mercredi 18 septembre 2019

Nucléaire et sécheresse


Les médias nous montrent que la sécheresse de l’été 2019 aggrave l’étiage de nombreux fleuves, notamment la Loire et le Rhône. Or l’utilisation de leur eau pour le refroidissement des centrales nucléaires amène son réchauffement, lequel doit être limité avec juste raison. Ainsi, plusieurs réacteurs ont dû être arrêtés ou utilisés à puissance réduite. Selon plusieurs présentateurs, peut-être influencés par des associations antinucléaires, la sécheresse ferait découvrir un nouvel inconvénient des centrales nucléaires…

Quelle méconnaissance !

La transformation de la chaleur en énergie mécanique ne peut s’effectuer que selon le deuxième principe de la thermodynamique, dit principe de Carnot, selon lequel :
  • Le fluide thermodynamique (vapeur d’eau le plus souvent) est porté à la température T1 (°K) aussi élevée que possible par la chaleur reçue de la source chaude (fission nucléaire ou combustion de charbon, de pétrole, de gaz ou autre…)
  • La détente du fluide thermodynamique produit l’énergie mécanique recherchée, et refroidit ce fluide jusqu’à la température T2(°K) aussi basse que possible, ce qui nécessite le refroidissement du condenseur où la vapeur se transforme en liquide.
  • Les quantités de chaleur (énergie thermique) émise par la source chaude, et reçue par la source froide, sont respectivement proportionnelles aux températures T1 et T2. L’énergie mécanique obtenue est la différence, proportionnelle à T1 - T2 .

De validité universelle, ce principe s’applique à toutes les centrales électrothermiques : fission nucléaire, charbon, fioul, gaz, biogaz, solaire thermique. Seules y échappent l’hydraulique et l’éolien, parce qu’elles ne partent pas de la chaleur, mais d’une énergie mécanique primaire exploitable, et le solaire à PPV qui produit directement de l’électricité à partir de la lumière.

Le rapport entre l’énergie thermique à évacuer par la source froide et l’énergie fournie dépend de T1 plus que de T2. Plus T1 est élevé, meilleur sera le rendement en énergie mécanique.  Par ordre décroissant :
  • Centrales à gaz à cycles combinés : le premier cycle est une turbine à gaz, le second une turbine à vapeur, le tout avec un rendement exceptionnel nettement supérieur à 50%.
  • Centrales thermiques conventionnelles à vapeur, utilisant toute énergie thermique fossile ou non, avec des rendements de 35 à 45%.
  • Centrales nucléaires à eau bouillante (EBR), car T1 est limitée par les matériaux utilisés dans le cœur. Il n’en n’existe aucune en France, mais elles constituent plus de la moitié du parc mondial.
  • Centrales nucléaires à eau pressurisée (EPR) pour la même raison, plus la présence d’un échangeur, appelé « générateur de vapeur » qui réduit T1 de quelques degrés : c’est le prix de la sécurité apportée par le confinement de l’eau primaire contaminée, avec un rendement conventionnel de 33%.

 Les EPR, dont le fonctionnement est strictement exempt de CO2, nécessitent un peu plus d’eau de refroidissement qu’une centrale à énergie fossile, mais les ordres de grandeur sont proches. Cet inconvénient mineur disparaît au bord de la mer dont la capacité de refroidissement est pratiquement illimitée, ce qui évite le recours à des réfrigérants atmosphériques.


Ces réfrigérants atmosphériques, nullement réservés aux centrales nucléaires, sont des cascades dans lesquelles l’eau tiédie par le refroidissement de T2, se refroidit en s’évaporant partiellement avant d’être renvoyée dans le fleuve, pendant que l’air remonte dans le paraboloïde en se chargeant de vapeur d’eau qui condense à sa sortie en en nuage blanc, exclusivement constitué de gouttelettes d’eau du fleuve.

Avoir fait de ces réfrigérants très visibles le symbole du nucléaire est une double absurdité :
  • Les centrales conventionnelles en utilisent aussi
  • Le nuage qui s’en échappe ne peut pas être contaminé, car résultant d’une eau qui n’est jamais rentrée dans l’enceinte nucléaire.


