Volkswagen s’intéresse vivement à la technologie Lithium-air

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 ?

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

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.

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 !

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.

“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.

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.

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

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.

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.

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.

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 !

@ 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

@ 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

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

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).

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.

@ 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.

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!

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.

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 ?

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

@ 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.

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.

@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.