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Les condensats de gaz de schistes américains se portent bien. Merci!
En désaccord avec les intuitions de certains de nos « spécialistes » nationaux de l’énergie qui, après l’expression de leurs certitudes mathématiques annonçant la fin imminente du pétrole, les ont conduit à prédire la fin inexorable et imminente des extractions de gaz de schistes américains, les publications de l’excellente EIA montrent que ces extractions sont conduites avec dynamisme (FIG.) et atteignent, pour la part des condensats liquides, les 4,3 millions de barils par jour. L’immensité du territoire américain, la possession du sous-sol par les paysans locaux, le savoir-faire des opérateurs et leurs connaissances fines, acquises de longue date, des structures géologiques de leur Comté, les prix rémunérateurs des condensats, sont à coup sûr les causes de cette performance. Et pourtant, l’acheminement pénible et onéreux des gaz et des liquides, extraits parfois sur des sites très éloignés des ports américains où se trouvent les raffineries et les industries de la pétrochimie, complexifient l’équation économique. Le brûlage stupide d’une part des gaz extraits (qui atteint les 38%) dans le Nord Dakota, les accidents spectaculaires lors d’acheminement par train des condensats volatils, illustrent les difficultés logistiques d’acheminement de ces ressources continentales américaines.
(cliquez sur l’image pour en obtenir une version lisible)
Demain, après 2020, ce sont les conversions de gaz, de charbon et de biomasse en liquides de plus en plus sophistiqués qui viendront prendre progressivement le relais, toujours épaulés par les biocarburants, pour assurer la fourniture de substituts aux produits raffinés du pétrole. Dans ces domaines une large part de l’avenir des énergies du futur va se jouer.
Remarque: afin de pondérer ces informations, il est utile de rappeler que les raffineries américaines sont alimentées tous les jours par 15 millions de barils de pétrole et par d’autres additifs. Malgré leurs productions de pétrole, de condensats de gaz et leurs exportations de produits raffinés, les États-Unis ont été en 2012, importateurs nets de 40% en volumes de pétrole et produits raffinés qui assurent le flux au sein de leurs raffineries. (LIRE)
Remarque 2: L’équivalent de trois cents unités, réparties dans le monde, de conversion en liquides soit de gaz naturel, soit de de CO2, soit de charbon, soit de biomasse, chacune d’une capacité nominale de 300 mille barils par jour, suffirait à remplacer toutes les installations d’extractions de pétroles existantes à ce jour dans le monde. Cette substitution, composante possible du processus de substitution compétitive des sources d’énergie, se fera, bien-sûr en biseau, sur plusieurs décennies, au gré des prix du pétrole et de la demande mondiale. S’il y avait, en ce moment, réelle pénurie de ressources liquides (ce que prétendent certains) ce genre d’unité se construirait partout dès à présent. Le monde n’est pas en pénurie de ressources énergétiques fossiles diverses et les technologies rentables de synthèse des ersatz de produits pétroliers sont maitrisées. Pourquoi l’industrie pétrolière n’en construit-elle toujours pas (ou peu)? En économie, se tromper de timing peut être dévastateur. Faudra-t-il au moins attendre que la Chine, enfin équipée et aisée, se mette à consommer des litres de carburants liquides à tout-va?
Le pétrole dans la consommation de commodities par les nations en développement est toujours en retard par rapport au ciment, au fer ou à l’aluminium.
Le 25 Mars 2014
Remarque à propos de champs mineurs américains non pris en compte dans ce papier:
Les divers pick oilers professionnels et autres exégètes « delamarchiens » du déclin américain font les choux gras de révisions récentes à la baisse de l’EIA au sujet des réserves du champ californien de Monterey. Je voudrais ici tout simplement illustrer la pondération de ce champ au sein des productions américaines présentes et à venir. Le moyen le plus efficace est de reprendre les courbes de l’EIA de production de la seule fraction pétrolière issue des condensats de gaz de schistes ou de grès:
Ce gisement californien de Monterey dont tout un panel fait les gorges chaudes pour mettre en doute l’avenir énergétique américain est représenté par le trait vert tout à fait en bas de la courbe des productions observées. Il est facile de constater, en toute objectivité, que de passer par zéro ces productions mineures n’altèrera pas de façon significative le bilan global du continent nord-américain. Par contre l’explosion des productions du gisement d’Eagle Ford au Texas (courbe en bleu) qui dépassent maintenant celles de Bakken (courbe en jaune) dans le Nord-Dakota est tout à fait spectaculaire.
Le 26 Mai 2014
mars 21, 2014
Les énergies intermittentes solaires et éoliennes n’ont fourni que 9% de l’énergie électrique au réseau ouest-européen
En raison des puissantes interconnexions électriques transnationales au sein du réseau électrique ouest-européen et de ses voisins qui peuvent être estimées autour des 400 TWh échangés, parler de la part des énergies intermittentes au niveau de chacune des nations n’a que bien peu de pertinence.
