Halidade : Une éolienne offshore D 150 m - 6 MW

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Une merveille technologique

Dans le cadre du développement des énergies renouvelables, le gouvernement a décidé la création de cinq grands parcs éoliens en mer, dits "offshore": Dieppe (750 MW), Fécamp (500 MW), Courseulles (500 MW), St Brieuc (500 MW), St Nazaire (750 MW). L’appel d’offre national relatif à ces 5 parcs,  pour un coût total estimé à 10 milliards d’Euros, vient d'aboutir:

• Alstom associé à EDF remporte les parcs de Fécamp, Courseulles et Saint Nazaire, soit  1 750 MW
• Areva allié à l'espagnol Iberdrola rempporte le parc de Saint Brieuc, soit 500 MW
• Pour le parc du Tréport, l'appel d'offres est déclaré infructueux
• GDF-Suez associé à Siemens n'a donc rien obtenu.

Alstom est donc le grand vainqueur de cette compétition. Ce Groupe a annoncé fin mars 2012 avoir construit au Carnet, sur la rive sud de l’estuaire de la Loire, une éolienne baptisée « Halidade » présentée comme la plus puissante du monde avec un diamètre d’hélice de 150 mètres et une puissance nominale de 6 MW. Elle a aussi la particularité, quoiqu'installée à terre, d’être le prototype des éoliennes offshore destinées à être implantées dans ces parcs. Elle apporte des caractéristiques très innovantes qui sont sans doute à l'origine de son succès.

Sa destination maritime est visible sur les photos : le mât a une hauteur limitée à un rayon seulement (75 mètres), mais il est fixé sur un support en treillis tubulaire (« jacket » en bon franglais) ici limité à 25 mètres, mais qui devra, dans les applications offshore, avoir une hauteur égale à la profondeur de la mer aux plus hautes marées majorée de quelques mètres (vagues, sécurité, couche limite).

    

Ses caractéristiques, annoncées ou calculées par l’auteur, sont impressionnantes :

• hélice tripale de 150 m de diamètre
• section de la veine d’air balayée par l’hélice : 1,8 hectare !
• Energie primaire = énergie cinétique de la veine d’air = 20 000 KW
• puissance 6 000 KW (soit un rendement de 30% par rapport à l’énergie primaire gratuite)
• hauteur 175 mètres (soit un diamètre + le support)
• dans l’hypothèse plausible d’une vitesse de rotation à puissance nominale de 12 t/min, soit 1,2 rad/s, le couple de l’hélice atteint la valeur impressionnante de 5 000 000  mN, soit 500 tonnes à un mètre, chaque pale supportant à son encastrement (rotatif puisque le pas est variable) dans le moyeu, un moment de flexion à deux composantes (rotation et flexion) dont la résultante est du même ordre de grandeur, 500 Tm.
• Dans la même hypothèse de vitesse, la périphérie des pales se déplace à 94 m/s (340 km/h) et est soumise à une force d’inertie (souvent appelée à tort « centrifuge ») de 117 m/s², soit 12 « g ».

Leurs concepteurs sont en revanche avares d’informations techniques. La forme de la nacelle, radicalement différente de la forme habituelle allongée, est courte et de très grand diamètre. Ceci est à rapprocher de l’absence annoncée de « boîte de vitesses » (sic).

Ceci peut s’interpréter comme suit :

• Dans la quasi-totalité des éoliennes, dont la vitesse de rotation est très basse, l’arbre d’hélice entraîne un multiplicateur mécanique de vitesse à engrenages, (qui évidemment réduit le couple dans la même proportion, et conserve la puissance au rendement près) aboutissant à une vitesse de l’ordre de 2 à 3000 t/min (quoique variable) qui permet d’entraîner en sortie l’alternateur à une vitesse suffisante et donc à un couple suffisamment bas, puisqu’en matière de machines électriques, c’est, à peu de chose près, le couple qui fait le poids et le prix. Sans information des constructeurs, et pour un rapport des vitesses ultime de l’ordre de 3000 t/min / 15 t/min = 200, le multiplicateur est certainement du type planétaire à 3 étages. C’est sans doute ce que le communiqué de presse qualifie de « boîte de vitesses ».
• Ici, le diamètre très important visible sur la photo ci-dessus laisse prévoir un alternateur de grand diamètre. Il s'agit d'un alternateur à aimants permanent et entraînement direct développé par Converteam (General Electric). Leur site en montre une image (ci-dessous) qui permet d'en évaluer les dimensions à environ 7 mètres de diamètre par 2 mètres d'épaisseur, mais n'explique rien et laisse l'ingénieur sur sa faim: Quel circuit magnétique? Forme de l'entrefer? Combien de paires de pôles? Combien de phases?  Tension nominale?

• La présence d’aimants permanents est intéressante, mais ne pose pas de problème particulier dès l’instant où l’alternateur d'une éolienne, contrairement à ceux des lignes de production classiques, n’est pas couplé directement au réseau, mais passe par un convertisseur électronique AC/DC/AC qui permet d’ajuster tensions et fréquences.
• L'absence de multiplicateur de vitesse suppose que cet alternateur de 6 MW soit capable d'absorber le couple très élevé de l'hélice, soit 5 millions de mN. Par comparaison avec un alternateur conventionnel de 1650 MW tournant à  1500 t/min,  soit un couple de 10 millions de mN, l'alternateur ci-dessus est 270 fois moins puissant, mais pour un couple seulement moitié...   Etonnant, mais très intéressant : le multiplicateur de vitesse, qui est de façon évidente le point faible des éoliennes actuelles, soumis à maintenance et à usure, donc de durée de vie limitée, disparaît!
• En termes de coût, il reste à démonter que l'augmentation évidente du prix de l'alternateur est compensée par la suppression du réducteur. Nous pencherions plutôt pour un prix total nettement plus élevé, mais rendu acceptable par l'augmentation de l'espérance de vie de toute l'éolienne. 

Nous attendons avec impatience d’en savoir plus !

Mais est-ce un bon choix stratégique ?

Nous pouvons aisément faire parler d’autres chiffres.

• L'ensemble des parcs éoliens envisagés aurait donc une puissance installée de 3 GW pour un coût de 10 G€, soit à peu près la même puissance et le même prix que 2 tranches EPR (1,65 MW et 5 G€ chacun, coûts ultimes incus).
• Dans un cas comme dans l’autre, le prix de l’énergie primaire est nul (vent) ou négligeable (uranium).
• Peut-on en déduire qu’ils sont équivalents ? Surtout pas ! 

