8-E : EcologiE / EconomiE / EnergiE / ElectriquE: PAC

Le chauffage constitue en France le premier poste de consommation énergétique. Il se partage principalement entre le gaz naturel, majoritaire, l’électricité, proche seconde, et accessoirement le GPL, le fioul et la biomasse.

Il est susceptible d’être fortement diminué par amélioration de l’efficacité énergétique :

L’amélioration de l’isolation des locaux (murs, toitures, dalles, ouvrants, ponts thermiques...).
La réduction des pertes (étanchéité des ouvrants, VMC à double flux, isolation des canalisations d’eau chaude).
L’amélioration du rendement des chaudières à fioul ou à gaz (par la condensation de la vapeur d’eau de combustion).

Mais les différents types de radiateurs électriques sont très peu différenciés, tous ayant un rendement de 100% au sens strict, avec un petit avantage pour le chauffage radiant qui apporte un même confort avec une température ambiante un peu inférieure.

Toutefois, les travaux de rénovation peuvent être assez coûteux et n’aboutissent généralement pas au résultat d’une construction neuve RT 2012 ou RT 2020. Or le renouvellement du parc de locaux d’habitation est lent. L’amélioration doit être poursuivie, mais elle n’aura pas pour effet de remettre l’ensemble du parc immobilier au meilleur niveau. Le choix des énergies à utiliser pour le chauffage a donc une grande importance.

Chauffage non renouvelable

Le charbon (i,12), devenu marginal, n’a plus d’intérêt pour cette application, et doit donc être abandonné au plus vite.

Le fioul (i, 15), liquide, conserve l’intérêt d’un stockage aisé pour les locaux non raccordés au réseau de gaz naturel (i, 19). Les chaudières à condensation améliorent son efficacité énergétique.

Le GPL (i, 18), propane ou butane, liquide sous pression modérée, est directement concurrent du fioul. Il a l’avantage d’émettre un peu moins de CO₂ que le fioul à énergie thermique égale, de par la composition de sa molécule qui contient un peu moins de carbone, mais cette différence est faible.

Le gaz naturel (i, 19), principalement constitué de méthane, est l’une des solutions majeures pour le chauffage. Son utilisation par une chaudière à condensation, désormais systématique, offre un bon rendement, le plus souvent avec production simultanée d’eau chaude sanitaire, mais reste émettrice de CO₂ au niveau le plus bas de tous les fossiles, mais non négligeable, qui justifie son abandon progressif au profit de l’électricité décarbonée, de préférence par des pompes à chaleur (j) (voir ci-dessous). Il est stockable dans des quantités limitées, uniquement au niveau du réseau.

L’utilisation de l’eau secondaire tiède sortant du condenseur des centrales électronucléaires (i, 20) est théoriquement possible, à ceci près qu’il est pratiquement impossible de transporter de l’eau tiède à une distance notable, alors que ces centrales sont situées loin des villes. Mais elle a été utilisée pour un élevage de crocodiles près de Pierrelatte dans la Drôme.

Chauffage renouvelable

L’ensoleillement naturel des habitations (i, 21) est connu depuis toujours. Il peut être renforcé par de grandes baies au sud sans vis-à-vis, et volontairement limité à la mi-journée en été par des pare-soleils correctement positionnés. Il reste intermittent et plus ou moins prévisible.

Des capteurs thermiques (i, 22) très simples (réservoir isolé sur cinq faces, sixième face fermés par une vitre face au soleil, et intérieur noir) en toiture peuvent être utilisés pour chauffer de l’eau pour usage en chauffage ou sanitaire. Leur caractère intermittent et contra-cyclique en limite l’intérêt aux basses latitudes.

L’utilisation du bois de chauffage (i, 23) remonte à la maîtrise du feu par l’homme. Elle est renouvelable si sa consommation n’excède pas sa croissance naturelle, mais la combustion (i, 22) d’essences variées dans des conditions aléatoires est loin d’être exempte de pollution : particules fines, CO très toxique, gaz volatils divers, au point que son utilisation en ville devrait être proscrite. Il demande aussi beaucoup de manutentions.

