelles capacités de production d’électricité. Les programmes gouvernementaux pour favoriser certaines technologies Le secteur des utilities se plaint des ‘’technologies favorisées’’, seulement lorsque ces technologies – comme les énergies renouvelables, les améliorations de l’efficacité, et la gestion de la demande – affectent leur activité de producteurs d’électricité. Ils ne se plaignent pas du fait que le gouvernement choisisse les gagnants quand il vend des baux miniers de charbon sur les terres publiques bien en dessous de leur juste valeur marchande, ou quand il prolonge le maintenant centenaire ‘’depletion allowance’’ qui permet aux entreprises de gaz naturel et de pétrole de ne pas tenir compte dans leur comptabilité d’un certain pourcentage du pétrole et du gaz qu’ils extraient. La baisse du prix du gaz naturel Le boom des gaz de schiste aux Etats-Unis a contribué à faire baisser le prix du gaz naturel de 13$/MMBtu (3.8 $/kWh) en 2008 à 2$/MMBtu (0.6 $/kWh) en 2012, ce qui a réduit le prix de gros de l’électricité et les profits des utilities. Comme l’a remarqué l’agence de notation Fitch en Février, les faibles prix du gaz mettent sous pression les «producteurs d’électricité qui dépendent fortement de la vente de l’excès pour pouvoir subventionner les ventes du détail”, et sur le long terme, cela peut accélérer l’arrêt définitif des centrales au charbon dont les coûts d’investissement ont été récupérés depuis longtemps. En fin de compte, cela forcera peut-être les compagnies à consacrer des investissements importants aux centrales alimentées au gaz naturel, plus récentes et plus ‘’propres’’ dans un contexte où les revenus de la vente de gros de l’électricité sont faibles. Les investissements requis pour moderniser le réseau Le réseau électrique américain est vieux, obsolète, essentiellement analogique, et souffrant terriblement de décennies d’entretien constamment reporté. C’est précisément à quoi l’on pourrait s’attendre quand les opérateurs sont des entreprises à but lucratif, qui ont comme unique intérêt de “maximiser la valeur actionnariale” en serrant chaque dernier mois de service ce qu’ils peuvent sortir de leurs immobilisations. Ils sont tenus par la loi de conserver certains niveaux de service, mais ne sont pas tenus de mettre à niveau leurs équipements de manière proactive afin par exemple, de s’adapter à l’ère numérique plus robuste, et plus axée sur la sécurité. En effet, comme le notait un récent article du New York Times «certaines compagnies d’électricité publiques ne savent pas si un client n’a plus l’électricité à moins que cette personne n’appelle pour se plaindre», ajoutant que « beaucoup d’utilities comptent encore sur les cartes papier de leurs systèmes qui deviennent rapidement dépassées ». Les forces du marché, la diffusion des technologies telles que la génération distribuée et les compteurs intelligents, et la pression réglementaire croissante obligent maintenant le secteur des utilities à faire face à son carnet d’entretien différé, et ces coûts sont à la hausse. Les « utilities » s’en inquiètent, car cela arrive à un moment de contraction de l’industrie. En raison de la récession, de l’amélioration de l’efficacité énergétique et de la production décentralisée, la demande d’électricité au cours des dernières années a été “anémique”. Le secteur de l’énergie ne croît plus comme il l’a fait par le passé, mais doit maintenant « déployer les investissements à presque deux fois le taux des vers ce nouveau marché, soutient Richter.,Les utilities pourraient vendre des panneaux solaires, assurer le financement et le raccordement au réseau, et construire une relation de service afin de générer un flux de revenus. Mais alors qu’il y a beaucoup de discussions à propos de ce modèle, les exemples qui fonctionnent sont peu nombreux. Aux États-Unis, Austin Energy et PSEG du New Jersey ont expérimenté à petite échelle en aidant leurs clients à installer des panneaux solaires. « Il est trop optimiste de penser que les services publics pourraient compenser la consommation réduite ou l’augmentation des renouvelables à petite échelle simplement en créant de la valeur pour les clients dans la gestion de cette baisse », a déclaré Guillaume Regdwell, analyste chez Liberum Capital. Le scénario le plus probable est que la perte de revenus des utilities sera capturée par d’autres acteurs qui vendent des produits permettant l’autarcie énergétique. Les gagnants du jeu Si les utilities sont les grands perdants dans ce jeu, les gagnants sont les fabricants de panneaux solaires et d’éolienne, les centaines de petites entreprises qui installent des systèmes solaires, et les milliers de consommateurs qui ont transformé leurs toits en mini-centrales électriques. Les autres lauréats sont des entreprises du secteur de l’efficacité énergétique: les fabricants de matériaux de construction comme Saint-Gobain qui vend du double vitrage, les entreprises chimiques comme Recticel qui vendent de l’isolant, ou les fabricants de systèmes de chauffage commeVaillant et Viessmann, qui vendent des pompes à chaleur, des systèmes solaires et des équipements d’économie d’énergie. Comme pour illustrer ce changement de paradigme chez les autrefois toutes-puissantes utilities, GDF Suez a ce mois-ci laissé sa place dans le « blue-chip » Stoxx Europe 50 Index à Schneider Electric, spécialiste en systèmes de gestion de l’énergie et réseaux intelligents. Même les fans les énergies renouvelables conviennent que la production centralisée ne va pas disparaître, comme les énergies renouvelables auront besoin du secours des centrales électriques traditionnelles. Mais plus longtemps les énergies renouvelables sont subventionnées, a déclaré Redgwell, leur permettant d’obtenir une masse critique et de devenir moins chères, plus la possibilité que leur prix rivalise avec les prix de l’électricité au détail augmente, dans une menace classique de la substitution. «À long terme, les énergies renouvelables non subventionnées et compétitives pourraient être une grande victoire pour la société. Et une grosse perte pour les utilities». Source Reuters, Geert De Clercq, le 08/03/2013