Conclusion :  Si les militants antinucléaires étaient mieux informés :
  • Ils raconteraient moins de bêtises,
  • mais ils cesseraient d’être antinucléaires
  • et notre climat y gagnerait beaucoup !


Pour mémoire : Les fluides impliqués dans les centrales électrothermiques :

 Type de centrale
Nucléaire EPR
(eau pressurisée)
Nucléaire EBR
(eau bouillante)
Thermique conventionnelle
Transfert thermique
Eau primaire liquide contaminée
Eau liquide ou gaz contaminée utilisée dans la turbine
Néant
Fluide thermodynamique
Eau secondaire liquide ou gaz
Eau liquide ou gaz
Refroidissement
Fleuve ou mer
Fleuve ou mer
Fleuve ou  mer





mercredi 4 septembre 2019

Revolution du stockage par batteries stationnaires




Sous la plume de Vincent Collen, le quotidien « Les Echos » a publié le 20 août 2019 un article intitulé :

« La révolution du stockage de l’électricité est en marche »


Notre conclusion

Le développement, nullement improbable, des batteries de stockage de l’énergie électrique de réseau, sera à inscrire dans la liste des erreurs stratégiques majeures, en concurrence avec le véhicule tout-électrique. Ces erreurs auront pour effet de retarder l’indispensable et urgente baisse des émissions de CO2, car l’allocation des ressources publiques ou privées disponibles aura été loin de l’optimum.


Message

Notre blog avait largement traité ce sujet dans 16 messages publiés en 2014 et figurant dans le sommaire « Energie ». Notamment, l’utilisation ou la réutilisation des batteries Li-Ion de l’automobile pour le stockage de l’énergie de réseau a été traité dans un message qui a conservé toute sa pertinence. 
Le texte intégral des « Echos » qui prévoit une très forte croissance du marché des batteries stationnaires d’énergie électrique, figure ci-dessous sans les photos, est résumé en bleu ci-après, avec nos commentaires :

Abréviations :
  • K pour kilo (000)
  • M pour méga (000 000)
  • G pour Giga (000 000 000)

 A. Progression du marché de 16% par an pour atteindre 27 G$/an en 2030 et 58 G$/an en 2050.
Le marché actuel n’est pas mentionné. Les croissances ne sont pas cohérentes avec les montants :
  • La progression annoncée de 2030 à 2050 ne correspond qu’à une croissance en valeur de 4% par an.
  • Une progression de 16% sur cette même période amènerait le marché à 525 G$ en 2050, invraisemblable.
  • Ces chiffres sont donc peu crédible…
 B. Progression de la capacité de stockage d’un facteur 100, de 10 GW à 1 000 GW en 2040.
  • Il s’agit en réalité de GWh (énergie) et non de GW (puissance).
  • Une progression d’un facteur 100 en 21 ans correspond à une croissance en volume de 26% par an, à nouveau incohérente avec les 4% et les 16% en valeur du paragraphe précédent, même en tenant compte d’une baisse de prix.

 C. Les éoliennes et PPV sont indispensables à la réduction des gaz à effet de serre, mais leur production est intermittente.
  • Les éoliennes et PPV peuvent en effet contribuer à la réduction des GES, notamment aux basses latitudes, mais ne sont nullement indispensables, car d’autres solutions décarbonées existent : le nucléaire, l’hydraulique, le biogaz, capables de produire en continu ou à la demande aux prix de marché actuels.
  • Le simple passage du charbon au gaz à cycle combiné réduit l’émission de CO2 des deux tiers, et est possible à court terme (essentiel, car il y a urgence) à un prix raisonnable.
  • Le recours aux énergie intermittentes restituées n’a donc de sens que si elles restent compétitives après coût de stockage.


D. Le marché se développe parce que l’écart de prix de marché du MWh entre les périodes de production insuffisante (crêtes) et excédentaires (étiage) ne cesse d’augmenter.

