Elections municipales : Verdir les villes?

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Résumé :
Planter des arbres à la campagne contribue à fixer du CO2 atmosphérique.
Il n'est pas sûr que les bâtiments végétalisés, très tendance, soient une bonne idée

L’agrément, et non l’écologie, est la justification des arbres en ville.

L’argument écologique des candidats relève du « green washing » !

Message :

A l’approche des élections municipales, la plupart des candidats des grandes villes, et en particulier de la capitale, surenchérissent sur un thème présenté comme majeur :  Planter des arbres pour réduire la « pollution par le CO2 ».

Leur projet appelle quelques commentaires :

• Le CO2 n’est pas à proprement parler un polluant, puisque le cycle du carbone basé sur la photosynthèse est à l’origine de la vie végétale, et donc animale et humaine. L’augmentation de son taux dans l’air (porté de de 0,03% à 0,04% en un demi-siècle) est neutre pour les animaux et humains, et favorable aux végétaux, toutes choses égales par ailleurs. Mais cette augmentation est responsable du changement climatique par effet de serre, risque majeur qui est le principal objet du présent blog.
• Le taux de CO2 dans l’air est pratiquement uniforme dans le monde entier : émettre moins de CO2, ou le fixer dans la végétation profitera à tous, mais pas plus à ceux qui ont fait des efforts, ou là où ils les on faits, qu’aux autres : c’est le « problème du passager clandestin » explicité par les économistes. Les projets de nos candidats ne changeront en rien la situation de leurs villes en termes de CO2, qui n’est d’ailleurs nullement préoccupante en elle-même.
• Bien entendu, la végétation urbaine est sans effet sur les pollutions urbaines, dont il est bon de rappeler les 7 principales, disparues ou résiduelles : plomb, soufre, ozone, benzène, oxydes d’azote, monoxyde de carbone, particules fines.
• Il est bon de rappeler aussi que, selon les chiffres officiels Airparif, la qualité de l'air à Paris n'a jamais été aussi bonne, et de très loin! 
• Planter des arbres dans les villes reste un agrément : Paris est souvent considérée comme la plus belle ville du monde, en partie grâce à ses larges avenues haussmanniennes plantées d’arbres, et à ses parcs et bois (Boulogne et Vincennes) Nous en sommes fiers, et nous l’apprécions.

Mais faut-il aller jusqu’à des constructions végétalisées, selon la tendance lourde apparue depuis quelques années. Tous comptes-faits, réduiront-elles le CO2 mondial ? 

Plusieurs éléments sont à prendre en compte :

• Une construction végétalisée doit comporter des surfaces supplémentaires, souvent complexes destinées aux plantations, et être plus solide donc plus lourde pour supporter le poids des végétaux et de leur terre. Il faudra plus de fer et de ciment, ce qui augmentera la trace carbone de construction du bâtiment végétalisé.
• Dans leur grande sagesse, nos parents et aïeux maintenaient en général la végétation à une certaine distance des maisons, faute de quoi elle s’insère dans le moindre interstice, abîme les façades (lierre et vigne-vierge), et arrive même à déplacer des éléments de gros-œuvre. Elle requiert donc une activité permanente d’entretien et d’évitement de divers désordres : évacuation des feuilles mortes, obstruction des canalisations d’eau pluviale par gros orage, développement des mousses et lichens. Elle amène aussi une prolifération d’araignées, d’insectes et d’oiseaux, d’où toiles et fientes à nettoyer, etc… Comme toute activité humaine, cette maintenance se traduira par du travail, des consommations (déplacements de personnel, engrais, énergie, produits phytosanitaire, transports pour évacuation…) qui auront tous une trace carbone permanente pendant la durée de vie de l’immeuble.
• Il faudra aussi vérifier que la croissance de la végétation ne réduit pas l’apport thermique du soleil par les fenêtres. En terrasse supérieure, elle pourra apporter une ombre bienvenue en été, mais sans économie de CO2 sauf dans le cas rare où une climatisation sera supprimée de ce fait.
• Après quelques années, l’immeuble végétalisé aura-t-il stocké plus de carbone dans sa cellulose qu’il n’en n’aura émis par sa construction et sa maintenance ? Le bilan est très complexe à faire, mais on peut en douter !
• Quand l’immeuble arrivera en fin de vie et sera démoli, cette démolition en sera compliquée, et toute la végétation se trouvera probablement incinérée avec émission de CO2 car il est exclu que ces petites plantations puissent être utilisées en menuiserie. Au mieux, elles finiront, après un tri problématique, en granulés de bois pour chauffage individuel ou en biomasse thermique pour chauffage urbain. C’est mieux que rien, mais ça reste un piètre résultat !
• Et nous oublions délibérément les coûts majorés de construction, de maintenance et de démolition, comme étant hors de notre sujet, encore qu'un coût a presque toujours une trace carbone.

Et pourtant, planter des forêts là où il n’y en avait pas, permet de fixer une quantité significative de carbone atmosphérique, à condition de laisser cette forêt se développer sans l’exploiter, ni en bois de menuiserie, ni en bois de chauffage. A défaut, la fixation du carbone n’aura été que temporaire.