sunny

@ Dan1 “Oui, effectivement comme nous l’avons souvent écrit, pour la France, qui contrairement aux pays du Golfe mais aussi au Danemark, à la Norvège et même à l’Allemagne, ne possède pas de ressources fossiles indigènes (comme le Japon), il est extrêmement utile de réduire sa dépendance aux combustibles fossiles.” On est déjà d’accord sur un point. Sur le second, c’est le marché qui décidera. Que pensez-vous de cette article et du raisonnement économique qui y est associé. Il y en de plus en plus et de plus récents sur le sujet mais celui ci est bien structuré. Vous n’ignorez pas que l’UFE est en train de préparer son offensive avec un travail sur une proposition de loi prête à être signer par les parlementaires. Le grand public n’est même pas au courant. Belle leçon de démocratie! ” Le secteur des « utilities » est perturbé de chaque côté, ce qui suscite des inquiétudes quant à sa stabilité. Un récent document de l’Edison Electric Institute (EEI), une association d’actionnaires appartenant à des compagnies d’électricité américaines, détaille les « défis perturbateurs » auxquels le secteur est confronté. Ces entreprises privées à but lucratif, aussi appelées IOU (Investor-Owned Utilities) couvrent environ 70% de la population américaine. Elles sont généralement soumises à des réglementations différentes de celles des compagnies publiques d’électricité ou des coopératives, et doivent générer suffisamment de profits pour retenir leurs investisseurs dans une activité qui n’offre qu’une liberté d’action limitée et des marges faibles. Voici quelques-uns des défis auxquels l’industrie est confrontée. La baisse des coûts de la production décentralisée Le coût de production d’électricité à partir de d’énergie solaire photovoltaïque, d’éolien, de géothermie, de micro-hydraulique, et des piles à combustible fonctionnant au gaz naturel a chuté de façon spectaculaire. Les clients particuliers et professionnels sont désormais en mesure de produire une partie ou la totalité de leur électricité de manière économiquement intéressante au lieu de la prélever directement sur le réseau. Le coût de cette production distribuée ne peut que continuer à baisser à mesure qu’elle est déployée dans le monde entier, et «pourrait menacer directement le modèle centralisé des utilities», reconnait le rapport. Les coûts de la production décentralisée baissent trop rapidement pour que les utilities s’adaptent à ces nouvelles réalités du secteur. En Allemagne, qui a déployé les énergies renouvelables de manière agressive pendant la dernière décennie, l’énergie solaire a presque atteint la parité réseau et peut maintenant être «inarrêtable», même sans subventions, selon la banque d’investissementMacquarie Group. Les centrales au charbon et nucléaires de l’Allemagne se battent aujourd’hui pour rester rentables, en raison des parts de marché qui se contractent à cause des heures de pointe qui sont de plus en plus satisfaites par l’énergie solaire. Pire encore, être capable de générer sa propre électricité signifie que vous pourriez finalement décider que vous n’avez pas besoin du réseau du tout. L’EEI fait part de son inquiétude concernant le fait que «la menace à long terme que les clients s’affranchissent complètement du réseau (ou ne l’utilisent qu’en secours) augmente le risque de dommages irréparables aux chiffres d’affaires et aux perspectives de croissance», observant que l’amortissement des investissements sur une période de 30 ans, comme par le passé, pourrait devenir difficile. L’utilisation croissante des technologies de gestion de la demande Le wattheure le moins cher est celui que l’on n’a pas à produire, et le wattheure le plus cher (pour une centrale à combustible fossile) est celui qui doit être produit aux heures de pointe. En tant que tels, l’amélioration de l’efficacité énergétique et le déplacement temporel des charges, sont des mesures de bons sens pour les consommateurs et pour l’économie dans son ensemble. Mais ce ne sont pas nécessairement de bonnes choses du point de vue d’une « utilities ». Les gains sur les rendements ont progressivement réduit la quantité d’électricité consommée, et «les dépenses sur les programmes d’efficacité énergétique augmenteront de près de 300% entre 2010 à 2025, dans une fourchette prévue de 6 à 16 milliards US$», selon une étude parBloomberg New Energy Finance. Ces investissements auront «un impact significatif sur la charge des utilities et, par conséquent, créeront un risque supplémentaire de perte de revenus importants», mentionne le rapport EEI. S’ajoute à cela une nouvelle menace: les technologies de demande-réponse et les ‘fournisseurs de services de restriction’ (CSP en anglais : curtailment service providers), qui proposent des programmes volontaires permettant aux clients de réduire leur consommation d’énergie aux heures de pointe en échange de tarifs d’électricité hors des heures de pointe plus favorables. Certains clients réduiront leur consommation d’énergie lorsque le gestionnaire en fait la demande – pour réduire la charge de pointe ou pour des situations plus urgentes – tandis que d’autres réduiront volontairement leur demande conseillés par leur CSP, afin de réduire leurs coûts énergétiques globaux. La gestion de la demande est une des raisons pour lesquelles la consommation d’énergie est globalement en baisse, ce qui signifie que les utilities ne sont pas en mesure de faire autant de profits sur la production de puissance de crête ou d’augmenter leurs revenus par la construction de nouvelles capacités de production d’électricité.Les programmes gouvernementaux pour favoriser certaines technologies Le secteur des utilities se plaint des ‘’technologies favorisées’’, seulement lorsque ces technologies – comme les énergies renouvelables, les améliorations de l’efficacité, et la gestion de la demande – affectent leur activité de producteurs d’électricité. Ils ne se plaignent pas du fait que le gouvernement choisisse les gagnants quand il vend des baux miniers de charbon sur les terres publiques bien en dessous de leur juste valeur marchande, ou quand il prolonge le maintenant centenaire ‘’depletion allowance’’ qui permet aux entreprises de gaz naturel et de pétrole de ne pas tenir compte dans leur comptabilité d’un certain pourcentage du pétrole et du gaz qu’ils extraient. La baisse du prix du gaz naturel Le boom des gaz de schiste aux Etats-Unis a contribué à faire baisser le prix du gaz naturel de 13$/MMBtu (3.8 $/kWh) en 2008 à 2$/MMBtu (0.6 $/kWh) en 2012, ce qui a réduit le prix de gros de l’électricité et les profits des utilities. Comme l’a remarqué l’agence de notationFitchen Février, les faibles prix du gaz mettent sous pression les «producteurs d’électricité qui dépendent fortement de la vente de l’excès pour pouvoir subventionner les ventes du détail”, et sur le long terme, cela peut accélérer l’arrêt définitif des centrales au charbon dont les coûts d’investissement ont été récupérés depuis longtemps. En fin de compte, cela forcera peut-être les compagnies à consacrer des investissements importants aux centrales alimentées au gaz naturel, plus récentes et plus ‘’propres’’ dans un contexte où les revenus de la vente de gros de l’électricité sont faibles. Les investissements requis pour moderniser le réseau Le réseau électrique américain est vieux, obsolète, essentiellement analogique, et souffrant terriblement de décennies d’entretien constamment reporté. C’est précisément à quoi l’on pourrait s’attendre quand les opérateurs sont des entreprises à but lucratif, qui ont comme unique intérêt de “maximiser la valeur actionnariale” en serrant chaque dernier mois de service ce qu’ils peuvent sortir de leurs immobilisations. Ils sont tenus par la loi de conserver certains niveaux de service, mais ne sont pas tenus de mettre à niveau leurs équipements de manière proactive afin par exemple, de s’adapter à l’ère numérique plus robuste, et plus axée sur la sécurité. En effet, comme le notait un récent article du New York Times «certaines compagnies d’électricité publiques ne savent pas si un client n’a plus l’électricité à moins que cette personne n’appelle pour se plaindre», ajoutant que «beaucoup d’utilities comptent encore sur les cartes papier de leurs systèmes qui deviennent rapidement dépassées». Les forces du marché, la diffusion des technologies telles que la génération distribuée et les compteurs intelligents, et la pression réglementaire croissante obligent maintenant le secteur des utilities à faire face à son carnet d’entretien différé, et ces coûts sont à la hausse. Les « utilities » s’en inquiètent, car cela arrive à un moment de contraction de l’industrie. En raison de la récession, de l’amélioration de l’efficacité énergétique et de la production décentralisée, la demande d’électricité au cours des dernières années a été “anémique”. Le secteur de l’énergie ne croît plus comme il l’a fait par le passé, mais doit maintenant «déployer les investissements à presque deux fois le taux des vers ce nouveau marché, soutient Richter.,Les utilities pourraient vendre des panneaux solaires, assurer le financement et le raccordement au réseau, et construire une relation de service afin de générer un flux de revenus. Mais alors qu’il y a beaucoup de discussions à propos de ce modèle, les exemples qui fonctionnent sont peu nombreux. Aux États-Unis,Austin EnergyetPSEGdu New Jersey ont expérimenté à petite échelle en aidant leurs clients à installer des panneaux solaires. « Il est trop optimiste de penser que les services publics pourraient compenser la consommation réduite ou l’augmentation des renouvelables à petite échelle simplement en créant de la valeur pour les clients dans la gestion de cette baisse», a déclaréGuillaume Regdwell, analyste chezLiberum Capital. Le scénario le plus probable est que la perte de revenus des utilities sera capturée par d’autres acteurs qui vendent des produits permettant l’autarcie énergétique. Les gagnants du jeu Si les utilities sont les grands perdants dans ce jeu, les gagnants sont les fabricants de panneaux solaires et d’éolienne, les centaines de petites entreprises qui installent des systèmes solaires, et les milliers de consommateurs qui ont transformé leurs toits en mini-centrales électriques. Les autres lauréats sont des entreprises du secteur de l’efficacité énergétique: les fabricants de matériaux de construction commeSaint-Gobainqui vend du double vitrage, les entreprises chimiques commeRecticelqui vendent de l’isolant, ou les fabricants de systèmes de chauffage commeVaillantetViessmann, qui vendent des pompes à chaleur, des systèmes solaires et des équipements d’économie d’énergie. Comme pour illustrer ce changement de paradigme chez les autrefois toutes-puissantes utilities,GDF Sueza ce mois-ci laissé sa place dans le « blue-chip » Stoxx Europe 50 Index àSchneider Electric, spécialiste en systèmes de gestion de l’énergie et réseaux intelligents. Même les fans les énergies renouvelables conviennent que la production centralisée ne va pas disparaître, comme les énergies renouvelables auront besoin du secours des centrales électriques traditionnelles. Mais plus longtemps les énergies renouvelables sont subventionnées, a déclaréRedgwell, leur permettant d’obtenir une masse critique et de devenir moins chères, plus la possibilité que leur prix rivalise avec les prix de l’électricité au détail augmente, dans une menace classique de la substitution. «À long terme, les énergies renouvelables non subventionnées et compétitives pourraient être une grande victoire pour la société. Et une grosse perte pour les utilities». Source Reuters, Geert De Clercq, le 08/03/2013

