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



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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.