Ainsi; depuis 1975, la France a largement augmenté la surface de ses forêts, principalement en raison de la réduction des surfaces agraires, comme le montre la carte ci-dessous : aucune région en baisse, plusieurs en forte hausse, surtout au sud-ouest d'un droite de St Malo à Menton.

Stockage photovoltaïque : indispensable et impossible?

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Problématique du stockage de l’énergie électrique

Centrale solaire Neoen à Cestas : Quelle erreur !

Une centrale solaire qui stocke l’énergie ?

Résumé

Stockage de l’énergie photovoltaïque de  réseau en France

Le stockage de  l’énergie n’est pas la seule solution à la mise en adéquation de la production photovoltaïque très intermittente, mais largement prévisible, avec la consommation nationale permanente et variable.

• Aux niveaux actuels, l’absorption de l’énergie solaire nationale par le réseau n’est en aucun cas un problème technique, car les énergies vertes à priorité d’écoulement sont loin d’atteindre la consommation minimum française (30 GW). Nul besoin de stockage coûteux : sa production et sa consommation sont simultanées.
• On peut envisager ensuite, sans coût supplémentaire, d’inciter les producteurs d’énergie électrique solaire à optimiser leurs installations pour l’hiver grâce à un abondement relevant leur compétitivité par rapport au prix du marché de gros qui est  plus élevé en hiver et pendant les pointes, en lieu et place des prix fixes garantis actuels.
• On peut aussi agir ensuite sur la consommation par un système de facturation à prix variable en fonction du prix de marché de gros, ce qui est techniquement rendu possible par le compteur Linky, mais suppose de changer la loi.
• Le stockage proprement dit, quel qu’en soit le procédé, et en dehors des STEPS limitées par la géographie, est toujours extrêmement coûteux, et d’un rendement variable, aggravé par une perte de stock dans le temps selon les cas (batteries, volants d’inertie). Dans un avenir lointain sans énergie fossile, un stockage diurne reste envisageable, mais un stockage sur l’année ne l’est en aucun cas. Ceci limite l’intérêt du stockage et de la production de l’énergie solaire qui est contra-cyclique, très faible en hiver quand la demande est élevée…

Rappelons toutefois que cette énergie reste pertinente dans :

• Les applications hors réseau, dont les prix et volumes énergétiques sont radicalement différents, notamment mobilité et véhicules pour lesquels le stockage par batteries ou hydrogène s’impose.
• Les pays du sud, où elle cesse d’être contra-cyclique :
• Les pointes de consommation sont en milieu de journée et en été (climatisations)
• Pas de chauffage en hiver
• L’alternance jour / varie peu entre l’été et l’hiver
• L’éventuelle absence de réseau national interconnecté justifie de petits réseaux locaux 

1. Situation du problème

La consommation d’énergie électrique en France est permanente, comprise entre 30 et 102 GW, avec de nombreuses variations aléatoires, diurnes, hebdomadaires et annuelles. Exemples de consommations, disponibles sur « Eco2mixRTE » :

• Le jeudi 15 février 2015, ouvré, en hiver et relativement froid
• Le samedi 15 août 2015, férié, en période de vacances et par beau temps

On constate bien dans le graphique ci-dessous, ces fortes variations, avec ici une amplitude (maxi/mini) annuelle de 90/31=3, pouvant atteindre 3,5, et une amplitude diurne généralement de 1,3 à 1,5.

La production d’énergie solaire est nulle la nuit, et astronomiquement prévisible le jour, à un facteur d’incertitude près qui est la nébulosité. La production photovoltaïque, selon la même source, et pour les mêmes dates, figure dans le graphique ci-dessus. Attention à la différence d’échelle des ordonnées entre les deux graphes : à la même échelle, la production solaire serait à peine visible, ce qui traduit une couverture de la consommation actuellement insignifiante, particulièrement en hiver:

• Le jeudi 15 février 2015 : 0,4% cas défavorable
• Le samedi 15 août 2015 : 2,5% cas favorable

Avant d’envisager de stocker l’énergie solaire, il faudrait donc aussi envisager de la produire en multipliant par plusieurs dizaines le parc installé. C’est possible, l’Allemagne l’a  fait, non sans inconvénients ! En France, l’écoulement prioritaire de l’énergie solaire ne pose aucun problème technique tant que sa puissance maximum reste très inférieure à la puissance minimum consommée qui est de l’ordre de 30 GW. Elle s’ajoute à l’hydraulique au fil de l’eau et à  l’éolien qui se substituent au nucléaire, généralement sans réduction des émissions de CO₂, car ce dernier est émis principalement pendant les pointes de consommation qui sont toujours en hiver et la nuit.

2. Facteurs d’adéquation de l’offre et de la demande

On se place ici dans l’hypothèse où la production d’énergie solaire atteindrait une part significative de la demande totale d’énergie. Avant de se lancer dans un problématique stockage, que l’Allemagne ne fait pas malgré son énorme production verte aléatoire, on peut envisager  deux actions préalables :

1    2.1. Adapter (autant que faire se peut) la production solaire à la demande

La production d’un panneau solaire dépend évidemment de son orientation : idéalement, il doit être perpendiculaire aux rayons du soleil, ce qui supposerait qu’il soit mobile selon deux axes :

• un axe parallèle à celui de la rotation terrestre pour suivre le soleil dans sa course diurne
• un axe horizontal E-W pour suivre l’apogée du soleil à midi, de hauteur variable entre l’été et l’hiver

Cette mobilité améliore grandement la production, mais reste rare en raison de deux inconvénients :

• Des coûts plus élevés d’investissement et de maintenance
• Une plus grande surface au sol pour réduire le masquage de chaque panneau par ses voisins

 Dans le cas le plus fréquent, les panneaux sont fixes.