sunny

@ Dan1 “Oui, effectivement comme nous l’avons souvent écrit, pour la France, qui contrairement aux pays du Golfe mais aussi au Danemark, à la Norvège et même à l’Allemagne, ne possède pas de ressources fossiles indigènes (comme le Japon), il est extrêmement utile de réduire sa dépendance aux combustibles fossiles.” On est déjà d’accord sur un point. Vous avez oublié le réchauffement climatique en plus, ce qui n’est pas rien, mais bon. Sur le second, c’est le marché qui pourrait trancher le débat. Que pensez-vous de cet article et du raisonnement économique qui y est associé. Il y en de plus en plus et de plus récents sur le sujet mais celui ci est bien structuré. Les sources ne proviennent pas de lobbys, mais de vrais interrogations de capitalistes. En lisant l’article on peut comprendre que c’est surtout les combustibles fossiles qui sont sur la sellette. Mais dés lors que le réseaux est contraint d’investir massivement dans des solutions de stokage, est ce cela ne met pas en péril également le nucléaire. On ne va pas faire fonctionner des centrales nucléaires qui fonctionnent en base pour stocker de l’énergie, s’il ne reste plus que la pointe du soir à gérer? Sinon, j’ai pris des actions de Schneider, le cours est assez haut mais j’ai l’impression que cela peut encore pas mal monter dans les prochaines années. 🙂 Vous n’ignorez surement pas que l’UFE est en train de préparer son offensive avec un travail (groupe de travail) sur une proposition de loi prête à être signer par les parlementaires. Le grand public n’est même pas au courant. Belle leçon de démocratie! ” Le secteur des « utilities » est perturbé de chaque côté, ce qui suscite des inquiétudes quant à sa stabilité. Un récent document de l’Edison Electric Institute (EEI), une association d’actionnaires appartenant à des compagnies d’électricité américaines, détaille les « défis perturbateurs » auxquels le secteur est confronté. Ces entreprises privées à but lucratif, aussi appelées IOU (Investor-Owned Utilities) couvrent environ 70% de la population américaine. Elles sont généralement soumises à des réglementations différentes de celles des compagnies publiques d’électricité ou des coopératives, et doivent générer suffisamment de profits pour retenir leurs investisseurs dans une activité qui n’offre qu’une liberté d’action limitée et des marges faibles. Voici quelques-uns des défis auxquels l’industrie est confrontée. La baisse des coûts de la production décentralisée Le coût de production d’électricité à partir de d’énergie solaire photovoltaïque, d’éolien, de géothermie, de micro-hydraulique, et des piles à combustible fonctionnant au gaz naturel a chuté de façon spectaculaire. Les clients particuliers et professionnels sont désormais en mesure de produire une partie ou la totalité de leur électricité de manière économiquement intéressante au lieu de la prélever directement sur le réseau. Le coût de cette production distribuée ne peut que continuer à baisser à mesure qu’elle est déployée dans le monde entier, et «pourrait menacer directement le modèle centralisé des utilities», reconnait le rapport. Les coûts de la production décentralisée baissent trop rapidement pour que les utilities s’adaptent à ces nouvelles réalités du secteur. En Allemagne, qui a déployé les énergies renouvelables de manière agressive pendant la dernière décennie, l’énergie solaire a presque atteint la parité réseau et peut maintenant être «inarrêtable», même sans subventions, selon la banque d’investissementMacquarie Group. Les centrales au charbon et nucléaires de l’Allemagne se battent aujourd’hui pour rester rentables, en raison des parts de marché qui se contractent à cause des heures de pointe qui sont de plus en plus satisfaites par l’énergie solaire. Pire encore, être capable de générer sa propre électricité signifie que vous pourriez finalement décider que vous n’avez pas besoin du réseau du tout. L’EEI fait part de son inquiétude concernant le fait que «la menace à long terme que les clients s’affranchissent complètement du réseau (ou ne l’utilisent qu’en secours) augmente le risque de dommages irréparables aux chiffres d’affaires et aux perspectives de croissance», observant que l’amortissement des investissements sur une période de 30 ans, comme par le passé, pourrait devenir difficile. L’utilisation croissante des technologies de gestion de la demande Le wattheure le moins cher est celui que l’on n’a pas à produire, et le wattheure le plus cher (pour une centrale à combustible fossile) est celui qui doit être produit aux heures de pointe. En tant que tels, l’amélioration de l’efficacité énergétique et le déplacement temporel des charges, sont des mesures de bons sens pour les consommateurs et pour l’économie dans son ensemble. Mais ce ne sont pas nécessairement de bonnes choses du point de vue d’une « utilities ». Les gains sur les rendements ont progressivement réduit la quantité d’électricité consommée, et «les dépenses sur les programmes d’efficacité énergétique augmenteront de près de 300% entre 2010 à 2025, dans une fourchette prévue de 6 à 16 milliards US$», selon une étude parBloomberg New Energy Finance. Ces investissements auront «un impact significatif sur la charge des utilities et, par conséquent, créeront un risque supplémentaire de perte de revenus importants», mentionne le rapport EEI. S’ajoute à cela une nouvelle menace: les technologies de demande-réponse et les ‘fournisseurs de services de restriction’ (CSP en anglais : curtailment service providers), qui proposent des programmes volontaires permettant aux clients de réduire leur consommation d’énergie aux heures de pointe en échange de tarifs d’électricité hors des heures de pointe plus favorables. Certains clients réduiront leur consommation d’énergie lorsque le gestionnaire en fait la demande – pour réduire la charge de pointe ou pour des situations plus urgentes – tandis que d’autres réduiront volontairement leur demande conseillés par leur CSP, afin de réduire leurs coûts énergétiques globaux. La gestion de la demande est une des raisons pour lesquelles la consommation d’énergie est globalement en baisse, ce qui signifie que les utilities ne sont pas en mesure de faire autant de profits