L’éolien souffre en effet de plusieurs handicaps majeurs :

• En offshore, les conditions de vent un peu plus favorable que celles de la terre permettent d’escompter une production moyenne sur l’année égale à environ 25% de la puissance installée (au lieu de 18% en moyenne terrestre française), alors que celle d’un réacteur thermique ou nucléaire n’est limitée que par la maintenance et peut dépasser 90%. Le coût d’investissement par MWh effectivement produit est donc quatre fois supérieur. C'est le facteur de coût prépondérant.
• Mais surtout, il faut se convaincre que le problème de la production d’énergie électrique n’est absolument pas de produire des MWh sur l’année, ce à quoi les parcs éoliens vont quelque peu contribuer, mais à produire des MWh à l’instant précis où on en a besoin, et nul ne peut prédire si à cet instant il y aura du vent !
• Il ne faut pas compter sur une valeur minimum de l’ensemble des 5 parcs, au motif parfois avancé que si l’un n’a pas de vent, l’autre en aura. En effet, leur localisation en Manche et dans le nord du Golfe de Gascogne les rend fortement dépendants des dépressions qui passent sur les Iles Britanniques. En cas de régime anticyclonique sur la moitié nord de la France, leur production sera extrêmement faible, voire nulle. Or les pointes de consommation résultent des froids extrêmes, qui coïncident très souvent avec des régimes anticycloniques d’hiver. Les champs d’éoliennes ne participeront donc que rarement aux pointes, et ne se substitueront ainsi à aucun autre moyen de production.  En d’autres termes ces champs d’éoliennes ne permettront de fermer ni des centrales thermiques émettrices de CO2, ni des centrales nucléaires si fortement contestées. Elles permettront seulement, avec un peu de chance, de les utiliser un peu moins, en distinguant deux cas :
• Si la demande est faible (cas le plus courant), le parc nucléaire suffit pour assurer la production. Celle des éoliennes viendra alors réduire très légèrement la consommation d’uranium, sans économie perceptible.
• Si la demande est élevée (cas minoritaire), alors la production éolienne se substituera à la production thermique, évitant la consommation de combustible fossile et l’émission correspondante de CO2. Parmi les méthodes permettant de réduire les émissions de CO2, celle-ci est sans aucun doute une des plus chères et des moins efficaces. Voir Négawatts.
• L’énergie éolienne est parfois qualifié de fatale (du latin « fatum » = destin), en ce sens que personne ne peut rien à sa survenance qui reste localement peu prédictible malgré les progrès des prévisions météorologiques. Et ceci a un grave inconvénient : comme la production doit être à chaque instant égale à la consommation, l’augmentation ou la baisse de production éolienne doit être instantanément compensée par une variation inverse d’un autre moyen de production. Or un réacteur nucléaire, qui a beaucoup d’inertie, peut plus ou moins anticiper des variations prévues et lentes, mais ne peut pas réagir à des variations rapides ou impromptues. La solution idéale pour y pallier est l’énergie hydraulique, mais celle-ci n’est pratiquement disponible que dans la moitié sud-est de la France, là où sont les montagnes, mais pas les parcs éoliens offshore. Il n’y aura donc pas de choix : seules les centrales thermiques, de préférence au gaz car plus souples, sont capables de se substituer aux éoliennes : il y a mieux pour réduire les émissions de CO2 ! Notons d’ailleurs qu’une centrale à gaz à cycle combiné (dernière technologie très sophistiquée assurant un rendement exceptionnel annoncé à 58%) a été inaugurée en 2011 à Montoir-de-Bretagne près de St Nazaire, et donc tout près du Carnet où est implantée l’Halidade prototype, et non loin du parc prévu au large de St Nazaire.
• L’offshore ouvre de vastes espaces, mais en contrepartie de coûts élevés :
• De construction : le coût de l’éolien offshore est, à puissance nominale égale, à peu près le double du terrestre. Le taux d’utilisation accru de 18% à 25% ne compense évidemment que très partiellement.
• De maintenance : fixer le mât sur un support de plusieurs dizaines de mètres de hauteur, lui-même sur un soubassement construit au fond de la mer dont l’eau salée est fortement corrosive, n’est pas neutre. Alors qu’une fourgonnette suffit en toutes circonstances à des visites de maintenance d’une éolienne terrestre, celles d‘une éolienne offshore nécessitera une barge ou un hélicoptère qui ne pourront intervenir que par beau temps. Les câbles sous-marins sont aussi de points de fragilité : corrosion, ancres, végétation, apparaux de pêche… Ils devront converger vers une sous-station à terre pour être connectés au réseau.
• De renouvellement : des mécaniques complexes, sujettes à usure, faisant intervenir des engrenages (sauf l'Halidade), le tout en brouillard salin, n’auront qu’une duré de vie relativement courte, certainement inférieures à celles des éoliennes terrestres, pourtant déjà limitée. Par comparaison, les centrales hydrauliques, thermiques ou nucléaires utilisent une turbine (à vapeur ou à eau) qui entraîne directement un alternateur, dans un milieu sec, propre et de maintenance aisée. Leur durée de vie atteint le demi-siècle, et même plus pour l’hydraulique, pratiquement illimitée. Il ne faut par rêver : Si une éolienne offshore atteint 10 à 15 ans au prix d’une lourde maintenance, ce sera déjà magnifique !
• Cet « offshore », malgré son nom, ne comportera que des zones maritimes très peu profondes, car la profondeur augmente le coût du soubassement, du support, de l’installation et du raccordement au réseau terrestre. Le choix des 5 parcs en résulte : toutes ces zones disposent de fonds qui n’excèdent pas 20 mètres. Elles sont malheureusement côtières, et non au grand large.

Conclusion

Ces parcs éoliens, munis de leurs merveilleuses et coûteuses machines permettront sans aucun doute :

• de faire plaisir aux militants écologistes qui n’ont pas tout compris,
• de contribuer à remplir les objectifs français de production d’énergie électrique renouvelable selon les critères du protocole de Kyoto et du Grenelle de l’environnement,
• de fournir de l’activité génératrice d’emplois aux entreprises impliquées dans leur construction, leur installation, leur exploitation et leur maintenance,

mais

• elles mécontenteront l’abonné qui verra que la dernière ligne baptisée « CSPE Contribution au Service Public de l’Electricité » continue à augmenter, ramenant les emplois ci-dessus au rang d’emplois indirectement aidés qui finalement plombent l'économie,
• elles ne permettront de  fermer aucune centrale nucléaire ou thermique
• elles ne réduiront les émissions de CO2 que de façon homéopathique,
• elles ne feront plaisir ni aux amoureux de paysages maritimes (un parc éolien sera visible par beau temps à 40 kilomètres), ni aux pêcheurs, ni aux plaisanciers, ni aux oiseaux marins hachés par les pales des hélices, mais ceci est de moindre importance.