• S’ils sont disposés sur un toit préexistant, ce dernier, plus ou moins exposé au sud,  impose son orientation et sa pente. Il subsiste un choix binaire : le faire, ou renoncer.
• S’ils sont posés sur des structures dédiées, ces dernières doivent avoir une ligne de plus grande pente orientée vers sud. Mais cette pente reste à choisir :
• Une pente égale à la latitude vient à l’esprit : été comme hiver, à midi, l’angle des rayons solaires restera toujours inférieure à 23°.
• En fait, le prix contractuel de rachat de l’énergie produite étant fixe (autour de 120 €/MWh pour les installations récentes), toutes les installations privilégient la production autour du solstice d’été (21 juin) qui offre la plus longue exposition au soleil et une faible nébulosité. Ceci aboutit à produire un maximum d’énergie quand on n’en n’a pas besoin ! Ceci se vérifie bien en 2015 (graphe ci-dessous), où la moyenne des deux mois autour du solstice d’été (31,6 GWh/jour) atteint 3,3 fois la production des deux mois autour du solstice d’hiver (9,5 GWh/jour).

Cette situation déplorable n’est pas entièrement fatale : elle résulte de panneaux solaires très peu inclinés pour favoriser délibérément la production prépondérante, celle de l’été. Voir photos de la centrale de Cestas.

Le graphe ci-dessous, établi pour la latitude de Lyon assez représentative de la France, montre la puissance moyenne correspondant à l’ensoleillement astronomique (hors nébulosité) au cours de l’année, selon l’inclinaison du panneau face au sud.

La nébulosité étant plus élevée en hiver qu’en été, les courbes de production réelles à 30° et 60° se trouveraient en hiver (extrémités) moins favorables qu’indiqué, mais quand même beaucoup plus favorables que la courbe 0°.

Pour inciter les producteurs à optimiser leurs installations, et particulièrement celles à créer, il faut sortir des prix fixes garantis assortis d’une priorité d’écoulement, qui sont un déni de la réalité, pour les remplacer, à titre transitoire, par un abondement en pourcentage fixe sur le chiffre d’affaires réalisé au prix du marché, sans priorité découlement, ce qui contraindrait les producteurs à s’intéresser au marché. Cet abondement serait pris en charge par la CSPE et limité au même montant. L’abondement nécessaire à l’apparition d’investisseurs serait un excellent indice de la compétitivité réelle de cette filière. L’abondement nul, indispensable à terme, n’est pas pour demain ! Voir notre message sur la centrale photovoltaïque de Cestas.

2.2. Faire varier le prix de l’énergie pour le consommateur

A l’exception de l’écart minime entre les tarifs « heures pleines » et « heures creuses », et de l’écart plus important, mais simpliste, du tarif « Tempo » peu répandu et limité aux puissances supérieures à 9 KW, le prix public de l’énergie électrique est généralement constant ou peu variable.

Dans le même temps, le prix de marché de gros international varie constamment, dans une fourchette extrêmement large qui va d’un prix légèrement négatif (écoulement des excédents allemands d’énergies vertes fatales et prioritaires, produites à contretemps) à plus de 1 000 €/MWh au cours du dernier record historique de consommation française de 102 GW le 8 février 2012. Dans un passé récent, les prix moyens se situaient autour de 40 €/MWh, ce qui correspond plus ou moins au coût complet du nucléaire ancien, mais depuis 2 ou 3 ans, il a tendance à descendre entre 30 et 40 €/MWh en raison des excédents verts allemands déjà cités, et aussi du développement dans ce pays, paradoxalement, d’une énergie noire (le lignite) très bon marché.

Il va de soi qu’un lien raisonnable (qui n’est pas une proportionnalité) entre le prix de gros et le prix public serait de nature à freiner la consommation quand celle-ci est élevée, donc chère et émettrice de CO₂, et à l’encourager dans le cas contraire. L’utilisateur a en effet la capacité de différer ou d’anticiper certaines consommations avec des conséquences sur son confort qui soient nulles (chauffe-eau, congélateur) ou supportables (chauffage, appareils ménagers).

Ce sujet a été développé dans un message précédent.

3    2.3. Stocker l’énergie solaire : un énorme problème

Il va de soi que le stockage de l’énergie électrique ne dépend pas de la manière dont elle a été produite, et qu’il serait souhaitable de mettre cette énergie en stock quand la production globale, d’où qu’elle vienne,  est excédentaire, et donc bon marché, puis de la restituer quand elle est insuffisante en dépit d’un prix de gros beaucoup plus élevé, tous les moyens de production, même les plus chers, étant alors mobilisés. Vouloir stocker spécifiquement l'énergie solaire destinée au réseau n'a aucun sens!