sur la production de puissance de crête ou d’augmenter leurs revenus par la construction de nouvelles capacités de production d’électricité.Les programmes gouvernementaux pour favoriser certaines technologies Le secteur des utilities se plaint des ‘’technologies favorisées’’, seulement lorsque ces technologies – comme les énergies renouvelables, les améliorations de l’efficacité, et la gestion de la demande – affectent leur activité de producteurs d’électricité. Ils ne se plaignent pas du fait que le gouvernement choisisse les gagnants quand il vend des baux miniers de charbon sur les terres publiques bien en dessous de leur juste valeur marchande, ou quand il prolonge le maintenant centenaire ‘’depletion allowance’’ qui permet aux entreprises de gaz naturel et de pétrole de ne pas tenir compte dans leur comptabilité d’un certain pourcentage du pétrole et du gaz qu’ils extraient. La baisse du prix du gaz naturel Le boom des gaz de schiste aux Etats-Unis a contribué à faire baisser le prix du gaz naturel de 13$/MMBtu (3.8 $/kWh) en 2008 à 2$/MMBtu (0.6 $/kWh) en 2012, ce qui a réduit le prix de gros de l’électricité et les profits des utilities. Comme l’a remarqué l’agence de notationFitchen Février, les faibles prix du gaz mettent sous pression les «producteurs d’électricité qui dépendent fortement de la vente de l’excès pour pouvoir subventionner les ventes du détail”, et sur le long terme, cela peut accélérer l’arrêt définitif des centrales au charbon dont les coûts d’investissement ont été récupérés depuis longtemps. En fin de compte, cela forcera peut-être les compagnies à consacrer des investissements importants aux centrales alimentées au gaz naturel, plus récentes et plus ‘’propres’’ dans un contexte où les revenus de la vente de gros de l’électricité sont faibles. Les investissements requis pour moderniser le réseau Le réseau électrique américain est vieux, obsolète, essentiellement analogique, et souffrant terriblement de décennies d’entretien constamment reporté. C’est précisément à quoi l’on pourrait s’attendre quand les opérateurs sont des entreprises à but lucratif, qui ont comme unique intérêt de “maximiser la valeur actionnariale” en serrant chaque dernier mois de service ce qu’ils peuvent sortir de leurs immobilisations. Ils sont tenus par la loi de conserver certains niveaux de service, mais ne sont pas tenus de mettre à niveau leurs équipements de manière proactive afin par exemple, de s’adapter à l’ère numérique plus robuste, et plus axée sur la sécurité. En effet, comme le notait un récent article du New York Times «certaines compagnies d’électricité publiques ne savent pas si un client n’a plus l’électricité à moins que cette personne n’appelle pour se plaindre», ajoutant que «beaucoup d’utilities comptent encore sur les cartes papier de leurs systèmes qui deviennent rapidement dépassées». Les forces du marché, la diffusion des technologies telles que la génération distribuée et les compteurs intelligents, et la pression réglementaire croissante obligent maintenant le secteur des utilities à faire face à son carnet d’entretien différé, et ces coûts sont à la hausse. Les « utilities » s’en inquiètent, car cela arrive à un moment de contraction de l’industrie. En raison de la récession, de l’amélioration de l’efficacité énergétique et de la production décentralisée, la demande d’électricité au cours des dernières années a été “anémique”. Le secteur de l’énergie ne croît plus comme il l’a fait par le passé, mais doit maintenant «déployer les investissements à presque deux fois le taux des vers ce nouveau marché, soutient Richter.,Les utilities pourraient vendre des panneaux solaires, assurer le financement et le raccordement au réseau, et construire une relation de service afin de générer un flux de revenus. Mais alors qu’il y a beaucoup de discussions à propos de ce modèle, les exemples qui fonctionnent sont peu nombreux. Aux États-Unis,Austin EnergyetPSEGdu New Jersey ont expérimenté à petite échelle en aidant leurs clients à installer des panneaux solaires. « Il est trop optimiste de penser que les services publics pourraient compenser la consommation réduite ou l’augmentation des renouvelables à petite échelle simplement en créant de la valeur pour les clients dans la gestion de cette baisse», a déclaréGuillaume Regdwell, analyste chezLiberum Capital. Le scénario le plus probable est que la perte de revenus des utilities sera capturée par d’autres acteurs qui vendent des produits permettant l’autarcie énergétique. Les gagnants du jeu Si les utilities sont les grands perdants dans ce jeu, les gagnants sont les fabricants de panneaux solaires et d’éolienne, les centaines de petites entreprises qui installent des systèmes solaires, et les milliers de consommateurs qui ont transformé leurs toits en mini-centrales électriques. Les autres lauréats sont des entreprises du secteur de l’efficacité énergétique: les fabricants de matériaux de construction commeSaint-Gobainqui vend du double vitrage, les entreprises chimiques commeRecticelqui vendent de l’isolant, ou les fabricants de systèmes de chauffage commeVaillantetViessmann, qui vendent des pompes à chaleur, des systèmes solaires et des équipements d’économie d’énergie. Comme pour illustrer ce changement de paradigme chez les autrefois toutes-puissantes utilities,GDF Sueza ce mois-ci laissé sa place dans le « blue-chip » Stoxx Europe 50 Index àSchneider Electric, spécialiste en systèmes de gestion de l’énergie et réseaux intelligents. Même les fans les énergies renouvelables conviennent que la production centralisée ne va pas disparaître, comme les énergies renouvelables auront besoin du secours des centrales électriques traditionnelles. Mais plus longtemps les énergies renouvelables sont subventionnées, a déclaréRedgwell, leur permettant d’obtenir une masse critique et de devenir moins chères, plus la possibilité que leur prix rivalise avec les prix de l’électricité au détail augmente, dans une menace classique de la substitution. «À long terme, les énergies renouvelables non subventionnées et compétitives pourraient être une grande victoire pour la société. Et une grosse perte pour les utilities». Source Reuters, Geert De Clercq, le 08/03/2013