Chacun jugera si ce maigre bilan justifie la décision de faire investir 10 G€ par des partenaires privés en contrepartie d’un prix de vente du MWh lourdement subventionné par la CSPE. Rappelons que la croissance, tant attendue, ne peut résulter que d’activités compétitives. Manifestement, la production d’énergie éolienne, si belle soit-elle au plan technique, ne l’est pas…

Véhicules hybrides rechargeables

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Parmi les véhicules dits « électriques », cette catégorie est la première à justifier du qualificatif « électrique ». Elle est actuellement peu représentée, bien qu’elle soit constitue une solution envisageable à moyen terme, poussée en première analyse par :

• le renchérissement à prévoir des carburants issus du pétrole
• la nécessité de réduire les émissions de CO2 selon les recommandations du GIEC
• la réduction plus poussée des sources de pollution diverses dans les grandes villes.

Il est recommandé de lire d’abord le message sur les hybrides non connectables, dont l’explication des différentes architectures ne sera pas reprise ci-dessous.

Remarques préalables :

« Hybride » signifie que le véhicule dispose, en plus du moteur thermique conventionnel, d’un ou plusieurs moteurs électriques, et d’une batterie associée.

« Rechargeableable » ou « Plug in » signifie que la batterie a vocation à être rechargée à partir du réseau de distribution électrique, ce qui n’exclut pas qu’elle puisse l’être aussi par le moteur thermique entraînant un générateur.

Contrairement à un hybride non rechargeable, son hybridation porte non seulement sur la transmission, mais aussi sur la source d’énergie.

Les architectures ne sont pas différentes de celles d’un véhicule hybride non rechargeable, sauf en ceci qu’elles comportent en plus :

• Au minimum un connecteur DC pour la recharge de la batterie par un chargeur extérieur. Dans ce cas, le chargeur fixe est relié au réseau ERDF 230 V.
• Au plus un chargeur capable de recharger la batterie à partir d’une prise AC fixe  230 V normalisée.

Contrairement aux hybrides non rechargeables, elles nécessitent une infrastructure pour la recharge des batteries, mais celle-ci pourra être d'abord essentiellement domestique (chargeur ou prise dans le garage), puis s’étendre progressivement aux parkings collectifs d'immeubles d'habitation ou de bureaux, avant de s'étendre au domaine public, ce dernier n’étant pas critique puisque le véhicule dispose d’une large autonomie en mode thermique, et ne risque donc pas de tomber en panne de batterie, contrairement aux véhicules purement électriques.

Les batteries d’accumulateurs

Elles restent le composant critique du véhicule électrique.  La batterie idéale (qui n’existe pas) devrait tout à la fois apporter :

• Une énergie spécifique élevée, de plus de 150 Wh/kg
• Une énergie volumique  élevée, de plus de 200 Wh/dm3
• Une puissance élevée, de plus de 1000 W/kg
• Une durée de vie d’au moins 2000 cycles
• Une autodécharge inférieure à quelques % par mois
• Une gamme de température de fonctionnement de -20 à +60°C
• Un prix inférieur à 100 € par KWh

La réalité figure dans le tableau ci-dessous, d’origine ADEME qui donne la réalité des technologies (mis à jour 2007). Il est un peu ancien, mais a été publié dans le rapport Syrota sur l’évolution de l’automobile, donc offre des garanties de sérieux. Certaines performances se sont sans doute améliorées, et certains prix ont baissé entretemps, mais les ordres de grandeur demeurent.

                Extrait du rapport Syrota

Ce tableau pourrait avoir une ligne supplémentaire, quotient du coût (dernière ligne) par le nombre de cycles (4^ème ligne), qui est le coût du remplacement de la batterie par cycle et par KWh :

• Plomb : 0,30 à 0,50 €
• Ni-Cd : 0,30 €
• Ni MH : 1,00 €
• Zebra : 1,00  €
• LI-Ph : 0,80 €
• Li-Ion : 1,40 €
• Li-Polym : 6,00 €

A 1,00 € par cycle, le coût par cycle de remplacement de la batterie, représente environ 8 fois le coût de l’énergie qu’elle contient (environ 0,12 €/KWh) ! Rappelons que le coût TVA incluse, mais hors TIPP pour être comparable, du gazole au détail est d’environ 1€ par kg, qui donne 12 KWh avant rendement moteur, ou 4KWh après. Si l’énergie électrique est 2,5 fois moins chère que le gazole, la même énergie électrique chargée par le coût du renouvellement de la batterie est 4 fois plus chère…

Par surcroît, quand bien même l’électricité serait-elle verte, ou au moins exempte de CO2, ce coût de batterie est très loin d’être vert.

Tant que ces problèmes ne seront pas résolus, non seulement en laboratoire, mais surtout dans des filières industrielles compétitives, l’avenir du véhicule électrique connectable restera d’autant plus problématique que son autonomie sera élevée.

Autonomie et consommation des accessoires

Les besoins énergétiques d’un véhicule ne se limitent pas, et de loin à sa seule propulsion. Dans un véhicule conventionnel, on trouve notamment les consommateurs suivants :

• Sous forme mécanique : le compresseur de climatisation (plusieurs Kw)
• Sous forme thermique : le chauffage alimenté par les pertes thermiques du moteur, donc gratuit
• Sous forme électrique, alimentés par l’alternateur
• Eclairage et signalisation (200 à 400 watts)
• Confort, ventilation et dégivrage lunette arrière (400 watts), rarement sièges chauffants
• Affichage et sécurité (100 watts)
• Pour le moteur thermique, sans objet en mode électrique : Ventilateur de refroidissement, allumage, injection, préchauffage, pompe à eau, pompe à carburant…

Au vu de ces ordres de grandeur, en mode électrique :

• La climatisation est pratiquement exclue en mode électrique, sauf à pénaliser lourdement l’autonomie.
• Le chauffage d’habitacle doit être fortement réduit, au profit de sièges chauffants qui chauffent le passager, pour les seuls sièges occupés, et faire appel à des pompes à chaleur aérothermiques.
• Le désembuage de pare-brise à l’air chaud doit être remplacé par un désembuage électrique.
• L’éclairage doit rechercher des solutions plus économes, type LEDs.

En dépit d’une régression évidente du confort, l’ensemble des consommateurs viendra réduire significativement l’autonomie en hiver ou par temps très humide.