Le stockage pourrait trouver sa viabilité économique dans l’écart entre les prix d’entrée et de sortie du stock, sous réserve du coût du stockage, et de son rendement immédiat et selon la durée de stockage. La plupart des méthodes de stockage ont été analysées dans des messages antérieurs. En dehors des STEPS (centrales hydrauliques de haute chute réversibles) limitées aux régions montagneuses, tous les procédés sont très coûteux, avec des rendements très divers.

Examinons comme un cas d’école:

Le graphe ci-dessous donne, pour l’année  2015, les productions et consommations diurnes de cinq jours typiques de l‘année à chacun desquels une couleur a été attribuée. Pour sa clarté, les productions solaires ont été affectées d’un coefficient arbitrairement fixé à 40, ce qui équivaut à prendre en compte un parc photovoltaïque 40 fois plus grand.

Le calcul des aires sous les courbes ci-dessus montre que, au cours de chacune des journées complètes ci-dessous,	un coeff. sur le parc solaire actuel de	répond à une demande journalière de	après mise en stock de
dimanche 21 juin 2015, solstice d’été, férié	28	990 GWh	580 GWh
mardi 31 mai 2015, ensoleillé, ouvrable	41	930 GWh	500 GWh
samedi 15 août 2015, estival, férié	41	930 Gwh	500 GWh
jeudi 10 décembre 2015, ouvré, près solstice hiver	134	1 720 GWh	1 450 GWh
5 jeudi 5 février 2015, ouvré, très froid	221	2 040 GWh	1 850 GWh

En termes simples et arrondis, pour produire toute l’énergie électrique par voie solaire, il faudrait :

• En été, produire 1 000 GWh par jour, soit le parc 2015 multiplié par 50, et en stocker 600 GWh  avant le crépuscule
• En hiver, produire 2 000 GWh, soit le parc 2015 multiplié par 200, et en stocker 1 800 Gwh avant le crépuscule.

En effet, en hiver, tous les paramètres sont défavorables :

• La consommation est plus élevée
• La durée du stockage augmente
• Le montant à stocker augmente énormément pendant que la production baisse.
• Ce stock énorme et doit être constitué en un temps plus  court par une production réduite

En hiver, un stock de 2 000 GWh nécessiterait :

• 200 millions de batteries de 10 KWh à 5 000 € HT pièce, de durée de vie de 5 à 10 ans, soit 1 000 milliards d’euro?
• ou 400 millions de volants d’inertie en béton de 5 KWh, dont le seul rotor pèse 1 700 kg, de prix inconnu, mais de longue durée de vie, tel que la société Energiestro les envisage. 

Même en été par beau temps, un stock de 600 GW nécessiterait 60 millions de ces mêmes batteries, soit environ 2 par abonné (mais situées en amont de cet abonné, faute de quoi la situation serait largement pire car la variabilité diminue quand elle concerne un grand nombre de consommateurs) pour un coût de 10 000 € tous les 10 ans, soit 1 000 € par an pour la seule continuité en été, beaucoup plus que le coût de l’électricité consommée !

Evidemment absurde ! Ces ordres de grandeur montrent qu’à l’évidence, l’énergie solaire thermique ne permet pas d’assurer une production suffisante, particulièrement en hiver, et nécessite par surcroît des capacités de stockage monstrueuses.

4    2.4.  Suppléer aux intermittences du solaire par  d’autres sources

Stocker de l’énergie solaire le jour pour pouvoir la restituer la nuit n’a d’intérêt que si, finalement, le coût de l’énergie restituée est inférieur à celui qui pourrait être produit par d’autres sources utilisées.

Une batterie de 10 KWh, coûtant 5 000 €, peut absorber 12 KWh, et restituer  1  KW pendant 10 heures, soit un rendement de 80%, et ce, une fois par jour pendant 5 ans, soit environ 1 500 cycles complets. Son coût d’amortissement sera de l’ordre de  3 € par cycle, c’est-à-dire 300 €/MWh restitué.

Le coût du MWh restitué est donc :

120 €/MWh photovoltaïque entrant / 80% de rendement + 300 € d’amortissement = 550 €/MWh

Quelle sont les substitutions possibles ?

2.4.1. Fossiles 

La substitution est très aisée, mais non envisageable, car on se place ici dans la nécessité absolue d’éliminer les émissions de CO2, tant pour réduire l’effet de serre que par épuisement des combustibles fossiles, bien qu’ils soient parfaitement adaptés à cet usage. Pas de charbon, ni de fioul, ni de gaz.

2.4.2. L’éolien a à peu près les mêmes inconvénients que le solaire : intermittent, moins contra-cyclique, mais aussi moins prévisible. Sa problématique de stockage n’est pas vraiment différente du solaire, et rien ne permet de penser que ces deux énergies intermittentes puissent  se suppléer mutuellement : un grand froid nocturne d’hiver peut parfaitement de produire par temps calme et couvert…

2.4.3. Le nucléaire.

Il n’est pas classé « renouvelable », mais reste disponible pour longtemps, surtout si l’on y intègre des technologies accessibles à moyen terme : surgénérateurs très économes, et thorium pratiquement illimité.

Il est incontestablement décarboné en exploitation.