Bachoubouzouc

Votre document (un lien internet aurait été mieux) part du principe que le coût des ENR baisse jusqu’en dessous du prix des énergies centralisées. L’effondrement des installations de nouvelles capacités avec les dernières baisses de tarif est la preuve que les industriels ne peuvent plus suivre : Le PV a bien vu son coût se stabiliser de 100-150€/MWh, l’éolien autour de 70-80. Ces énergies sont industrialisées, il n’y a donc plus de miracle à attendre. Et une énergie ne s’envisage que dans le cadre d’un mix. Avec le calcul que j’ai effectué tout à l’heure, vous avez la preuve que ENR+stockage par électrolyse+stockage n’est pas rentable par rapport à un mix basé sur du nucléaire.

Dan1

La bataille du prix unitaire de chaque filière n’a de sens que remis dans le contexte global du service garanti 24h/24 et 365 jours par an. Or, les nouvelles EnR veulent se faire plus grosse que le boeuf sans assurer le même service, voire en étant payées par lui. Il faut raisonner MIX, SYSTEME ELECTRIQUE et GARANTIE DE SERVICE. N’oublions que dans CSPE, il y a d’abord Service Public de l’Electricité avant la contribution. Le dévoiement de celle-ci la fait considérer comme une machine à subventionner. Et là, les coûts peuvent être tout autre. J’ai d’ailleurs évoqué, il y a peu, un rapport dont Enerzine ne s’est pas fait l’écho (pourtant ça parle énormement d’énergie) : A la page 193, on évoque une approche systémique des coûts et non plus une approche filière par filière. Et là, évidemment, il peut y avoir des coûts cachés qui ressortent ! Enfin il serait bien qu’Enerzine publie des articles sur ce genre de rapport plutôt que sur la gestion de l’eau potable en France ou des sujets plus exotique encore moins lié à l’énergie. Je rappelle le titre du rapport de la Cour des Comptes : LA MISE EN OEUVRE PAR LA FRANCE DU PAQUET ÉNERGIE-CLIMAT décembre 2013

sunny

En France, Solairedirect affirme qu’ils sont en train d’installer une centrale à 84 € le MWh (aujourd’hui en France). Accrochez-vous, Solaire Direct a signé un contrat de vente d’électricité avec une grande compagnie d’électricité américaine pour le site d’ADERA Californie (25 MW) à un prix record de 60€/MWh. Le président de Solaire Direct, Thiery Lepercq, est en train de railler la filière nucléaire avec un sourire qui lui monte jusqu’en haut des oreilles. Il est en train de parcourir le monde pour vendre des centrales de 20, 25 30 MW, au Chili, en Inde, …….. Vous lisez la presse? Source: l’hebdo de l’énergie solaire, Tecsol 17 décembre 2013? Touts les spécialistes (Greentech media, EPIA, ….) affirment que les marchés américains, japonais et chinois vont augmenter de manière extraordinaire en 2014, 2015 et 2016. On est à 37 GW en 2013, on parle déja de 44 GW en 2014 (au minimum) avec une augmmentation constante en 2015 et 2016.

Bachoubouzouc

Super vous avez un lien internet vers des articles confirmant ces infos ? Par ailleurs, ça ne change pas grand chose : Si on prend un coût moyen de production ENR à 80€/MWh, ça donne un coût mix ENR+stockage égal à 145€/MWh. Toujours pas rentable. Le problème n’est pas vraiment le coût du MWh ENR, le problème est le rendement du stockage qui n’est pas égal à 1, et le coût du système de stockage qui vient se rajouter au coût de la production. Sachant que je ne prend évidemment pas en compte le coût du renforcement de réseau, des smart-grid, etc. Que les ENR ne soient pas rentable n’est pas forcément un problème en soit ! Simplement il faut 1) ne pas prétendre le contraire 2) que ce soir clair et accepté par tout le monde (je ne pense pas que les français acceptent de payer un centime plus cher, malheureusement).