Niveaux d’électrification des véhicules connectables

Minimum :

C’est un « full hybrid » auquel on a simplement ajouté un chargeur intégré ou extérieur sans augmenter la capacité de batterie. Son intérêt est minime, car le coût du chargeur ne pourra pas être amorti par l’économie résultant de la recharge partielle de la batterie par le réseau, et la contrainte de mise en charge n’est pas justifiée par l’enjeu. Basée sur une capacité de batterie de l’ordre de 1,5 KWh, pesant environ 30 kg, son autonomie électrique est très réduite, typiquement 2 ou 3 kilomètres. Chaque recharge d’une batterie aux ¾ vide ne stockera que moins de 0,15 € d’énergie électrique remplaçant 0,3 litre de carburant valant 0,45€, ce qui est insignifiant.

Urbain :

Ce véhicule principalement thermique reste proche du précédent, mais sa capacité de batterie est portée autour de 5 KWh, pesant environ 150 kg, et assurant une autonomie de 20 à 30 km à vitesse urbaine. Son architecture restera hybride parallèle ou à dérivation de puissance. La future Toyota Prius connectable (ci-dessous) rentrera typiquement dans cette catégorie. Elle conserve en mode thermique l’autonomie d’un véhicule normal et la capacité d’alimenter des auxiliaires, notamment le chauffage, sans réduire l’autonomie.

Cette augmentation de la capacité de batterie peut, selon les caractéristiques des machines électriques, améliorer les avantages issus de l’hybridation, indépendamment de la recharge par le réseau :

• meilleure récupération d’énergie au freinage ou en descente.
• fonctionnement électrique prolongé en encombrements et trafic urbain lent évitant l’usage du moteur thermique à puissance mécanique basse ou nulle, donc à mauvais rendement.
• autonomie électrique « zéro émission au tuyau d’échappement » permettant, le cas échéant, l’accès à des centres-villes interdits aux véhicules thermiques.

 L’économie résultant de la recharge, c'est-à-dire du remplacement d’environ 1,5 litre de carburant, soit 2,40 € par 4 KWh, soit environ 0,50 € reste très faible. L’avantage de ce véhicule résulte donc plus d’une hybridation accrue que de la capacité de recharge qui fait figure d’alibi.

La recharge nocturne de la batterie d’un véhicule urbain dont la capacité est typiquement de 5 KWH dans un box ou parking privé ne pose aucun problème : il suffit d’une prise ordinaire 230 V 16 A qui, utilisée au ¼ de sa puissance, soit 4 ampères, assurera la recharge en 6 heures compte tenu du rendement. Aucune modification d’installation domestique n’est à prévoir. Tout abonné disposant d’un contrat, même minimum de 3 KW, peut y procéder, d’autant que cette charge, qui n’est pas prioritaire par rapport à d’autres utilisations, peut fort bien être délestée, c'est-à-dire mise temporairement hors service quand les autres consommateurs absorbent toute la puissance disponible selon le contrat.

Ce type de véhicule peut assez facilement se passer d’infrastructure publique, les recharges pouvant être limitées au domicile et au lieu de travail. Il bénéficie de l’autonomie normale d’un véhicule thermique quand il utilise ce mode.

L’augmentation de l’autonomie électrique nécessitant une augmentation de la capacité de batterie au-delà de 5 KWh,  qui n’apporterait plus d’avantages supplémentaires de l’hybridation, se heurtera au problème du coût de renouvellement des batteries dont on a vu que la quote-part par recharge était largement supérieure au coût de l’énergie électrique stockée, voire même au coût actuel de carburant taxé équivalent.   

Electrique à prolongateur :

Contrairement aux précédents, c’est un véhicule principalement électrique, à architecture hybride série: le moteur électrique est le plus puissant, typiquement 60 KW, et le seul à assurer la propulsion. La batterie est portée à au moins 20 KWh pour une autonomie électrique réelle de 100 à 150 Km selon la vitesse et le type de trafic.

En première approche, pour une berline moyenne, les performances en mode électrique sont approximativement les suivantes :

• vitesse maximum : 165 km/h avec autonomie de 20 minutes ou 50 km, plus probablement bridée à 130 km/h, voire moins
• autonomie à 130 km/h :           ½ heure ou                  60 km
• autonomie à 110 km/h :           ¾ heure ou                  80 km
• autonomie à 90 km/h :             1 heure ou                   90 km
• autonomie à 70 km/h :             1 heure 30 ou            100 km
• autonomie à 50 km/h :             2 heures 20 ou          120 km

Ses capacités d’accélération restent correctes, comparables à celles d’un véhicule thermique d’entrée de gamme, mais pénalisantes pour l’autonomie. Le freinage récupératif électrique assure la quasi-totalité des ralentissements pour un conducteur anticipant suffisamment, sauf en freinage d'urgence.

Inutile de souligner que le mode électrique ne peut satisfaire qu’à des applications urbaines. Il permet par exemple un aller et retour au centre de Paris à partir d’une des villes nouvelles (Cergy, Evry, St Quentin-en-Yvelines, Marnes-la-Vallée), mais pas à  partir des villes les plus éloignées de l’Ile-de-France, et ce, à condition de rester bien en-deçà des vitesses autoroutières.

La recharge de la batterie en station-service est difficilement envisageable, au vu de ses inconvénients :

• Sa durée, qui dépend de la technologie des batteries, sera sans doute de l’ordre d’une heure, sauf à force la charge au détriment de la durée de vie.
• La surface nécessaire pour recharger des véhicules en 60 minutes tous les 80 km, alors que le plein de carburant se fait en 6 minutes tous les 800 km, soit un facteur 100 ! En d’autres termes, le véhicule électrique passerait autant de temps en charge qu’en trajet, ce qui supposerait une surface des stations peu inférieure (moitié? quart?) à celle… des autoroutes !
• Rien ne dit que le prix de vente de l’énergie électrique en station serait celui d’ERDF : il faudrait bien amortir les installations crées à cet effet, contrairement aux prises de parkings !
• La problématique de la quote-part par recharge du coût de remplacement de la batterie jouerait ici à plein, et ne serait plus masqué par les avantages de l’hybridation. Elle fait de l’électricité stockée dans des batteries une énergie très coûteuse et fort peu verte.

Un groupe électrogène embarqué, dit « prolongateur » de puissance limitée, typiquement 30 Kw, assure une charge partielle ou permanente de la batterie si nécessaire, et évite ainsi la panne pour batterie vide, mais sans assurer la pleine puissance, ni la vitesse maximum déjà basse, et avec un assez mauvais rendement lié aux éléments en série : moteur thermique, alternateur, batterie si la consommation est différée, moteur électrique dont les pertes s’additionnent.