L’affirmation est exacte, mais doit être explicitée et complétée :
  • La production des PPV sous les latitudes moyennes est contracyclique : élevée pendant l’étiage des journées d’été, et nulle pendant les pointes de consommation qui se situent toujours la nuit en hiver. Il en va différemment dans les pays tropicaux, où les pointes de consommations dues aux climatisations coïncident avec la production des PPV. Ceux-ci n’ont donc aucun intérêt sous nos latitudes.
  • Il est possible de réduire les pointes par un tarif dynamique (« yield management ») qui réduit la demande par augmentation du prix pendant les pointes.

E. Le prix des grosses batteries Li-Ion va baisser de 360 $/KWh actuellement à 170 $ en 2030. Des projets sont lancés :
  • 1,8 GWh en Californie en 2020
  • 3 GWh à New-York en 2030
  • Remplacement de centrales de pointe à charbon ou gaz
  • 100 MWh d’ici 2 ans
  • Et jusqu’à 1 GWh
  • Ils aboutiront à 80 % d’énergies renouvelables dans certains états ou pays.


Tous ces belles prévisions doivent être évaluées économiquement.
  • Le coût d’un MWh solaire produit par PPV est au minimum de 80 $ 
  • Une batterie perd 30% de sa capacité en environ 1 500 cycles. Si on la réforme quand sa capacité tombe au tiers de sa valeur initiale, elle aura stocké environ 3 000 fois sa capacité initiale. Le seul prix de l’usure de la batterie est donc 360 M$ / 3000 cycles = 120 $ 
  • Son rendement (Energie restituée / énergie reçue) est d’environ 80%.
  • Le prix du MWh restitué est donc : (80 $ +120 $) / 80% = 250 $/MWh
  • Or le prix de marché se situe entre 40 et 200 $/MWh

Une autre comparaison est éclairante : Sur leurs durées de vie :
  • Une batterie de 1 MWh coûte 360 K$ et restitue 3 000 MWh
  • Un EPR coûte 4 000 K$ par MW (11 fois plus) et restitue 240 000 MWh (80 fois plus) en 40 ans à 70% de sa capacité, avec un coût marginal extrêmement bas.
  • Il est donc 7 fois moins cher, et finalement plus écologique, de produire de l’électricité décarbonée que de la stocker, même si le facteur de charge des EPR devait ainsi baisser quelque peu.

La prévision d’une baisse de prix de 360 $ à 170 M€/MWh en 2030 est contestable. La « courbe d’expérience » qui sert de base au Boston Consulting Group, reconnue comme très pertinente, prévoit une baisse de 10% à 20% du prix de revient de n’importe quel produit ou service industriel pour chaque doublement de la quantité cumulée produite. Partant du prix actuel, et en se basant sur 15% appliqué aux batteries Li-Ion, et sur l’une ou l’autre des lois de croissance envisagées en A. ci-dessus, on arrive aux alentours de 320 $/MWh, soit pas loin du double du prix annoncé, sans baisse massive du prix de revient du MWh restitué.

En plus, la production diurne d’une ferme solaire varie d’un facteur 10 entre le solstice d'été et le solstice d'hiver : ceci signifie que de novembre à février le stockage de  ne sera pas possible faute de production suffisante en journée, car il n’est évidemment pas envisageable de stocker l’énergie sur une demi-année au lieu d’une demi-journée, pour un prix 365 fois plus élevé ! Le stockage d’énergie PPV ne se développera donc pas sans subventions :
  • Par défaut de production de novembre à février
  • Par coût excessif, même aux périodes favorables


F. Le stockage à domicile est promis à un bel avenir grâce à des ménages prêts à faire des sacrifices pour participer à la révolution énergétique.

C’est probablement exact, quoique difficilement prévisible. Le « Green washing » par les médias est tellement intense que de nombreux citoyens éco-responsables seront tentés d’investir dans des batteries domestiques stationnaires pour ne consommer que de l’électricité supposée verte, en ne se préoccupant ni de leur pertinence économique, ni de leur durée de vie, ni de leur caractère intrinsèquement polluant, émetteur de CO2 et consommateur de matières premières rares importées. Si en plus, des politiciens bien-pensants, mais mal informés, y ajoutent quelques aides publiques, alors le succès est probable pour ce marché, ce qui sera un échec pour la planète !