Rappelons que l’énergie nucléaire de nouvelle génération, à construire aux nouvelles normes post-Fukushima, nécessite un investissement de l’ordre de 9 G€ par EPR de 1,8 Gw, soit 5 000 €/Kw si on l’achète à Areva, nettement moins si on l’achète à la Corée du sud. Pour 5 000 €, le même prix que la batterie de 10 KW qui ne produit rien et de durée de vie limité, on assure donc une production quotidienne de 24 KWh, pendant un demi-siècle, sans émission de CO₂ en exploitation.

Pour réduire les émissions de CO2, le nucléaire est incontournable. La loi sur la transition énergétique, qui mène à une impasse, doit être abrogée ou amendée : voir message à ce sujet, points 5, 6 et 8. Le contre-exemple de l’Allemagne en apporte une preuve magistrale  par l’absurde. Les écologistes sincères finiront par le comprendre. Il faut cesser de développer à grand frais l’éolien et le photovoltaïque, et se concentrer sur le gaz, le nucléaire et l’efficacité énergétique (rendements, pompes à chaleur, isolation).

Electricité et CO2 : Le contre-exemple allemand

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Résumé :

Le contraste entre les politiques française et allemande en matière de production électrique est beaucoup plus violent qu’on ne l’imagine, avec des résultats très inattendus : malgré le dictionnaire, les « Grunen » ne sont pas verts du tout !

En lisant ce message vous apprendrez que le développement des énergies photovoltaïque et éolienne en Allemagne a nécessité 350 milliards d’Euros d’investissements, mais n’a abouti qu’à baisser la production nucléaire décarbonée, et non les énergies primaires fossiles. A l’arrivée, le MWh consommé en Allemagne émet 10 fois plus de CO₂ que son homologue français, et coûte 53% plus cher à la production, et 87% plus cher au détail.

Cette situation désastreuse s’explique par le fait que, en raison de leur facteur de charge très faible (13% et 18% respectivement) les puissances nominales installées en solaire et éolien sont monstrueuses (35 GW et 55 GW respectivement), très supérieures à la puissance moyenne requise par le pays. Quand les conditions (soleil et vent) sont favorables, l’opérateur de réseau n’a pas d’autre choix que de les brader à l’export. Quand elles ne le sont pas, la production au lignite augmente ! Dans les deux cas, l’abonné allemand paye…

Dans ce contexte, des véhicules à batteries ou à hydrogène n’apportent évidemment aucune baisse d’émissions de CO₂, mais plutôt une aggravation ! Il faudrait finir par comprendre que l’écologie ne pourra être efficace que si elle veut bien envisager l’aspect économique des problèmes… Le prix Nobel d'économie Jean Tirole arrive exactement aux mêmes conclusions.

Message

Le CO₂, ou dioxyde de carbone, n’est pas à proprement parler un polluant, puis qu’il est au cœur de la vie par la photosynthèse, au même titre que l’eau, et sans aucun danger direct pour l’homme. Mais le GIEC a largement démontré que l’augmentation de son taux dans l’atmosphère est quand même le principal responsable de l’effet de serre qui conduit au dérèglement climatique, le plus grave risque environnemental actuel. La réduction des émissions mondiales de CO₂ est donc l’objectif prioritaire majeur.

Bien que notre blog soit consacré à la France, il est intéressant d’analyser l’exemple allemand pour évaluer les résultats économiques et écologiques obtenus par une politique largement dictée par les écologistes politiques, les « Grunen », qui privilégiant à outrance les énergies renouvelables par a priori antinucléaire largement diffusé dans leur opinion publique.

Production Allemagne : valeurs annuelles

L’historique de la production électrique allemande annuelle est donné par le graphique suivant :

Du bas vers le haut, en production annuelle :

• L’hydraulique est constante et faible : il y a peu de montagnes en Allemagne.
• Les « Autres » sont renouvelables (principalement biométhane)
• La production nucléaire, décarbonée, est en chute rapide conformément à des décisions politiques.
• Les énergies vertes (éolien et photovoltaïque) sont en croissance massive et produisent 26% du total. Elles ont nécessité un investissement de 350 milliards d’euros, qui a abouti essentiellement à réduire le nucléaire de 43%. Leur production reste intermittente, avec des conséquences importantes (voir ci-dessous).
• Les énergies fossiles assurent 54% de la production, chiffre très élevé, dont seulement 10% pour le fioul et le gaz, mais 43% pour le charbon et le lignite, les pires émetteurs. Curieusement, on note que cette production fossile n’a baissé que de 6% en 15 ans.

Production France : valeurs annuelles

Comparons avec la situation en France, toujours en production annuelle, avec le même code de couleurs :

• L’hydraulique est plus importante : en France, il y a beaucoup de montagnes.
• Les « Autres » renouvelables sont très bas (principalement la biomasse)
• La production nucléaire, décarbonée, est énorme et à peu près constante sur la période qui n’a connu ni mise en service, ni arrêt de réacteur.
• Les énergies vertes (éolien et photovoltaïque) sont en croissance lente et ne produisent que 4% du total.
• Les énergies fossiles n’assurent que 5% de la production, dont 2% pour le charbon, très émetteur, et 3% pour le fioul et le gaz. On note avec satisfaction que cette part, quoique déjà faible au départ, fortement baissé (- 45%) malgré un investissement modéré dans les énergies vertes.