En mode thermique avec prolongateur de 30 Kw, la vitesse maxi permanente atteint 120 km/h sur sol plan, sans auxiliaires et sans recharge de batterie. En revanche l’autonomie ne dépend plus que de la capacité du réservoir de carburant. Sa consommation routière ne sera pas inférieure à celle d’un véhicule thermique conventionnel, et pourra même être supérieure si le rendement de batterie intervient, c'est-à-dire si le prolongateur n’est pas utilisé en permanence. Ses capacités transitoires d’accélération et en côte restent bonnes, car le moteur électrique peut, en tirant brièvement sur la batterie, développer une puissance largement supérieure à celle du prolongateur. La capacité d'optimiser le point de fonctionnement du moteur thermique du prolongateur n'existe que si la puissance requise ne dépasse pas environ 1/3 de la puissance maximum, soit 10 Kw dans cet exemple, soit encore 80 km/h.

Ce type de véhicule peut avoir un intérêt réel pour des applications spécifiques : messagerie urbaine, taxis de centre-ville, véhicules urbains en libre service, véhicules touristiques mais n’a pas vocation à faire des trajets interurbains, la capacité de batterie ne le permettant pas, et son architecture n’y étant pas favorable. L’économie sur l’énergie proprement dite peut monter à environ 3 € par recharge, soit 1000 € par an avec une recharge par jour, ce qui est significatif, rapporté à un kilométrage de l‘ordre de 30 000 km, mais ceci pour des raisons essentiellement fiscales, l’énergie électrique n’étant pas soumise à la TIPP et ne supportant que la TVA au taux réduit. Ce raisonnement ne prend pas en compte le coût de renouvellement des batteries, qui devra être réduit pour autoriser cette architecture.

Véhicules à hydrogène

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Vecteurs d’énergie : hydrogène et/ou électricité

La nécessité de réduire les émissions de CO2 s’ajoutant à la raréfaction des carburants liquides ou gazeux pose le problème du remplacement à moyen ou long terme des carburants actuels : essence, gazole, GPL. Ces derniers sont des énergies primaires, c'est-à-dire disponibles dans la nature, directement utilisables après raffinage, dans les moteurs thermiques des automobiles. Comment les remplacer ?

Une solution possible, mais limitée et contestée non sans raisons, est le recours au bioéthanol ou au biodiesel issus de l’agriculture. Nous n’en traiterons pas ici.

A défaut d’hydrocarbures, les énergies primaires restant disponibles sont :

• Le charbon et le lignite, dont l’utilisation est très émettrice de CO2, qui servent pour une large part à produire de l’électricité.
• La biomasse et les déchets, chimiquement proches du charbon à ceci près qu’étant renouvelables, leur émission de CO2 est compensée par leur renouvellement qui fixe la même quantité de CO2.
• L’énergie hydraulique, importante mais de très faible potentiel d’accroissement en France pour des raisons géographiques, immédiatement convertie en électricité pour pouvoir être transportable,
• L’énergie nucléaire thermique, pratiquement illimitée, mais souvent fortement contestée,  elle aussi immédiatement convertie en électricité pour la même raison,
• L’énergie éolienne, très marginales, également contestée, toujours convertie en électricité, mais surtout « fatale » en ceci que l’on ne maîtrise pas sa survenance ou son absence dues au vent,
• L’énergie photovoltaïque, électrique par nature et anecdotique, ou solaire thermique, à l’état de projet, tout aussi fatales, et même le plus souvent à contre-cycle,
• L’énergie géothermique qui, malheureusement, n’est en France que rarement disponible, et ce à une température trop basse pour pouvoir être facilement utilisée pour de la production électrique.

L’électricité est donc le premier et le principal vecteur d’énergie : elle n’existe pas à l’état natif (si ce n’est dans la foudre, difficile à utiliser !). Elle a presque toutes les qualités, sauf une : elle est très difficile de la stocker. A l’échelle d’un réseau, la capacité des batteries est insignifiante et hors de prix. Ce qui n’a que peu d’inconvénient pour les consommateurs reliés à un réseau devient très problématique quand cette énergie est destinée à un véhicule automobile, ou pire, à un avion.

On a donc recherché quels vecteurs pourraient remplacer les carburants des véhicules et avions, ou même permettre de stocker l’énergie d’un réseau de distribution électrique.

Si on élimine tous les produits contenant du carbone pour les raisons figurant dans l’introduction,  et que l’on se limite à des produits liquides ou gazeux, la liste se réduit très vite et on arrive à l’hydrogène, qui peut être envisagé sous deux formes :

• L’hydrogène H2
• L’ammoniac anhydre NH3, à éliminer tout de suite (toxique, faible pouvoir calorifique et sa combustion produit des oxydes d’azote).

D’où vient l’hydrogène ?

Pour des raisons de coût de l’énergie électrique, il ne vient pas de l’électrolyse à froid d’une solution alcaline telle qu’on la montre dans l’enseignement. Cinq procédés principaux sont utilisables :

1. Le vaporeformage du méthane selon la réaction endothermique (= qui absorbe de la chaleur) aboutissant à : CH4 + 2 H20 --> CO2 + 4 H2  . Le méthane utilisé ne fournit que le ½ de l’hydrogène produit, le reste venant de l’eau : il y a un « effet de levier » d’un facteur 2.
2. L’oxydation partielle d’hydrocarbure fait appel à de l’oxygène pur, selon la réaction exothermique suivante, établie pour du méthane : 2 CH4 + O2 + 3 H20 --> 2 CO2 + 6 H2. Le méthane fournit les ⅔ de l’hydrogène : l’effet de levier est réduit à 1,5.
3. Le reformage autothermique est une combinaison des deux précédentes, thermiquement neutre : 3 CH4 + O2 + 4 H20 --> 3 CO2 + 10 H2  . Le méthane fournit les 3/5 de l’hydrogène : l’effet de levier est de 1,67
4. Par le cycle iode / soufre en trois réactions successives à températures élevées (200 à 900°C) qui aboutissent à :  H2O --> H2 + ½ O2. Tout l'hydrogène vient de l'eau.
5. Par électrolyse d’acide sulfureux (H2 SO3) selon cycle de Westinghouse à chaud aboutissant à :  H2O --> H2 + ½ O2 . Comme précédemment, tout l'hydrogène vient de l'eau.

Les 3 premiers procédés ont le gros inconvénient pour l’avenir d’utiliser pour une part l’hydrogène du méthane, donc une ressource fossile dont il faudra précisément à se passer un jour ! Les procédés 1, 4 et 5 nécessitent un apport de chaleur extérieure qui pourrait être nucléaire primaire, à condition d’installer cette opération près d’une centrale, et d'accepter cette énergie pour l'avenir. L’énergie électrique secondaire produit par la centrale nucléaire pourrait être utilisée pour le 5^ème procédé, sous la même condition.