Sa transformation en granulés (i, 24) permet d’aboutir à un produit mieux défini, et donc à des conditions de combustion mieux contrôlées, ainsi qu’à automatiser les manutentions. Ils sont à recommander.

La géothermie profonde (i, 27) (à ne pas confondre avec les pompes à chaleur dite « géothermiques ») exploite la température plus élevée du sous-sol, elle-même résultant des réactions de fission nucléaire naturelle dans l'écorce terrestre. Elle permet de réchauffer de l’eau préalablement injectée. Elle est entièrement renouvelable, et non intermittente, ce qui la rend particulièrement attractive. Mais elle dépend essentiellement de la géologie, et n’est pratiquement exploitable que dans des régions volcaniques ou sur des failles géologiques. Elle permet à l’Islande, située à cheval sur les plaques américaine et eurasienne, d’obtenir de la vapeur d’eau à une température suffisante pour actionner directement des turbo-alternateurs de réseau électrique. Malheureusement, ce modèle n’est pas transposable en France où seuls le Massif Central et l’Alsace permettent d’obtenir de l’eau tiède utilisable en chauffage urbain. Cette énergie complexe mérite certainement un effort de recherche important.

Les pompes à chaleur (PAC)
( case j, 28 du tableau de synthèse)

Elles sont basées sur le cycle de Carnot-Clausius fonctionnant « à l’envers ». Elle permettent de transférer de la chaleur (ou énergie thermique) de la source froide à la source chaude qui la reçoit en supplément de l’énergie électrique consommée. Ceci permet d’aboutir à un rendement (défini comme chaleur fournie / énergie électrique consommée) largement supérieur à 100%.

Bien que théoriquement applicable à n’importe quel gaz, il est pratiquement nécessaire d’utiliser un gaz dont la température de liquéfaction soit, selon la pression utilisée, dans l’intervalle entre celles des sources en présence.

En matière de chauffage domestique, trois dispositions sont envisageables :

Aérothermie : on refroidit l’air ambiant pour aboutir à un rendement de l’ordre de 200%. C’est presque toujours envisageable, même en milieu urbain.

Géothermie de surface : on refroidit le terrain avoisinant pour aboutir à un rendement de l’ordre de 300%. Ceci nécessite un terrain dépourvu d’arbres, et de surface suffisante.

Hydrothermie : on refroidit la mer, un fleuve ou un lac proches, et l’énergie thermique ainsi récupérée vient s’ajouter à l’énergie électrique consommée pour aboutir à un rendement pouvant atteindre 500% (mer). Ce procédé est limité aux berges des cours d’eau et au littoral proche.

Ces systèmes ont un rendement d’autant meilleur que la différence de température entre les sources chaude et froide est faible. Si la température de la source chaude est de 40°C (chauffage par radiateurs), ou 50°C (ECS), il n’est pas indifférent que la source froide soit à 10° ou 15°C (terrain, mer), à 0° (lac gelé en surface) ou - 10°C (air en pointe froid hivernale).

Fréquemment utilisés en Europe du Nord et en Suisse, ces PAC sont largement méconnues en France. Ainsi, l’auteur n’a pas réussi à obtenir un seul devis de PAC hydrothermique maritime pour le chauffage de son pavillon situé à 50 mètres de l’Atlantique.

Les PAC (j, 28) constituent un énorme gisement d’efficacité énergétique (j, 2) (et non pas d’énergie renouvelable comme le SOES et l’INSEE les considèrent à tort afin d’afficher un meilleur taux de renouvelable dans le mix énergétique français).

Une solution particulièrement intéressante est un chauffage bi-énergie constitué par un chauffage de base par PAC, électrique par nature, et un chauffage de pointe au gaz, aboutissant à environ 80% de l’énergie thermique fournie par une PAC dont la puissance est inférieure à 50% de la crête, mais fonctionne plus longtemps. Il permet une réduction de l’ordre de 80% x 92% (part décarbonée de l’électricité en France) = 74% du CO₂ émis au prix d’un investissement restant raisonnable. Il permet de réduire les coûts et les émissions de CO2, et d'effacer les pointes extrêmes, sans investissement déraisonnable.