Sicetaitsimple

en marche. C’est parfait! Deux points que je souligne régulièrement: – la transition energétique, si elle n’est pas mondiale, c’est quand même du flan, voire une façon (pour l’europe)de se tirer une balle dans le pied. Et vous avez écrit il y a peu: “En 2012, la progression de la production electrique PV+ éolien au plan mondial n’a contribué qu’à hauteur de 28,2% à la progression totale de consommation d’électricité.” Donc il y a encore du boulot, d’autant que que l’énergie ce n’est pas uniquement l’électricité. Point 2, (même lien), “il faut multiplier par 4 la production annuelle de panneaux PV et d’éoliennes pour arriver avec les taux de progression actuelle de la demande à faire face (et uniquement) à cette progression de la consommation par le renouvelable PV+ eolien.Multiplier par 4 la production mondiale annuelle de panneaux et d’éoliennes, c’est quand même un vrai challenge et on a le temps d’en reparler. Ceci independamment de tout mécanisme de subventions diverses et variées, c’est juste un problème d’industrie..Multiplier une capacité mondiale de production par 4 quand celle-ci est déjà significative, ce n’est pas évident. “

Sicetaitsimple

Mes points 1 et 2 se rejoignent, donc ajoutons un point 3, là aussi inlassablement ressassé: Dans la mesure où la production mondiale de panneaux PV ou d’éoliennes est dans l’immédiat inférieure à ce qui permettrait de couvrir la croissance mondiale de la demande, autant les installer préférentiellement dans les endroits où cette demande croit et où le productible est maximal.

Dan1

“Solaire Direct, Thiery Lepercq, est en train de railler la filière nucléaire avec un sourire qui lui monte jusqu’en haut des oreilles.” Qu’il raille donc… dans son coin, pour l’instant, c’est majoritairement le nucléaire et l’hydraulique qui font tourner la France avec 500 TWh. Les Allemands qui jouent dans la cour des grands avec presque 36 GW de photovoltaïque, ne font toujours pas tourner l’Allemagne avec une part majoritaire de nouvelles EnR. En revanche avec les FOSSILES + FISSILES… Mais bon j’admets qu’avec dix fois de PV en France que ce qu’il y a actuellement en Allemagne, on devrait pouvoir produire autant d’électricité que le nucléaire actuel. Le seul problème est que fait de 300 GW d’électricité au mois de juillet ? Avec le PV on est toujours dans le syndrome de la grenouille. Mais en l’absence de système de stockage de masse à très longue constante de temps, la grenouille restera grenouille. Sans compter que les nouvelles EnR sont nourries au lait de l’Etat : Il ya les postures et il y a les faits.

sunny

@ Si c’était si simple Vous ne comprenez pas que l’Europe a passé le relai au marché mondial (américain, japonais et chinois, reste du monde). J’ai dit 28 % de la progression mondiale dans le monde en 2012 mais due en grande partie au marché européen (ce qui correspond à la puissance cumulée fin 2011 car il ya tjrs un décallage d’1an entre l’installation et la production au niveau du suivi statistique, et on est 2014!!), Vous voulez savoir, ce que cela représente dans l’UE seul (faites le calcul) et potentiellement en 2014. Maintenant le relai est passé, les derniers 100 mètres de la compétitivité prix sera réalisée par les Etats-Unis, la Chine, et le Japon. Au Japon, ils sont entrés dans une marche forcée du solaire car ils veulent remplacer le nucléaire et ils ont très peu de solutions de remplacement. Ils mettent toute leur énergie et leurs efforts pour diminuer encore plus rapidement les coûts de production. Cela est en train de leur coûtér très, très cher, car la croissance (et la course à la baisse des prix) n’est pas naturelle dans ce pays. Question de survie. En Chine, où le PV n’est tjrs par rentable (vs charbon), 2013, 2014, 2015 seront trois années de transition pour faire marcher leurs usines et garder leur leadership industriel. Ils vont se restructurer et ne garder que les leaders avec les technologies les plus efficaces. Eux ce qu’ils veulent, c’est le gros gateau du marché mondial de la transition énergétique qui est en marche. L’Europe elle est essoufflée, elles ne peut pas faire le dernier 100 mètres. Elle a acheté à crédit la compétitivité du solaire et de l’éolien via le tarif d’achat qu’elle va payer encore pendant 20 ans (pour ces dernières réalisations). Elle a financé les gains de compétitivité pour le marché mondial du PV et elle n’a plus d’industries PV. Ils peuvent l’avoir très mauvaise. Tout cela à cause de la Commission européenne incapable de prendre des mesures anti dumping à temps (c’est un autre débat). Pour l’éolien offshore, Siemens a annoncé qu’il passerait sous la barre des 10 ceuros/kWh avant 2020 et que cela continuerait de baisser en suite avec la montée en puissance du marché mondial.. Dans ces pays (Allemagne, Itale et Espagne), il ya un ralentissement à cause des coûts sur la facture énergétique. Mais vous comprenez bien que cette situation est transitoire et que les grosses industries le savent aussi (et même EDF à la Défense). Pour le bien de notre pays, il faut anticiper, se préparer. AREVA, Schneider, Air liquide et tant d’autres son sur les rangs. Maintenant c’est le business qui va parler.