L’évolution du prix d’achat du méthane, du prix de revient de la chaleur nucléaire primaire disponible à une température suffisante, et du prix de vente de l’hydrogène pouvant se substituer aux carburants actuels, déterminera la part relative de ces différents procédés. Il doit être clair que cette substitution ne sera viable qu’avec des prix des hydrocarbures largement supérieurs aux prix actuels, mais, n’en doutons pas, cette condition se réalisera un jour !

L’hydrogène

Il a des qualités considérables :

• disponible sous forme d’eau H2O en quantité illimitée,
• pouvoir calorifique extrêmement élevé : 120 MJ/Kg, à comparer aux hydrocarbures (44 MJ/Kg),
• sa combustion n’émet que de la vapeur d’eau, neutre, non polluante,
• peut être utilisé dans une pile à combustible qui produit de l’énergie électrique avec un rendement significativement supérieur à celui d’un moteur thermique à combustion interne, mais très loin des 100%.

Mais aussi quelques sérieux inconvénients :

• A l’état gazeux, sous la pression atmosphérique :
• sa masse volumique n’est que de 89 g/m3, soit 10 MJ/m3,
• à comparer avec le gaz naturel « G20 » (méthane) à 37,8 MJ/m3
• ou avec le GPL « G31 » (propane) à 95,6 MJ/m3. 

Il faut donc le comprimer pour réduire son volume, jusqu’à des pressions très élevées de 700 bars, voire 1400 bars, qui réduisent le volume du facteur d’augmentation de la pression, mais qui augmentent le poids du réservoir dans des proportions considérables de l’ordre de 2,5 kg par litre à 700 bars ou 5 kg/litre à 1400  bars, soit, dans les deux cas, 5 kg de réservoir pour 125 g d’hydrogène, un facteur 40 !

• A l’état liquide :
• L’hydrogène bout à -253°C (20°K). Sa masse volumique est très basse, 71 kg/m3, 11 fois  inférieure à celle de l’essence. Le réservoir doit rester ouvert pour permettre l’évacuation de l’hydrogène gazeux, ce qui impose de le stocker à l’air libre. Sa liquéfaction est difficile et énergivore. Par comparaison :
• Le méthane bout à -162°C (111°K). Sa masse volumique est de 423 kg/m3. Sa liquéfaction est plus facile, mais pas gratuite. Pour lui aussi, le réservoir doit rester ouvert.
• Le propane bout à -42°C (231°K) à la pression atmosphérique, mais reste liquide sous une pression de  8 à 10 bars à température ambiante. Sa masse volumique est de 510 kg/m3. On peut donc le stocker dans un réservoir clos sous une pression raisonnable.

Seul le propane est utilisable à l’état liquide à température ambiante dans un véhicule routier. Les autres ne peuvent être utilisés qu’en l’état de gaz comprimé.

L’hydrogène utilisé en vecteur d’énergie doit donc être utilisé :

• Dans un véhicule routier, en l’état de gaz comprimé à 700 ou 1400 bars dans un réservoir (hypothèse : fibre de verre et résine époxy) qui pèse 100 kg pour 2,5 kg d’hydrogène équivalents à 7,1 kg de gazole, avec un avantage supplémentaire de rendement de l’ordre de 40%, soit 10 kg de gazole si l’hydrogène est utilisé dans une pile à combustible. Son autonomie sera limitée par la masse du réservoir !

Additif du 28 septembre 2013: Les chiffres pessimistes ci-dessus se trouvent confirmés par un communiqué triomphant de GM publié le 26 mai 2014, qui a testé 30 Opel HydroGen4 qui "ont fait plus de 2700 fois le plein d'hydrogène et ont parcouru 350000 km" en Allemagne. Ces véhicules ont donc parcouru en moyenne 350000 km / 30 = 12700 km : aucun conclusion ne peut en être tirée sur la longévité des piles à combustible. L'autonomie moyenne pratique de ces véhicules a été de 350000 km / 2700 pleins = 130 km, à peine supérieure à celle d'un véhicule électrique. On est loin de performances qui justifieraient le coût de l'hydrogène qui, selon toutes les hypothèses, restera très élevé, et l'investissement colossal dans le déploiement du réseau correspondant.

• Dans un avion dont on fait le plein d’hydrogène liquide juste avant le décollage dans des réservoirs 4,4 fois plus grands, mais dont le contenu sera malgré tout 3 fois plus léger, par rapport au kérosène.

Les architectures de véhicules à hydrogène

1- Hydrogène – électrique : Réservoir haute pression d’hydrogène comprimé + pile à combustible + moteur électrique. La pile à combustible améliore le rendement qui pourrait atteindre 50% au lieu de 40% pour un moteur thermique. Un réservoir de 200 kg, contenant 5 kg d’hydrogène, ici équivalents à 23 litres de gazole assurant une autonomie sur autoroute de 300 km, est un minimum. Le développement, le coût et la maintenance de la pile à combustibles sont encore des inconnues majeures et nécessitent des investissements considérables.

2- Mixte électrique : Réservoir haute pression d’hydrogène comprimé + pile à combustible + batterie + moteur électrique. Cette architecture qui diffère de la précédente par l’adjonction d’une batterie également très lourde, aboutit à réduire l’autonomie à poids égal, mais sa mixité permet deux types de recharge : on peut penser que les bornes de recharge électriques, plus faciles à installer et reliées à un réseau électrique existant, seront plus nombreuses que les stations service à hydrogène. La recharge électrique est en revanche beaucoup plus lente. Il est peu probable que cette architecture se développe.

3 -Hydrogène thermique : Réservoir haute pression d’hydrogène comprimé + moteur thermique. Un réservoir de 200 kg est ici équivalent à seulement 16 litres de gazole, inférieure à celle de l’architecture 1 à cause du moindre rendement du moteur thermique. Elle a néanmoins l’énorme avantage d’un développement simple et peu coûteux : le moteur est peu différent d’un moteur au GPL, lui-même très proche d’un moteur à essence. 

4 - Mixte thermique : Réservoir haute pression d’hydrogène comprimé + réservoir basse pressions de GPL + moteur thermique. Il ne diffère de l’architecture 3 ci-dessus que par l’adjonction d’un réservoir supplémentaire de GPL (liquide, comme son nom l’indique, sous une pression modérée), qui intervient comme prolongateur après épuisement de l’hydrogène. Un double dispositif d’alimentation en gaz permet au moteur fonctionner indifféremment avec l’un ou l’autre. Rien ne s’oppose à un réservoir de GPL assurant une autonomie assez importante, par exemple 50 litres équivalents à 30 litres de gazole. Moins « verte » que les précédentes, puisqu’elle recourt encore au gaz de pétrole en prolongateur, cette architecture est la plus probable dans l’hypothèse « hydrogène », comme facile à développer et acceptable pour l’utilisateur. Elle pourrait aussi se faire à l’essence, mais avec moins d’éléments communs (Essence en injection directe, alors que le gaz est aspiré par dépression dans un venturi). 