L’éclairage bâtiments et public
( case l, 28 du tableau de synthèse)

L’évolution de l’éclairage depuis 20 ans, de l'incandescence vers l’halogène, le fluo-compact, et enfin la LED permet une spectaculaire et durable amélioration de l’efficacité énergétique (l,2) en matière d’éclairage domestique et petit tertiaire. Cette amélioration est moindre, mais reste importante dans le grand tertiaire (tubes au néon vers LEDs) et dans l’éclairage public (halogène, mercure ou sodium vers LEDs).

Toutes ces solutions sont, définitivement et exclusivement, électriques. Elles réduisent fortement la part de de l’éclairage dans la consommation énergétique totale, mais ne peuvent pas être remplacées par des énergies thermiques (bec de gaz, lampe à pétrole ou à huile…) beaucoup moins performantes.

L’électroménager et le numérique
(Case l, 28 du tableau de synthèse)

Ceci recouvre :

La cuisson des aliments : Four et cuisinière à gaz ou électrique : l’évolution vers les fours à micro-ondes et plaques de cuisson à induction d’excellents rendements améliore sensiblement l’efficacité énergétique. Il est en revanche plus difficile de les décaler dans le temps, sauf à décaler aussi les heures des repas.

L’hygiène et la conservation : lave-linge, lave-vaisselle, aspirateurs, réfrigérateurs, congélateurs. Les versions récentes ont de meilleurs rendements mais les progrès possibles sont désormais limités. Le décalage de leur utilisation en dehors des périodes de pointes devient plus facile et pourrait être automatisé en liaison avec les prévisions de consommation, et si possible les prévisions tarifaires, des opérateurs du réseau électrique, décalant ainsi la consommation vers les périodes sans émission de CO₂. La limitation de la puissance (aspirateurs) risque fort d’être une fausse bonne idée : un aspirateur moins efficace, et aussi moins bruyant, sera certainement utilisé plus longtemps, et moins systématiquement arrêté en cas de pause brève

Le numérique au sens large : ordinateurs, smartphones, téléphones, son, image. Il est difficile de prévoir si l’amélioration spectaculaire de leur consommation électrique à performance égale compensera, ou non, la croissance spectaculaire de leur nombre et de leurs performances, et notamment la puissance de calcul démesurée et les écrans toujours plus grands

Pour la plupart de ces applications, l’énergie électrique s’impose. L’amélioration de l’efficacité énergétique sera limitée, mais le décalage de consommation dans le temps encouragé par des différenciations tarifaires est une voie prometteuse qui doit permettre de réduire l’émission de CO2 et de limiter l’accroissement des investissements en moyens de production décarbonés grâce à leur utilisation presque permanente.

Tableau résumé pour le bâtiment

jeudi 20 avril 2017

ENE-farm : L’hydrogène, vecteur d’énergie

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Sujets connexes

Le contre-exemple allemand

Les véhicules à hydrogène

La cogénération

Le défi climatique selon Jean Tirole

Dans son édition du 12 avril 2017, le quotidien « Les Echos » nous annonce par la plume de Yann Rousseau, leur correspondant à Tokyo, le démarrage difficile des « ENE-Farms » basées sur l’hydrogène comme source d’énergie à l’instar des préséries de véhicules à hydrogène.

Voir l’article intégral de "Les Echos" en fin du message ci-dessous.

Selon ces informations :

L’énergie de base est le gaz de ville du réseau de Tokyo
Les ENE-farms en extraient l’hydrogène qui est utilisé immédiatement pour produire de l’électricité dans une pile à combustible (PAC)
Les pertes thermiques de la PAC contribuent au chauffage du logement.
Le Gouvernement nippon (Mr. Shinzo Abe) considère l’hydrogène comme l’énergie du futur capable d’éviter l’importation de combustibles fossiles et de réduire les émissions de CO₂.
Le prix unitaire d’une ENE-farm est de 13 000 €.

Selon le site Panasonic :

la puissance électrique en continu d’une ENE-farm est de 700 watts.