Dan1

A sunny. Vous ne voulez toujours pas entendre parler de coûts systémiques… ceux que paiera le consommateur. Alors je donne le lien vers les annexes au rapport de la Cour des Comptes : Et là, à partir de la page 364 à la page 371, vous avez les explications et un tableau de synthèse page 370. En conclusion : “Ces « coûts systémiques au niveau du réseau », qui représentent les coûts actuels ou à venir pour les producteurs, les consommateurs, les contribuables ou les exploitants de réseau, peuvent être globalement divisés en deux catégories. Les premiers correspondent aux coûts des investissements supplémentaires destinés à l’extension et au renforcement des réseaux de transport et de distribution ainsi qu’au raccordement de nouvelles capacités. On rappellera qu’en Allemagne le coût d’extension et de renforcement des réseaux est estimé à quelque 45Md€ à l’horizon 2020, soit un investissement de l’ordre de 900 €/kW de photovoltaïque et d’éolien terrestre ou offshore installé. Les seconds correspondent aux coûts supplémentaires pour l’équilibrage à court terme de la production et de la demande. L’étude de l’OCDE montre que si les coûts systémiques des technologies programmables sont relativement modestes et constants, ils sont, en revanche, considérablement plus élevés, de l’ordre d’au moins un facteur 10, pour les sources intermittentes, notamment l’éolien et le solaire photovoltaïque. Ces coûts systémiques sont, de surcroît, fonction croissante du taux de pénétration de celles-ci dans le mix électrique. Une actualisation récente fait d’ailleurs état de chiffres similaires pour des taux de pénétration de 10%, mais nettement plus importants pour un taux de 30%, ce qui témoignerait d’une forte sensibilité des « coûts systémiques » au taux de pénétration. Ce qui est par ailleurs confirmé par l’étude précitée de l’Université de Stuttgart : « plus la part des EnR est importante, plus le coût du transport et de la distribution constitue une part croissante des coûts de l’offre d’électricité ». Tous les éléments à disposition concourent donc à démontrer que, au-delà du coût direct de production, qui est aujourd’hui seul pris en compte, l’intermittence a un coût spécifique très significatif et qu’il est croissant en fonction de la part prise par les EnR dans le mix électrique. Force est donc de constater que la prise en compte de ses différents éléments : stockage durable et surcroît de puissance installée qui est ainsi nécessaire, connexion au réseau et compensation, n’est pas actuellement réalisée ni, a fortiori, prise en compte dans les choix. Cette remarque qui vise à aller vers des coûts complets et systémiques est d’ailleurs d’ordre général, elle vaut pour l’ensemble des sources et pas seulement les EnR. Peu dommageable quand les EnR demeurent marginales dans le mix énergétique, cette omission devient cruciale dès lors que cette place peu à peu s’affirme. Elle est, de ce fait, devenue indispensable. Elle conduira, d’abord, à mieux évaluer d’une part, l’ampleur des investissements nécessaires, et qui ne consistent pas seulement, loin de là, en les seules installations de production, et, d’autre part, des surcoûts de l’énergie que cela entraîne et qu’il faudra, in fine, faire supporter au consommateur ou au contribuable. Elle amènera, ensuite, à mieux hiérarchiser les priorités, puisque le choix entre les différentes sources d’énergie à utiliser pourra être fait en fonction de leur coût effectif, c’est-à-dire systémique. Choix plus rationnel, enfin, dans l’organisation et l’équilibre entre les deux principaux types de moyens à mobiliser pour aller vers une économie décarbonée : le développement des énergies renouvelables, une efficacité, sinon une sobriété, énergétique accrue.” La comparaison à long terme ne doit pas être réalisée entre les simple coût de production sortie centrale

Sicetaitsimple

qui va parler. Tout-à-fait d’accord! Et donc, comme vous le soulignez, le marché est désormais mondialisé, et que l’Europe “a acheté à crédit la compétitivité du solaire et de l’éolien via le tarif d’achat qu’elle va payer encore pendant 20 ans “, on décide d’arreter de vivre à crédit, on stoppe la CSPE renouvelables ( pas de tarifs d’achats hors ZNI) et on recentre les efforts vers l’efficacité énergétique, l’isolation, etc… Si votre réponse est oui, je vous embrasse!

sunny

@ Si c’était si simple “Par ailleurs, ça ne change pas grand chose : Si on prend un coût moyen de production ENR à 80€/MWh, ça donne un coût mix ENR+stockage égal à 145€/MWh. Toujours pas rentable” Dans 10 ans, cela va donner quoi, dans 20 ans, dans 30 ans. Alors qu’un EPR c’est 60 ans (3 générations) au même coût. Le problème c’est que de plus en plus de gens (et d’entreprises) vont choisir l’autoconsommation car le prix sur le réseau va devenir de plus en plus cher. Et plus l’électricité sur le réseau sera cher, et plus l’autoconsommation se dévelopera ce qui va conduire le gestionnaire a adapter son système en achetant des solutions de stockage et de gestion à AREVA et à Schneider (par exemple). C’est ce qu’ expliquait les américains dans l’article précédent (les représentants des utilities américaines). C’est le modéle de développement des utilities qui est menacé. EDF, via le lobby qu’il a mis en place au sein du parlement, peut resister, un temps seulement. Nous faisons de l’anticipation, les choses ne vont évidemment pas changer du jour au lendemain. Mais si on se rend compte que cette résistance nuie au développement d’autres grands groupes français …….. (Le Made In France de l’industrie française qui pourrait s’exporter à travers le monde)

sunny

Si vous voulez on peut parler des coûts cachés du nucléaire, ca vaut combien en assurance une centrale qui pète à 100 kM de Paris. Cela vaut combien de gérer des déchets pendant des millènaires. Cela vaut combien de sécuriser l’exploitation des mines d’uranium au Niger. Cela vaut combien la R&D pour financer la recherche sur le nucléaire, ………………………………………………………………………………… Le concorde, l’avion français le plus sûre du monde, s’est écrasé une fois.

Dan1

“Alors qu’un EPR c’est 60 ans (3 générations) au même coût” Pas de surencère, 60 ans c’est deux générations aujourd’hui (et peut être moins)… on ne se reproduit plus aussi vite qu’aux temps préhistoriques ! Et justement c’est un avantage d’avoir un coût stable, voir décroissant en monnaie constante. Les Etats-Unis ont des problèmes de qualité d’électricité que la France ne connaît pas et le pire qui puisse nous arriver est de nous rapprocher du modèle américain. “Le problème c’est que de plus en plus de gens (et d’entreprises) vont choisir l’autoconsommation car le prix sur le réseau va devenir de plus en plus cher.” Ils feront ce qu’ils voudront, sauf que justement la France possède dans ce domaine un avantage compétitif très marqué. Parfois, on se demande d’ailleurs si certaines forces extérieures n’auraient pas intérêt à le combattre.

Dan1

Nous avons déjà abondamment répondu sur les coûts du nucléaire, vous relirez Enerzine. Bon et alors ces coûts systémiques évoqués par la CdC, vous en pensez quoi ?

Sicetaitsimple

d’interlocuteur! C’est Bachou qui a écrit ça.Très honnetement je ne sais pas quel peut être le chiffre, mais à coup sur la gestion d’un parc très ENR va engendrer des coûts annexes importants (cf le lien de Dan1). Vous arrivez depuis peu sur Enerzine et avez donc loupé quelques échanges, sur l’autoconsommation je n’ai absolument aucun problème: Si un particulier, une entreprise, qui que ce soit peut produire son electricité moins cher que celle fournie via le réseau, c’est très bien, rien à dire, c’est “le business”.Obligation de “vente des surplus” uniquement, pas de “vente totale”, bien entendu. Et si il a de temps en temps des surplus, il les injecte sur le réseau au prix de marché ( ou à un tarif représentatif des prix de marché moyens, disons environ 50€/MWh) et non à environ 150€/MWh comme actuellement pour une nouvelle installation.. C’est juste de l’hygiene, vous verrez que si ces principes sont appliqués ( et à mon avis ils le seront, c’est juste une question de temps), on arrivera à limiter les coûts annexes évoqués au début. Il ne faudra pas non plus que le particulier ou l’entreprise en question s’étonne de voir ses kWh de complément lui couter un peu plus cher.