Annexe: 

Notre analyse des marchés, prix et quantités des batteries stationnaires Li-Ion basée sur les chiffres publiés par Les Echos.
  • Cellules vertes : données "Les Echos"
  • Cellules rouges : conclusions discordantes
  • Cellules bleues : hypothèses de calcul réduisant les discordances



 ______________________________________________

Texte intégral des « Echos »
Vincent Collen @VincentCollen

Stocker l’électricité pour compenser l’intermittence de la production des éoliennes et des panneaux photovoltaïques est l’un des grands défis à relever pour réussir la transition énergétique. Ce marché du stockage est encore balbutiant mais devrait progresser de 16 % par an en moyenne pour atteindre 27 milliards de dollars en 2030, estime Bank of America-Merrill Lynch, qui vient de publier une étude sur ce sujet. Il atteindrait 58 milliards en 2040. A cet horizon, pas moins de 6 % de la production électrique mondiale pourrait être stockée dans des batteries, prévoient les experts de la banque américaine. Pour Bloomberg NEF, on passerait des capacités très modestes installées aujourd’hui sur la planète (moins de dix gigawatts, l’équivalent de dix réacteurs nucléaires) à plus de 1.000 gigawatts en 2040.

Les moteurs de cette expansion sont puissants et ils s’alimentent les uns les autres. Le premier, c’est l’essor des énergies renouvelables, indispensable pour réduire les émissions de gaz à effet de serre. Or les éoliennes ne produisent pas d’électricité quand le vent ne souffle pas. Idem pour les panneaux photovoltaïques lorsqu’il n’y a pas de lumière. Bref, les renouvelables produisent parfois trop lorsque la demande est faible, et pas assez lorsqu’elle est forte. Le stockage de l’électricité permet de lisser ces pics et ces creux. Avec une capacité de stockage de quatre heures, une ferme solaire générant de l’électricité pendant huit heures verrait ainsi sa production effective portée à douze heures, soit un gain de 50 %.

Le marché est appelé à se développer parce que l’écart de prix entre les périodes de pic de la demande et celles où les capacités sont excédentaires ne cesse d’augmenter. Les acteurs du stockage peuvent donc saisir un créneau qui devient rentable. Dans l’idéal, il faudrait réussir à stocker l’énergie pendant quatre à six heures, explique l’étude de Bank of America. Mais, même en la conservant deux à trois heures seulement dans des batteries, on pourrait augmenter la part des renouvelables dans la production d’électricité de 10 à 15 %, ce qui la porterait de 10 % aujourd’hui au-delà de 60 % au milieu du siècle, estime la banque.

Le stockage prendra plusieurs formes. L’essentiel sera réalisé par les compagnies d’électricité, grâce à des batteries disposées à proximité d’un champ d’éoliennes ou d’une ferme solaire, par exemple. En complément, les foyers participeront eux aussi au mouvement, en installant une batterie dans leur cave ou en déchargeant l’énergie stockée dans leur véhicule électrique lorsque ce dernier n’est pas utilisé.

Autre atout indispensable pour le stockage des énergies vertes, la baisse indispensable du prix des batteries. Entre 2010 et 2018, le coût d’une batterie lithium-ion a déjà décliné de 85 %, selon Bloomberg NEF. Il devrait encore baisser de moitié d’ici à 2025, notamment grâce aux économies d’échelle réalisées avec l’essor du parc de véhicules électriques. « Le prix des grosses batteries pour les compagnies d’électricité va passer de 360 dollars par kilowattheure aujourd’hui à 170 dollars en 2030 », calcule Yayoi Sekine, analyste chez Bloomberg NEF.