Une analyse technico-économique s’impose…

Cette architecture dans laquelle l’électricité est fournie par une PAC dont les pertes (environ 50% de l’énergie absorbée sous forme d’hydrogène) sont utilisées pour la chauffage, est un bel exemple de cogénération. On peut estimer la consommation d’énergie primaire à 700 / 50% = 1 400 watts.
Pour extraire de l’hydrogène du gaz de ville (gaz naturel, principalement constitué de méthane CH₄), sans apport d’énergie extérieure, il faut recourir au vaporeformage auto-thermique (enthalpie nulle) du méthane selon la réaction : 3 CH₄ + O₂ + 4 H₂0 à 3 CO₂ + 10 H₂
L’hydrogène ainsi produit ne contient pas de carbone, mais a néanmoins une trace carbone élevée : tout le carbone du méthane est oxydé en CO₂, exactement dans la même quantité que si on avait fait brûler le gaz à l’air libre. Aucun progrès à cet égard…
Le gaz de ville japonais est entièrement importé. Le Japon étant éloigné des sites d’extraction, et en l’attente d’un possible gazoduc le reliant à la Russie, tout le gaz naturel est importé à l’état liquide par des navires méthaniers. La liquéfaction à -162°C, nécessitée par le transport non pressurisé, en augmente significativement le coût, beaucoup plus que le transport proprement dit.
Le stockage sous pression de l’hydrogène gazeux, le plus léger de tous les gaz, est coûteux et limité. Ce stockage permettrait une production différée d’énergie électrique, mais ne semble pas envisagé ici. En effet, tant qu’à stocker l’énergie sous forme de gaz combustible, il vaudrait mieux stocker le méthane primaire que l’hydrogène, car il est 8 [car (CH₄=16)/(H₂=2) = 8 ] fois plus lourd bien que 2,8 fois moins énergétique en masse, donc finalement 3 fois moins coûteux à stocker . L’ENE-farm n’est donc en rien une manière de stocker l’énergie pour pallier l’intermittence des énergies renouvelables éolienne et photovoltaïque.
L’avantage de la cogénération est à comparer avec la solution concurrente : la production électrique par une centrale à gaz à cycle combiné, trop puissante pour pouvoir être domestique, mais qui atteint un rendement de 58%. Le gain, uniquement thermique, imputable à l’ENE-farm est donc de 100% - 58% = 42% de l’énergie latente du méthane utilisé évaluée à 1 400 watts, soit 590 watts.
L’investissement de 13 000 € à cet effet correspond à 22 K€/KW, à comparer avec celui du nucléaire post-Fukushima qui est de l’ordre de 4 G€/GW, ou encore 4 K€/KW. Il est donc 5,5 fois plus cher, avec une durée de vie très largement inférieure. Il est même environ 15 fois plus cher si l’on considère qu’un KWh électrique a 3 fois plus de valeur qu’un KWh thermique.

Le commentaire du Premier ministre japonais, qui a l’excuse de ne pas être un spécialiste, n’a aucun sens :

L’hydrogène n’est pas une source d’énergie, mais un simple vecteur, tout comme l’électricité. Il souffre par apport à elle, de médiocres rendements de conversion, et d’un stockage pondéreux, mais illimité dans le temps.
Il n’évite ni l’importation de combustible fossile, ni l’émission de CO₂.
Le seul avantage significatif de l’ENE-farm est la dualité de l’approvisionnement énergétique : elle permet à l’abonné au gaz de produire son électricité en quantité suffisantes (700 W) pour s’éclairer par des LEDs et utiliser ses appareils numériques dans un logement moyen, à l’exclusion de tout chauffage (qui est fait au gaz) ou du gros électroménager. Mais cet avantage transitoire peut être obtenu par un petit groupe électrogène portable qui coûte… 50 fois moins cher !

Il n’y a donc rien de surprenant à ce que Panasonic et ses concurrents peinent à faire décoller ce produit en dépit d’énormes subventions de l’Etat japonais.