Production : Comparaison Allemagne / France

Au global, les moyenne annuelles des émissions de CO₂ par mégawattheure produit sont de

• Allemagne :    500 Kg/MWh
• France :          50 Kg/MWh

Soit un facteur 10 !

La comparaison des coûts est également édifiante :

€/MWh	France	Allemagne	Ecart All / Fra
Production	53,8	82,2	+53%
Consommateur final	138,9	260,3	+87%

Consommation électrique - Exportation

Comparons maintenant les exportations

Exportations	2000 (TWh)	2014 (TWh)	2014 (% production)
France	69	67	12 %
Allemagne	0	35	5,7 %

On constate que les exportations allemandes croissent avec le développement des énergies vertes très coûteuses, mais subventionnées par l’abonné, pendant que les exportations, françaises, logiquement plus élevées  en raison de la compétitivité de l’électronucléaire, sont stables. Pourquoi ?

Pour y répondre, il faut se rappeler :

• que la compétitivité ne s’exprime pas par des prix moyens sur l’année, mais heure par heure sur un prix de marché très variable (0 à 1 000 €/MWh) selon la consommation ET selon la production des énergies fatales à écoulement prioritaire.
• que les centrales à énergie verte ont un facteur de charge (= production annuelle réelle / production annuelle à pleine capacité) en Allemagne de l’ordre de 13% pour le photovoltaïque , et de 18% pour l’éolien terrestre.
• En d’autres termes les capacités de production verte installées en Allemagne sont énormes : 55 GW en éolien, et 35 GW de solaire. Leur somme, soit 90 GW, excède la consommation allemande moyenne (70 GW), et a fortiori la consommation minimum, évaluée à 40 GW. Quand le vent est fort, et/ou le soleil brillant, la production verte excède fréquemment la consommation.
• Face à cette situation, l’opérateur de réseau n’a d’autre choix que d’exporter les excédents de production à un prix bradé pour intéresser ses voisins, fût-il négatif (c’est arrivé !).
• La différence entre ce prix bradé, et le tarif élevé garanti aux producteurs verts allemands, est à la charge par l’abonné allemand, comme pour la CSPE en France, en plus élevé.
• Dans le graphe ci-dessous, l’analyse des flux transfrontaliers mensuels montre que,  au cours des mois où le vent en Allemagne a été supérieur à la moyenne, 80% de l’excédent éolien est exporté.
• L’analyse des flux quotidiens, notamment en été, montre une excellente corrélation entre les exportations et la production solaire, évidemment de jour.

     Graphe origine BC Consult

Le graphe ci-dessus, emprunté à un site favorable au photovoltaïque, est relatif aux conditions particulièrement favorables du 1^er au 3 octobre 2013, tous jours ouvrables. Il donne au cours de la période, les 3 courbes de :

• La production photovoltaïque seule
• La production totale photovoltaïque + éolienne
• Le prix de marché de gros du MWh

On y voit clairement que :

• En journée ouvrable hors pointes du matin et du soir, la corrélation entre la hausse de la production photovoltaïque et la baisse du prix du MWh montre que cette production est excédentaire, et donc majoritairement exportée.
• La nuit, la corrélation entre une consommation naturellement faible, et la poursuite d’une production éolienne excédant les besoins, et donc exportée, tire les prix à un niveau d’autant plus bas que la demande dans les pays recevant ses exportations est également faible, autour des 20 €/Mwh, en dessous du prix accessible au nucléaire.
• Les matins et soirs, où se situent les pointes quotidiennes (hors pointes hivernales), la remontée des prix vers 50 à 60 €/MWh, très au-dessus du prix de marché français au même moment montre une consommation nationale, mais celle-ci ne concerne que l’éolien, faute de soleil à ces heures.
• En d’autres termes, la variabilité rapide et aléatoire des productions vertes ne leur permet pas de satisfaire une consommation également variable. L’ajustement est réalisé par l’exportation, ce qui a évidemment des limites ! On peut ainsi estimer, sans risque d’excès, que plus de la moitié de la production verte allemande est exportée.
• Il s’en suit que la revendication, fréquemment exprimée, selon laquelle l'énergie électrique consommée en Allemagne résulte pour 22% de l’éolien et du photovoltaïque, est fausse : il s’agit en réalité de l’énergie produite. Partant d’une évaluation modérée selon laquelle 50% de ces énergies sont exportées, faute de pouvoir être consommées, car produites au mauvais moment, le ratio se réduit à environ 10% !

Conclusion : l’écologie ne peut s’affranchir de l’économie

Dans le contexte allemand, des véhicules à batteries n’apportent pas de baisse d’émissions de CO₂, et les véhicules à hydrogène, handicapés par le médiocre rendement du cycle hydrogène, apportent une aggravation. 