Des projets ambitieux
Malgré cette chute, le développement du stockage nécessitera des investissements massifs : 662 milliards de dollars au cours des vingt prochaines années, toujours selon Bloomberg NEF. Certaines régions sont en avance, à commencer par quelques Etats américains, dont les politiques énergétiques mettent l’accent sur le stockage, poursuit Bank of America. La Californie vise ainsi 1,8 gigawatt de capacités installées dès 2020, New Yor k 3 gigawatts en 2030. Des compagnies d’électricité comme XCel en Floride ont déjà proposé de remplacer des centrales à gaz ou au charbon par des batteries géantes associées à des capacités de production solaire ou éolienne. L’Europe et l’Asie sont moins avancées, mais le Royaume-Uni, l’Allemagne, l’Australie, la Corée et la Chine développent aussi des projets ambitieux. « Des projets à 100 mégawatts permettant de stocker l’électricité pendant quatre heures se multiplient, confirme Yayoi Sekine. D’ici à deux ans, nous verrons émerger de très gros projets de stockage qui atteindront jusqu’au gigawatt [1.000 mégawatts, NDLR]. » Alors les équilibres de la planète énergie pourront être bouleversés, souligne Bank of America. Grâce au stockage, certains Etats américains ou pays européens pourraient voir la part du renouvelable dans leur production d’électricité dépasser 80% dès 2030.

Le stockage à domicile promis à un bel avenir

Tiré par, le marché du stockage résidentiel de l’électricité est appelé à quintupler au cours des cinq prochaines années en Europe, prévoit Wood Mackenzie

Le stockage de l’électricité à la maison, grâce à une batterie installée à la cave ou dans le garage, s’annonce comme un complément intéressant à l’essor des énergies renouvelables. Le marché mondial est encore très modeste, mais il commence à atteindre une taille significative dans les pays où s’est développée la production d’électricité à domicile, le plus souvent grâce à des panneaux photovoltaïques fixés sur les toits. En Europe, le stockage résidentiel de l’électricité sera multiplié par cinq au cours des cinq prochaines années, atteignant 6,6 gigawatts heures en 2024, prévoit le cabinet Wood Mackenzie.

Le marché est aujourd’hui concentré en Allemagne, où le gouvernement a encouragé l’essor du solaire résidentiel dès 2013. Les pouvoirs publics ont pris en charge jusqu’à 30 % du coût de l’installation les premières années. Cette part est tombée à 10 % l’an dernier et à zéro depuis le 1 er janvier. Mais l’impulsion a été suffisante pour que 125.000 foyers s’équipent, d’autant que le prix des panneaux et des batteries a chuté dans le même temps.

Participer à la révolution énergétique
 « Après ce succès en Allemagne, le stockage résidentiel commence à gagner d’autres pays d’Europe, en particulier en Italie et en Espagne », explique Rory McCarthy, analyste chez Wood Mackenzie. Selon lui, le marché peut désormais se développer sans subventions, car le prix de l’électricité générée à domicile se rapproche de celui qui est commercialisé par les fournisseurs. « On s’approche de la parité dans ces trois pays européens », constate l’expert.

« Le stockage à domicile était jusqu’à présent tiré par des ménages prêts à faire un sacrifice financier pour participer à la révolution énergétique », poursuit l’expert. C’est en train de changer. Au fur et à mesure que les tarifs de l’électricité augmentent en Europe, la production et le stockage à domicile seront adoptés, de plus en plus, comme une protection contre les hausses de prix des fournisseurs.

Le phénomène devrait moins toucher la France, car l’incitation y est moindre, l’électricité vendue par EDF et ses concurrents étant parmi les moins chères du continent, explique Rory McCarthy. Le développement devrait être également moins rapide au Royaume-Uni, où le pouvoir d’achat des ménages est sous pression. — V. C.



dimanche 3 février 2019

VE 9-4 Distorsion € Totale


Le VE : Innovation pérenne ou rêve écologiste ?
« Dans un monde inondé d’informations sans pertinence, le pouvoir appartient à la clarté. »  Yuval Noah Harari





Les distorsions « soft » : Infox


VE 9.4 - Distorsion de concurrence totale €

Au final, 4 distorsions de concurrences majeures, s’additionnent en faveur des VE :

9.4.1. Bonus  /Malus

Il amène l’acheteur d’un VE à recevoir au minimum 6 000 € de bonus, éventuellement majoré par l’absence de malus que le VT concurrent aurait pu supporter. Une prime à la conversion jusqu’à 2 500 € peut s’y ajouter.