Tout ceci illustre parfaitement le bien-fondé de la position de Jean Tirole qui préconise de fixer un prix unique et universel du carbone et de laisser le marché, qui intègre ce prix, choisir les solutions les moins onéreuses, et donc les plus efficaces. Les actions dirigistes des états, toujours entachées de considérations politiques, voire démagogiques, ne sont jamais à l’optimum économique et écologique, et peuvent même s’avérer être à son antipode : voir notre message : « Le contre-exemple allemand »

Texte intégrale de l’article de « Les Echos » du 12 avril 2017

Au Japon, 200.000 maisons sont branchées sur des piles à combustible

Le gouvernement nippon rêve d’une société fonctionnant à l’hydrogène mais n’arrive pas à faire décoller les ventes des «ENE-farms»

Yann Rousseau

@Yannsan — Correspondant à Tokyo

Si Toyota et Honda veulent croire que l’hydrogène pourrait remplacer l’essence dans les berlines du futur, des électriciens nippons et des géants de l’électronique estiment, eux, que les familles de l’Archipel pourraient bientôt massivement choisir d’alimenter leurs maisons et leurs appartements avec des piles à combustible. Dans les quartiers en pleine mutation, comme près d’Ikebukuro dans le nord de Tokyo, de plus en plus de hauts placards blancs marqués des mots « ENE-farm » font ainsi leur apparition au dos des maisons neuves. Reliés au réseau de Tokyo Gas, ces générateurs extraient l’hydrogène du gaz de ville et produisent lors d’une interaction avec de l’oxygène de l’électricité ainsi que de la chaleur pour le logement. Sur le papier, cette énergie est une aubaine pour le Japon. Le Premier ministre japonais, Shinzo Abe, aime ainsi décrire l’hydrogène comme « l’énergie du futur » pour l’Archipel, qui doit importer pour le moment, au prix fort, la totalité du charbon, du gaz et du pétrole qu’il consomme dans ses centrales électriques. Avec ces piles à combustible qui ne rejettent que de l’eau, le pays pourrait aussi réduire ses émissions de gaz à effet de serre. Cette technologie pourrait, enfin, lui permettre de garantir un minimum de production de courant lorsque des catastrophes naturelles endommagent le réseau électrique conventionnel. Le prix, barrière à l’entrée Pourtant, les ventes de cette technologie ne progressent que très lentement au Japon. L’an dernier, Panasonic, qui contrôle plus de 50 % du marché, n’a écoulé que 23.700 ENE-farms. En cumulé, cela représente 100.000 installations pour la marque depuis le lancement de cette solution en 2009, sur un marché total évalué à 200.000 unités. « Cela ne correspond qu’à 0,5 % de foyers équipés », note un analyste. « Nous anticipons une croissance un peu plus rapide avec le recul du prix des installations et l’offre de systèmes moins encombrants », assure Kyoko Ishii, une porte-parole de Panasonic. Les objectifs gouvernementaux sont encore lointains. Tokyo avait espéré 1,4 million de logements équipés en 2020 puis 5,3 millions en 2030. Les dernières projections n’anticipent qu’un demi-million d’unités en place dans trois ans. « Nous ne voyons pas le pays atteindre ses objectifs de déploiement », confirme Ali Izadi-Najafabadi, un analyste de Bloomberg New Energy Finance à Tokyo. Le prix reste une barrière à l’entrée élevée pour les familles. Une « ferme » coûte encore environ 1,6 million de yens (13.000 euros) dans le pays. « Le Japon étant le seul pays à promouvoir les ENE-farms, le rythme de réduction des coûts est lent », note l’expert. Profitant d’une intense compétition internationale, les installations couplant des panneaux solaires à des batteries lithium-ion pour les maisons de particuliers ont dans le même temps vu leurs prix s’effondrer au point de devenir meilleur marché que les technologies à l’hydrogène, que le gouvernement subventionne de moins en moins généreusement. Par ailleurs, la dérégulation en avril 2016 du marché de l’électricité au Japon a enfin permis aux géants du gaz de vendre directement de l’électricité aux particuliers. « De ce fait, ils ont moins de motivation à vendre des ENE-farms », note Ali Izadi-Najafabadi. Conscients de ces résistances, les acteurs japonais de la filière se lancent à la conquête des marchés étrangers. Panasonic a ainsi commencé la promotion, avec le groupe Viessmann, de systèmes à l’hydrogène en Allemagne. Dans les prochains mois, le leader japonais s’intéressera à la Grande-Bretagne, l’Autriche et la France.

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vendredi 8 décembre 2017

10 - L’énergie dans le bâtiment

jeudi 20 avril 2017

ENE-farm : L’hydrogène, vecteur d’énergie