5 - Hydrogène – Trolley : Identique aux architectures 1 ou 2, avec adjonction d’un trolley pour connexion aux lignes aériennes d’autoroutes électrifiées.  L’autonomie autoroutière est illimitée grâce au trolley qui fournit l’énergie de propulsion et peut en plus recharger la batterie (cas 2). Mais l’hydrogène et son indispensable pile à combustible sont-il encore justifiés ?

L'écrêteur Voltalis : écologique, civique ou abusif?

Table des matières du blog

Energie

Bâtiment

Véhicules

Profil

Ce petit boîtier "Voltalis" qui commence à se répandre apparaît bien mystérieux et pose d’autant plus de questions que son promoteur, la société éponyme, qui n’est pas EDF, reste très discrète sur son mode de fonctionnement, se limitant à affirmer qu’après une fourniture et une installation gratuites, il est capable  de réaliser des économies pour l'abonné en différant certaines consommations, et de réduire ainsi les émissions de CO2.

Les commentaires de la presse comme des forums en ligne montrent que la plupart des commentateurs n’a pas bien compris son fonctionnement. Plus curieusement, la CRE (Commission de Régulation de l’Energie) n’a pas compris (ou pas voulu comprendre) non plus. Finalement, le Conseil d’Etat a compris et a autorisé cette initiative qui marque la véritable entrée de la révolution numérique dans la tarification électrique.

Contexte

Il est vrai que pour comprendre son fonctionnement, qui est assez complexe, il faut commencer par se convaincre que :

• A l’échelle d’un réseau, l’énergie électrique ne peut pas être stockée : la production doit être à chaque instant exactement égale à la consommation. Le seul mode de stockage possible est sous forme hydraulique, dans des centrales de haute chute réversibles, mais leur capacité reste limitée faute de sites géographiques possibles.
• La tarification du KWh fixe, ou variable par paliers, résulte de l’histoire et de la loi, et cache la réalité d’un coût de production du MWH qui peut varier rapidement et dans de larges proportions.
• Cette variabilité dépend des moyens de production mobilisés pour satisfaire la demande, dont l’essentiel est en France fourni par la filière nucléaire, à laquelle s’ajoutent, pour une très faible part, les filières dites « fatales » (hydraulique au fil de l’eau, éolien, photovoltaïque) dont ont ne maîtrise pas la survenance, souvent à contre-cycle, mais dont le coût marginal du MWH produit est très bas ou nul. Ces filières réunies ne peuvent satisfaire :
• Ni une pointe de consommation, notamment en hiver, pouvant être violente (102 GW en février 2012), et atteindre le double de leur capacité maximum qui est d’environ 55 GW.
• Ni un accroissement rapide de consommation quotidienne que la filière nucléaire ne peut pas suivre en raison de l’inertie de ses réacteurs et de leur moindre rendement à puissance partielle.

 Ce graphe en GWh par semaine ne donne pas les crêtes instantanées. 10 000 GWh par semaine = 60 GW en moyenne.

Les deux graphes ci-dessus d’origine EDF. Sur le second, le zéro est décalé : variations hebdomadaires de 30 à 52 GW, quotidiennes ouvrées de 38 à 52 GW.

Il s’en suit que ces deux circonstances amènent les opérateurs, principalement EDF, à utiliser :

• des centrales hydrauliques éclusées ou de lac, dont on maîtrise la production et dont le coût est extrêmement bas, mais qui sont malheureusement limitées par la géographie
• des centrales thermiques fonctionnant avec des énergies fossiles (gaz, charbon, fioul) coûteuses et émettrices de CO2, qui doivent être amorties sur une courte durée d’utilisation annuelle,
• de l’énergie électrique achetée sur le marché libre, dans lequel les opérateurs échangent des lots d’énergie donnés dans un intervalle de temps donné, à des prix qui peuvent être extrêmement variables selon l’offre et la demande, sans stock tampon qui puisse modérer les cours.

Le graphe ci-dessous (établi par l’auteur), donne les ordres de grandeur des occurrences des différentes puissances consommées et produites de 25 à 102 Gw, et les coûts et tarifs publics correspondant. Notez bien que l'occurrence 0% correspond à la crête maximum instantanée, et l'occurrence 100% à une puissance égale au minimum observé.

On y observe :

• La large variation de la demande au cours du temps
• Les coûts marginaux du KWh supplémentaires extrêmement variables (ordres de grandeur) dans les puissances élevées
• Les coûts unitaires, dans chaque tranche d’occurrence, moins variables grâce à la part du nucléaire et de l’hydraulique qui reste importante
• Les marges considérables d’EDF sur le tarif détail HT, explicités ci-dessous, alors même que ce graphique ne prend pas les abonnements en compte.

Ecrêter les pointes

Dans ce contexte, EDF a depuis longtemps cherché à faire varier le tarif de la consommation en fonction de l’heure ou de la date :

• Le tarif P/C établit :
• le prix TTC  des 16 heures pleines à 130 €/MWh,
• et celui des 8 heures creuses à 90 €/MWh,
• à comparer aux 120 €/MWh  du tarif de base à prix constant.
• L’incitation est faible, et ne porte que sur l’heure, ce qui n’a aucun sens en été.

• Le tarif Tempo, qui a succédé au tarif EJP créé dans les années 80, porte à la fois sur le critère quotidien P/C et sur les jours de pointe dans l'année, en définissant :
• 300 jours bleus beaucoup moins cher que le tarif P/C,
• 43 jours blancs à prix moyen, et
• 22 jours rouges très chers en heures creuses à 190 €/MWh, et carrément dissuasifs en heures pleines à 500 €/MWh !
• La couleur est annoncée avec un préavis de 8 heures. Il contribue efficacement à l’écrêtement, mais est contraignant pour l’utilisateur. A l’époque de la révolution numérique, il apparaît simpliste, car une pointe ne dure pas toute la journée, mais plutôt quelques heures.

On imagine facilement une tarification continûment variable du KWH quand  les filières nucléaire et hydraulique ne suffisent pas à la production, soit environ 20 à 30% du temps. Elle permettrait à l’utilisateur final de paramétrer le prix maximum auquel il souhaite acheter son énergie électrique selon son utilisation, ce qui revient à différer sa consommation jusqu’à ce que, une fois la pointe passée, le prix variable baisse, en dessous du prix paramétré :

• un chauffage peut s’arrêter 1 à 2 heures sans gros inconvénient
• un chauffe-eau peut être différé d’une demi-journée sans effet apparent
• demain, le rechargement d’un véhicule électrique pourra se faire au cours de la nuit.