9.4.2. TICPE

L’absence de taxes routières spécifiques (hors taxe carbone) réduit le coût d’utilisation du VE de 5 520 € par rapport à un VT consommant 4,6 Kg de carburant aux 100 km (5,4 le de gazole ou 6,3 l d’essence) sur les 160 000 km sur sa durée de vie. Ainsi, le VE ne participera ni aux infrastructures routières, ni à la dépense publique.

9.4.3. Norme UE

A partir de 2021, La norme UE pénalisant de 95 € par gramme de CO2 et par véhicule, émis au-delà de 115 gr/km WLTP (réduit à 98 g en 2025 et 75 g en 2030) contraint les constructeurs à vendre des VE pour réduire leur moyenne en dessous de la norme. Chaque VE vendu réduit la pénalité de 10 925 €. Par surcroît, le double comptage des VE prévu en 2021 et 2022 double aussi ce montant à 21 850 €.


9.4.4. Déploiement du réseau de recharge

La création d'un très grand nombre de points de recharge collectifs, dans les lieux publics, les voies routières, les commerces pour leurs clients, et les entreprises pour leurs salariés, est presque toujours à la charge des la collectivité locale, de la société autoroutière, du distributeur et de l'employeur. Leur amortissement n'est pratiquement pas répercuté dans le prix de l'énergie électrique, alors que les stations services sont financées par la vente des carburants et produits dérivés. Difficile à chiffrer, cette distorsion est loin d'être négligeable.

9.4.5. Distorsion de concurrence totale :

Dans le cas le plus défavorable, le VE bénéficie d’un avantage initial de :
  • 33 370 € en 2021 et 2022
  • 22 445 € ultérieurement


9.4.6. Commentaires
  • Les aides au VE sont, et seront durablement, un avantage dont le montant est supérieur à la valeur totale du VT concurrent ! L’hypothèse d’une réduction de ces dispositions est :
    • Plausible, mais incertaine, pour le Bonus /Malus qui est d’ordre national, donc aisément modifiable.
    • Très improbable pour la TICPE, problème commun à tous les pays, car il n’est techniquement pas simple de prélever de la TICPE sur une recharge électrique, ou de poser un compteur de TICPE sur chaque VE.
    • Presque impossible pour la norme UE qui résulte de longues négociations entre pays au niveau de l’UE.
  • Les distorsions de concurrence analysées doivent donc être considérées comme pérennes. Elles expliquent parfaitement les efforts et investissements de constructeurs pour promouvoir le VE en dépit de ses atouts qui apparaissent initialement limités.
  • Toutefois, la norme fixant un plafond à la moyenne des émissions WLTP des véhicules (VT ou VE) de chaque constructeur, derrière son apparente logique, est en réalité utopique, car fondée sur la même pondération de tous les véhicules, VT ou VE. En réalité, ceux-ci ne sont pas interchangeables :
    • Les VE, peu adaptés aux grands trajets, seront utilisés en milieu urbain, et ne  compenseront donc pas les longs trajets des VT.
    • La norme UE ne prend pas en compte la trace carbone de fabrication des VE, beaucoup plus élevée que celle des VT
  • Cette norme ne prend pas en compte non plus la trace carbone de l’énergie électrique, qui est très élevés dans la plupart des pays d’Europe, sauf la France.



VE 9-3 Distorsion € Normes UE émissions UE


Le VE : Innovation pérenne ou rêve écologiste ?
« Dans un monde inondé d’informations sans pertinence, le pouvoir appartient à la clarté. »  Yuval Noah Harari





Les distorsions « soft » : Infox


VE9.3 - Distorsion € due aux Norme UE d'émissions
L’UE fixe un plafond aux émissions par constructeur, applicable dès 2021 : L’émission moyenne doit être inférieure à 95 g/km NEDC (qui devient 115 g/km WLTP). Cette moyenne est calculée sur les ventes effectives, et non sur l’offre.