Il faudrait finir par comprendre que l’écologie ne pourra être efficace que si elle veut bien envisager l’aspect économique des problèmes…

Un investissement de  350 milliards d’euros pour arriver à ces 10% verts pendant que les énergies fossiles assurent 56% de la consommation et maintiennent des émissions de CO2 très élevées, et à un prix de l’énergie électrique proche du double de celui de la France, est évidemment un non-sens. Avec cette somme, il était possible, au choix :

• De créer un parc électronucléaire à eau pressurisé (le plus sûr) de 20 EPR aux normes « post-Fukushima » d’une puissance dépassant les pointes de consommation allemandes (ce qui est superflu), avec zéro émission de CO₂.
• D’améliorer drastiquement l’isolation thermique de 10 millions de logement pour en diviser par deux la consommation énergétique à raison de 35 000 € par logement.
• De construire 20 millions de véhicules sobres (hybrides légers de faible section, moteur à essence de cylindrée réduite) consommant 2 litres aux 100 km dans les conditions réelles d’utilisation, de large autonomie, et capables de circuler comme les autres aux vitesses autorisées.
• Un panachage optimisé des trois suggestions ci-dessus.

Les écologistes sincères doivent comprendre que le coût maîtrisé de la transition énergétique est une condition sine qua non de son efficacité, et de sa vitesse de mise en œuvre réclamée par le GIEC. Il est à craindre que les écologistes politiques, aveuglés par leurs croyances, ne le comprennent pas avant très longtemps. Il vaudrait donc mieux n’écouter ni ces partis très minoritaires, ni les ONG dites écologistes qui ne représentent que leurs propres militants !

Jean TIROLE, prix Nobel d'économie 2015, fait dans son remarquable ouvrage "Economie du bien commun", le commentaire suivant, page 278: "Les Etats dépensent parfois jusqu'à 1000 € par tonne de carbone évitée (c'est le cas notamment de l'Allemagne, pays peu ensoleillé, avec des l'installation de photovoltaïque de première génération), alors que d'autres émissions pourraient être réduites à un coût de 10 € la tonne. Il s'agit d'une politique qualifiée d'écologiste par une vaste majorité d'observateurs, mais qui ne l'est pas vraiment : pour un coût identique, on aurait pu réduire les émissions de 100 tonnes au lieu d'une seule!"

Energie actuelle du transport routier

Table des matières du blog www.8-e.fr

Energie

Bâtiment

Véhicules

Profil

Sujets connexes au présent message

Modélisation du véhicule-type et validation

Architecture et énergie des véhicules alternatifs

Quels scénarios pour le futur ?

Résumé

• La consommation française totale de carburant pour usage routier, ici considérée comme énergie primaire, s’élève à 9,7 millions de mètres cubes d’essence et 40,4 millions de mètres cubes de gazole.
• L’énergie mécanique finale, nécessaire à la propulsion, qui en découle, est moins bien connue, car le rendement qui les lie selon le principe de Carnot est mauvais, et très variable selon une foule de paramètres.
• Le parc routier français comporte 38 millions de véhicules de diverses catégories,  faisant ici l’objet de pondération selon leur taille, qui parcourent annuellement l’équivalent de 636 milliards de kilomètres de véhicule de particuliers.
• Il en ressort une consommation moyenne de 7,8 litres de gazole aux 100 Km.

Dans le deuxième message, partant d’un véhicule-type diesel actuel et d’une utilisation-type, nous calculerons les diverses énergies finales, principalement mécaniques, nécessaires à la propulsion, puis évaluerons le rendement du moteur thermique dans ses différentes conditions d’utilisation pour parvenir à une consommation calculée, dont la coïncidence avec la consommation constatée validera la modélisation.

Dans le troisième message, la même modélisation pratiquée sur 6 architectures de véhicules (hydrogène, batterie, caténaires et leurs hybrides) selon la même utilisation-type, aboutira au besoin d’énergie finale de chacune. L’évaluation des rendements, assez bien connus, permettra ensuite le retour à l’énergie primaire, ici toujours électrique, afin de quantifier la production électrique nationale supplémentaire.

Basé sur les trois précédents, un quatrième message tentera de décrire les scénarios les plus probables

1.     Besoins primaires actuels

Consommation nationale de carburant

En 2012, le parc routier circulant en France a consommé 9,7 millions de mètres cubes d’essence et 40,4 millions de mètres cubes de gazole (chiffres Union Routière de France) correspondant à 523 TWh d’énergie thermique. Ces carburants sont utilisés par des moteurs thermiques qui les transforment en énergie mécanique destinée à vaincre les forces de roulement, aérodynamiques, d’inertie et de gravité du véhicule, et à entraîner des auxiliaires : compresseur de climatisation, et alternateur fournissant l’énergie électrique nécessaire aux équipements électriques (éclairage, électronique, servomoteur, parfois chauffage des sièges…).

Si l’énergie ici primaire (carburants consommés) est ainsi bien connue, il n’en va pas de même de l’énergie finale mécanique produite, qui est liée à la première par un rendement :

• assez mauvais en application du principe de Carnot-Clausius,
• variable selon les véhicules et leur état d’entretien,
• très variable selon les conditions de circulation et le comportement du conducteur
• généralement évalué entre 25 et 30% en moyenne, à l’intérieur d’une très large fourchette de 10% à 40% selon le point de fonctionnement du moteur dans le diagramme « Couple vs. Vitesse de rotation », et même 0% au ralenti avec auxiliaires inactifs.