Sicetaitsimple

Et les 47GW d’interconnexions entre Espagne et France, vous en pensez quoi?

sunny

@Dan 1 Je ne connais pas votre appréciation des coûts cachés du nucléaire et je ne vais m’amuser à relire tous les sujets de discussions publiés dans Enerzine. Le rapport de la CDC est juste et ils ont bien identifié le problème que je viens d’expliquer (expliqué dans l’article cité plus haut). Ces coûts systémiques existent, ils existeront et ils seront élevés. On a déjà annoncé au consommateurs que la facture électrique aller coûter de plus en plus cher, à cause des investissements réseaux, les ENR, les travaux de sécurisation du parc nucléaire, les travaux d’entretien du parc hydroélectrique qui ont été négligés….. Je ne sais pas quoi vous répondre Les gens penserons peut-être enfin à isoler leur maison plutôt qu’acheter une voiture puissante, ils adapteront leurs consommation (appareils en veille, électroménager A +). Ils abandonneront le chauffage électrique ou installeront des PAC. Ceux qui n’ont pas d’autres choix que le chauffage électrique (les plus pauvres d’entre nous) vont souffrir. Le monde est injuste, on leur avait pourtant dit qu’ils feraient des économies. Je peux vous donner les liens sur you tube des pubs d’EDF sur le chauffage électrique des années 80-90 . Il y a aussi eu un “Envoyé spécial” sur France 2 sur le sujet, il y a quelques semaines.

sunny

@ Si c’était si simple Cela reste évidemment de l’anticipation. Techniquement je n’ai pas de réponse. Je laisse cela aux ingénieurs. Mais la réalisation de ce type d’infrastructure ne pourra se faire que dans un cadre politique européen. La mise de fonds sera européenne. Cela devra être gérer par un régulateur (gestionnaire) unique en Europe. Il y aura forcément des négociations et des contre-parties dans le cadre d’une vraie politique énergétique européenne. Ce sera bon pour l’Europe, pour l’Europe politique je veux dire. Il faudra déterminer qui produit quoi, qui installe quoi et où. Noter que le système de compensation existe déja dans le cadre de la directive énergies renouvelables (Paquet Climat Energie). 47 GW ca fait beaucoup, beaucoup. Peut-être qu’il y en aura une partie en Afrique du Nord. AREVA est bien positionnée là bas pour vendre du CSP.

Dan1

“Je ne connais pas votre appréciation des coûts cachés du nucléaire” Encore faudrait-il qu’il y en ait. Car la Cour des Comptes ne parle pas de coûts cachés (vache sacrée antinucléaire) dans le cas de notre parc nucléaire mais, dans certains cas, de coûts difficilement chiffrables’notamment s’agissant de l’avenir, et c’est confirmé par ministère : Relisez le rapport de 2012, c’est instructif et ça évite de se décridibiliser par la suite : Si nous dépassons le niveau des vaches sacrées, nous pourrions appeler les coûts induits par l’intégration des EnR : des “coûts difficilement chiffrables”.

Dan1

Le chauffage électrique est une petite partie du problème de la précarité énergétique (il n’y a pas que l’électricité dans la vie). Et précisément, c’est le prix de l’électricité qui peut être le mieux maîtrisé en France et qui l’a d’ailleurs été. En plus, on nous promet du courant à gogo avec le nouvelles EnR qui sont puissamment et exclusivement électrogènes. Avec le PV, on va raser gratis si on écoute certains. On notera d’ailleurs que le différentiel de prix entre l’électricité et le gaz tend à se restreindre et je ne sais si nus connaîtrons un “miracle comme les américains.

Sicetaitsimple

Je ne vais pas vous reprocher d’avoir une vision planificatrice des questions énergétiques, ça peut également m’arriver! Cependant, quand vous dites “Il faudra déterminer qui produit quoi, qui installe quoi et où.(en Europe)”, là je pense que vous allez un peu loin, et que ce n’est pas demain la veille qu’on risque d’y arriver! On parlait du caractère “local” de l’electricité ci-dessus, et c’est effectivement une de ses caractéristiques essentielles, le local n’étant bien entendu ni le village ni le département. Il n’y a que dans des cas bien précis (je pense à l’hydraulique ) que la ressource étant localisée mais abondante, on va la transporter sur de longues distances, c’est d’aileurs comme ça par exemple que le réseau electrique francais s’est bati. Mais autrement, il vaut mieux en général mettre la production pas trop loin de la consommation, la “pas trop loin” étant à géométrie variable mais si possible limitée. Les “rêves” de certains sur des centrales solaires nord-africaines alimentant Berlin m’ont toujours parus déconnants et je ne vois pas grand chose dans l’actualité des 2 ou 3 dernières années qui me ferait changer d’avis, bien au contraire.Du soleil, il y en a plus ou moins, mais il y en a partout et en gros à la même heure en Europe et en Afrique du Nord. Et donc il y aura du PV à plus ou moins long terme ( et c’est plutôt ça qu’il faut planifier) partout en Europe, et en été à midi le PV ou le CSP Nord-Africain trouvera porte close parce qu’il faudra déjà gérer une situation complexe en termes de sécurité du réseau et que ce ne sont pas des lignes HVDC qui permettent de le faire.

sunny

@Dan 1 Nous parlons bcp d’électricité car c’est un sujet sensible qui nous intéresse mutuellement dans le cadre du débat sur la transition énergétique. Je serais capable de débattre sur bcp d’autres choses tenant à l’énergie et à l’efficacité énergétique. Nos débats sont passionants et instructifs, et je vous en remercie. Mais difficile de maintenir votre rythme sur ce forum de discussion. Quand j’avance une idée ou un argument, je me retouve avec une page de contre arguments. Vos idées et vos arguments sont respectables mais je trouve que vous êtes excessivement présents sur ce forum, plus dans le lobbying pour certains que dans le débat d’idées et dans le soucis de compréhension des changements qui sont en train de s’opérer (pour les éventuels autres lecteurs de ce forum). Compte tenu de vos commentaires, je suppose que vous être des ingénieurs, mais je ne comprends pas que vous soyez capable de passer autant de temps sur ce forum (la passion peut-être). Vous n’étes pas des retraités EDF adhérent à la SFEN quand même? Je ne suis pas un habitué et je perd de l’énergie quand je dois répondre à la fois aux arguments de Badrien, Dan, Bachoubouzoc, Si c’était si simple, et les autres. Je trouve que de ce fait le débat est biaisé, mal équilibré et pas toujours constructif. C’est le défaut de ce genre de forum et des débats sur internet.

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