9.3.1. Contraintes supplémentaires supportées par les constructeurs :
  •  Selon les constructeurs, la correction de 15% sur les émissions normalisées WLTP vs. NEDC serait insuffisante de 5%.
  • Justifiée ou non, la baisse des ventes de diesels qui émettent environ 17% de moins que les moteurs à essence de même puissance, rendent la norme UE très difficile à atteindre
  • La norme de pollution Euro 6, très exigeante, complique le problème : dans un moteur thermique, il est difficile d’optimiser tous les paramètres à la fois !

 9.3.2. Amende en cas de dépassement :
  • Elle est dissuasive : 95 € par gramme de CO2 et par véhicule. La vente de 1 million de véhicules ayant un excédent de 10 grammes de dépassement aboutit ainsi à une amende de 950 M€ !
  • Par ailleurs, 1 g/km x 160 000 km = 0,16 t de CO2 émis en plus sur la vie du véhicule aboutit à une amende de 95 € / 0,16 t = 600 € la tonne de CO2
  • Ce chiffre est extravagant, puisque 100 €/tonne est un montant suffisant pour dissuader les centrales électrothermiques au charbon, la méthode la moins coûteuse pour réduire les émissions de CO2.

9.3.3. Distorsion de concurrence n° 1

Pour réduire la moyenne des ses émissions, chaque constructeur peut :
  • Améliorer le rendement thermique, mais peu de progrès restent possibles.
  • Baisser le prix des VT inférieurs à la norme pour en augmenter la pondération, mais au détriment de ses marges, et le gain par rapport à la norme restera très faible.
  • Augmenter le prix des VT supérieurs à la norme (la plupart) pour en réduire la pondération, au risque de se couper du marché.

La norme introduit de fait un deuxième malus payé par le constructeur, s’ajoutant à celui payé par le client au-delà de 115 g de CO2/km. Le VE ne bénéficie pas d'un bonus direct, mais son impact sur la moyenne des émissions, qui vient réduire les pénalités sur les VT à plus de 115 g, constitue un très important bonus. Cet impact de la norme UE peut être superposé au graphe des bonus /malus et de la prime à la conversion sur leur graphe commun:




On constate donc que les VE bénéficient ainsi d’une distorsion de concurrence de 115 g x 95 € = 10 925 €, par rapport à un VT homologué à 115 gr, ou plus…

9.3.4. Distorsion n° 2 : Double comptage des VE :

Pour faciliter la transition, la norme UE prévoit qu’en 2021 et 2022, les VE (définis comme émettant moins de 22 gr/km WLTP) compteront double dans le calcul de la moyenne par constructeur.

Ce double comptage aboutit à doubler pendant 2 ans la distorsion de concurrence en faveur des VE, qui atteint ainsi le chiffre étonnant de 21 850 € par VE.

Répétons que ce montant ne sera pas versé aux constructeurs, mais viendra réduire leurs pénalités sur la plupart des VT. A ce niveau, les constructeurs sont pratiquement obligés de vendre des VE pour pouvoirs continuer à vendre des VT !

9.3.5. Distorsion future
L’UE vient d’adopter une réduction à venir des émissions ci-dessus selon le planning suivant :
  • -15%, soit 98 gr WLTP en 2025
  • -35%, soit 75 gr WLTP en 2030

Ces niveaux ne pourront probablement pas être atteints par des VT conventionnels, ni même hybrides, sauf à en modifier drastiquement l’architecture, vers des véhicules très bas, très légers et beaucoup moins puissants, néanmoins capables de circuler comme les VT actuels dans les limites de la réglementation routière.

Sans le double comptage qui doit être supprimé entre-temps, ces valeurs réduisent la distorsion par rapport au VT homologué à l’émission maximum WLTP :
  • 98 g x 95 €/g = 9 310 € en 2025
  • 75 g x 95 €/g = 7 125 € en 2030


Toutefois, les normes risquant de demeurer inatteignables, il convient de calculer la distorsion de concurrence par rapport aux VT réels, supposés atteindre par exemple  105 et 90 g/km WLTP, hypothèse déjà optimiste :
  • 105 g x 95 €/g = 9 975 € en 2025
  • 90 g x 95 €/g = 8 550 € en 2030.