1.2. Parc routier

Dans les statistiques de l’URF, le parc actuel (2012) est segmenté :

• Par carburant : Essence ou Gazole,
• Par type de véhicule :
• VP : Véhicules de Particuliers
• VUL : Véhicules Utilitaires légers (PTC < 3,5 tonne)
• VI : Véhicules Industriels (3,5 < PTC < 44 tonnes)
• C&B : Car et Autobus

Quantité (K unités)	Essence	Diesel	Total
VP	12 223	19 377	31 600
VUL	417	5 479	5 896
VI	0	541	541
C&B	0	87	87
Total	12 640	25 484	38 124

1.3. Parcours routier 

La même source donne le parcours annuel par catégorie. Il est facile de l’extrapoler par carburant, en vert, en conservant la moyenne pondérée.

Parcours unit. (Km)	Essence	Diesel	Moy. pond	Commentaires
VP	9 054	15 000	12 700	Validé par la ligne VP du tableau suivt.
VUL	11 760	16 000	15 700	VUL essence rares. Peu critique
VI	0	33 100	33 100
C&B	0	36 200	36 200

Aux fins de valider cette extrapolation, on pondère les véhicules au prorata de leur consommation estimée en conservant pour base le VP diesel, de loin le plus répandu :

Pondération	Essence	Diesel	Commentaires
VP	0,9	1,0	Les VP essence sont en moyenne plus petits
VUL	1,3	1,6	La plupart des VUL a des « S Cx » plus élevés
VI		5,0	Un VI consomme en moyenne 5 fois plus qu’un VP
C&B		3,0	Un bus consomme en moyen. 3 fois plus qu’un VP

Le produit terme à terme des 3 tableaux ci-dessus permet d’aboutir au parcours (en milliards de Km) d’un parc constitué de véhicule-type, correspondant au VP diesel moyen, en quantité majorée selon les coefficients de pondération, et aboutissant à la même consommation globale :

Parcours total (G Km)	Essence	Diesel	Total
VP	100	291	390
VUL	6	140	147
VI	0	90	90
C&B		9	9
Total	106	530	636

1.4. Consommation moyenne par véhicule

Ces totaux peuvent être rapprochés des consommations annuelles constatées (en millions de m³) par carburant pour aboutir à la consommation moyenne du véhicule-type :

Consommation (M m3)	Essence	Diesel	Total
Ensemble	9,7	40,4	50,1
Coeff. équivalence gazole	93%	100%
Consom. ramenée au gazole	9,0	40,4	49,4
Consom. moy. l/100 Km	8,53	7,62	7,77

Ce chiffre peut paraître élevé en regard des consommations affichées par les constructeurs selon cycle NDEC. Il n’en n’est rien, car ces dernières sont purement théoriques et pratiquement non reproductibles, alors que le chiffre ci-dessus intègre les conditions de trafic difficiles, les véhicules anciens (moyenne du parc tourisme de 8,3 ans), le mauvais entretien, les conducteurs maladroits, nerveux ou sportifs, les freins aérodynamiques (galeries, vélos…), la consommation des auxiliaires (climatisation, éclairage, servomoteurs, électronique), etc.

1.5. La transition énergétique

Que ce soit pour des préoccupations écologiques ou en raison de l’épuisement des  ressources en pétrole, il est nécessaire d’envisager, à très long terme, un parc routier sans carburants fossiles.

La substitution des biocarburants ne pourrait être qu’une solution partielle, et probablement provisoire, car ils sont en concurrence avec l’alimentation humaine, laquelle est en croissance démographique et qualitative. Leur mise en œuvre dans les véhicules étant quasi-identique, elle ne nécessite pas de connaître l’énergie finale avec précision. Pour ces deux raisons, nous ne les considérerons pas dans cette analyse.

Les véhicules hybrides apportent une amélioration significative de l’efficacité énergétique en milieu urbain, et connaissent de ce fait une croissance rapide. Néanmoins, ils tirent du carburant toute (si non connectables) ou la majeure partie (si connectables) de leur énergie primaire. Nous ne les considérerons donc pas non plus ici.

Les solutions alternatives reposent toutes sur l’utilisation de l’énergie électrique selon 3 familles pouvant être hybridées entre elles :

• Stockage dans des batteries
• Utilisation de l’hydrogène électrolytique comme vecteur d’énergie
• Utilisation directe à partir de caténaires.

Il va de soi que si, dans un avenir lointain, tout le parc routier devait être électrique, ses besoins en énergie électrique nécessiteraient un développement important des moyens de production. Pour l’évaluer, nous procéderons en  deux étapes, chacune dans un message dédié, selon le schéma ci-dessous :

Dans le second message, analyse du véhicule diesel-type sur le trajet type, c’est à dire la situation actuelle:

• En 3.1. paramètres du véhicule-type et en 3.2.  profil d’utilisation
• En 3.3 besoins en énergie finale (principalement mécanique) :
• En 3.4.1. hypothèses de rendement déterminant en 3.4.2. le besoin en énergie primaire (ici carburant) et modification ou validation en 3.4.3. des hypothèses ci-dessus

Dans le troisième message, analyse des véhicules alternatifs sur le même trajet-type, et de leur consommation électrique

• Architectures alternatives et de leur rendement pour les mêmes des paramètres et profil d’utilisation que le véhicule-type
• Besoin des architectures alternatives en énergie primaire (ici électrique), et évaluation de l’énergie supplémentaire requise pour un parc entièrement électrique.