Un tel système demande évidemment un minimum d’intelligence numérique, et des règles contractuelles strictes relatives aux coûts variables et à leur moyenne.

Il est surprenant qu’ERDF, opérateur historique et dominant, n’ait pas cherché à aller dans cette direction. Les contraintes réglementaires et politiques y sont sans doute pour quelque chose. On peut se demander si une structure plus réactive, plus autonome, plus concernées par ses coûts et la rentabilité de ses investissements, en un mot soumise à une concurrence plus vive, ne l’aurait pas déjà fait. Le nouveau compteur "Linky" va néanmoins dans le bon sens.

 Voltalis, comment çà marche ?

Ce petit boîtier, connecté en CPL (Courant Porteur en Ligne, qui utilise les lignes 230 V pour transmettre des informations grâce à des tensions alternatives de 8 à 150 KHz superposées au 50 Hz), est capable, via des contacteurs appropriés installés gratuitement chez les particuliers, de couper ou de rétablir certaines sections (section = ensemble des consommateurs électriques en aval d’un même disjoncteur modulaire) selon des instructions transmises en GPRS (General Packet Radio Service = Transmission de données par téléphone GSM) par la plate forme centrale de la société Voltalis. Ceci concerne principalement les sections de chauffage électrique ou de chauffe-eau à accumulation.

Ce système Votalis est indépendant de l’opérateur, ERDF ou autre, qui continue à fournir l’énergie électrique et à la facturer au tarif en vigueur selon le type de contrat (Base, P/C, Tempo). Il n’a pas pour objet principal de réduire l’énergie consommée, bien que cela puisse se produire, mais plutôt de différer le moment de la consommation afin de réduire la pointe. Voltalis détient donc ainsi, par les boîtiers installés chez ses abonnés, le pouvoir de procéder à une réduction instantanée de la consommation de tout ou partie de ses abonnés, qui s’appelle, dans le jargon de la distribution électrique, un effacement diffus. En aucun cas Voltalis n’achète ou ne vend d’énergie électrique.

En cas de montée de la puissance consommée :

• soit trop élevée pour être couverte par les moyens économiques, ou même simplement couverte,
• soit trop rapidement croissante pour pouvoir être couverte par la montée en puissance lente de la filière nucléaire,

l’opérateur de production ou de distribution a le choix entre :

• mettre en service ou faire monter en puissance des moyens de production plus coûteux,
• acheter au prix fort à un autre opérateur l’énergie dont il dispose,
• acheter ou obtenir une économie déterminée (effacement) auprès d’industriels gros consommateurs qui ont accepté de ce type de contrat,
• acheter un effacement diffus à Voltalis

Dans ce denier cas, Voltalis exécute son contrat en déconnectant certaines  des sections de ses abonnés pendant un temps déterminé, et facture sa prestation qui évite à l’opérateur client des coûts et des moyens supplémentaires peu utilisés. Il agit donc en négociant de « Négawatts » fournis gratuitement par ses abonnés, et qui ne coûtent rien à ces derniers.

Intérêt et limites de Voltalis

Le système Voltalis est intéressant à deux titres, car il permet la réduction :

• des investissements de production électrique par écrêtage des pointes.
• des émissions de CO2, non par réduction de la consommation globale, mais par meilleure utilisation des filières de production non émettrices, principalement nucléaire et hydraulique, accessoirement éolienne.

Il mérite donc la qualificatif d'écologique 

En revanche, l'intérêt de l'abonné dans cette organisation est des plus limités :

• Si la consommation est simplement différée, comme dans le cas typique d'un chauffe-eau à accumulation, l'abonné ne réalise strictement aucune économie, puisque l'énergie consommée et son tarif de facturation sont en général identiques pendant et après la coupure. Il ne subit non plus aucun inconvénient, sauf si l'eau du chauffe-eau est entièrement froide. Il a alors le choix entre se laver à l'eau froide et réaliser l'économie correspondante, ou différer le moment où il se lave, et n'en réaliser aucune.
• Si la consommation est réduite, par exemple par une coupure du chauffage électrique suffisamment longue pour amener une baisse de température perceptible, il réalisera une économie correspondant à cette baisse pendant sa durée (moins de pertes thermiques quand la température du logement est plus basse), mais ne correspondant pas à l'energie non consommée pendant la coupure, puisque par la suite, la consommation sera majorée par la remontée en température du logement à son niveau de consigne.

En d'autre termes, l'abonné Voltalis ne réalisera d'économies que sur la quantité d'énergie qu'il n'aura pas consommée, mais aucune sur le prix de l'énergie consommée.
Il lui restera néanmoins la satisfaction d'avoir agi pour le bien de la planète, de Voltalis et des opérateurs, notamment ERDF. 


Cet abonné mérite donc d'être qualifié de civique.

Il est anormal qu'il ne soit pas associé à l'avantage économique résultant de l'utilisation de moyens de production moins coûteux. Autrement dit, Voltalis vend avec 100% de marge brute les "négawatts" qui lui ont été fournis gratuitement par ses abonnés. 


Comme il n'est par sûr que les abonnés aient conscience de cette répartition léonine des marges,
ce système peut être considéré comme abusif.

Une fois démystifié, ce modèle économique, qui implique trois parties (Abonné, Voltalis et l'opérateur), ne pourra perdurer et se développer que si Voltalis reverse aux abonnés une partie des "négawatts" facturés aux opérateurs, en conservant un marge brute légitime, par exemple 50% ou plus, car il doit notamment amortir la fourniture et l'installation de ses boîtiers chez les abonnés.

Même dans cette hypothèse, la limite du système Voltalis réside dans le fait qu’il exploite les failles d’une tarification des opérateurs, et notamment d’ERDF qui est trop déconnectée de la réalité du marché des échanges d’énergie et des variations du prix de revient marginal du MWh. Mais les opérateurs conservent la possibilité d’introduire des tarifs plus appropriés, notamment avec prix continument variable selon des règles contractuelles préétablies, permettant de réduire pour l’abonné le coût moyen de l’énergie électrique en contrepartie d’une dissuasion de la consommation en pointe par effacement de certaines utilisations.

Cette voie, qui reste à explorer et à promouvoir, a certainement un grand avenir. Voltalis n’en n'est sans doute que le premier... faux-pas.

Voir aussi: "Vraies et fausses économies d'énergie"