L’exemple le plus folklorique est à-coup-sûr celui du Danemark, interconnecté à l’Allemagne, la Norvège et la Suède et qui a été en 2012 importateur net d’électricité à hauteur de 5,4 TWh pour une consommation totale de 34 TWh. Avec une production éolienne de 10,3 TWh cette année là, il est possible de souligner que ce sont les pays voisins du Danemark, au travers du réseau commun, qui ont, pour une grande part, assuré, localement, la stabilité du réseau danois. Après avoir dépensé des fortunes dans les éoliennes, le Danemark est incapable d’assurer les générations d’électricité qu’il consomme; certes le constat est sévère mais réel et mesurable.
Pour parler de façon pertinente des énergies intermittentes en Europe il faut se placer au niveau de l’ENTSO-E qui fédère l’ensemble des régulations nationales du réseau ouest-européen de Chypre à l’Islande et du Portugal à la Finlande et qui consolide l’essentiel des échanges de puissances électriques entre nations. Sur 12 mois glissants, à fin Novembre 2013, dernier mois publié à ce jour, ce sont sur cet ensemble près de 3300 TWh d’ électricité qui ont été générés dont 215 TWh d’origine éolienne et 78 TWh d’origine photovoltaïque (FIG.). Ces deux énergies intermittentes n’ont donc généré durant la période considérée que 9% de l’énergie électrique de la plaque ouest-européenne.
Dans ce bilan, l’Allemagne qui a généré, avec 536 TWh, 16,2% du total de l’énergie électrique de l’ensemble se distingue par ses générations photovoltaïques (36% de la catégorie avec 28 TWh), éoliennes (21% de celles-ci avec 46 TWh) mais aussi par les larges productions de ses centrales à flamme qui ont représenté 23% de la catégorie ( 326 TWh/ 1427 TWh).
Le réseau ouest-européen est largement alimenté par les centrales à flamme qui représentent 43% de l’énergie totale générée.
L’Europe de l’électricité, propre sur-elle, ne relarguant dans l’azur que peu de gaz et de particules fines, n’est encore qu’un mythe entretenu par une fable aux trémolos écologiques et aux accents d’une symphonie venant de la rive droite du Rhin.
La poursuite, durant la décennie à venir, des encouragements financiers et règlementaires anticoncurrentiels aux énergies intermittentes devrait permettre de doubler la part de ces énergies dans le mix électrique ouest-européen c’est à dire à se diriger vers une part de marché de 17 à 18%. C’est alors, à technologie constante, qu’apparaîtront les vrais problèmes d’instabilité de réseau. Ceci nécessitera au préalable d’investir lourdement dans des dispositifs de stockage d’énergie et des ressources excédentaires de génération d’électricité permettant de recharger ces dispositifs. (Un accumulateur sans chargeur ne sert à rien). Mais qui voudra investir demain en Europe dans ces systèmes complexes et onéreux de secours électriques aux énergies intermittentes? Il faudra, à coup-sur, pour cela inventer une subvention nouvelle et supplémentaire. Encore!
L’Europe de l’énergie, faute d’une équipe compétente pour définir, proposer et faire accepter par les nations un futur économiquement et politiquement acceptable, me semble être bien mal barrée pour affronter les tempêtes à venir. Laisser le mix énergétique local être défini par les seules nations, sans coordination et mise en cohérence supranationales, me semble être une solution risquée, d’autant plus que certains grands pays européens comme l’Italie, la Finlande, les Pays-Bas, la Grande-Bretagne ou la Belgique sont délibérément de gros importateurs nets d’énergie électrique.
Le 19 Mars 2014

mars 19, 2014
Productions éoliennes et photovoltaïques allemandes au mois de Février 2014
FIG.I- Génération de puissances électriques éoliennes et photovoltaïques en Allemagne durant le mois de Février 2014
Pour une puissance électrique allemande installée théorique de 33,3 GW en éolien et de 35,7 GW en solaire photovoltaïque, les résultats cumulés des deux ressources durant le mois de Février, publiés par EEX tous les quarts d’heure sont pour le moins saisissants. La puissance générée cumulée varie entre 30 GW, le 24 Février à midi et 0,5 GW deux jours après, le 26 Février à 6h15 du matin. Un quart des puissances générées, l’équivalent d’une semaine, sont inférieures à 6,5 GW. La moitié sont inférieures ou égales à 10,2 GW.
Ces données nous font comprendre les angoisses des régulateurs du réseau dont la mission est à tout instant de faire coïncider génération de puissance électrique avec la consommation du pays, le pompage éventuel vers les barrages et le bilan net des exportations selon l’équation, aux pertes en ligne près:
Compte tenu d’une puissance électronucléaire allemande quasiment figée autour des 12 GW et de la faible puissance hydroélectrique disponible, le régulateur ne dispose que des centrales à flamme pour assurer l’exactitude de cette équation à tout instant, que ce soit à midi lorsque le photovoltaïque produit à forte puissance (jusqu’à 20 GW au mois de Février), ou à six heures de l’après-midi lorsque cette ressource passe par zéro alors que le pays s’éclaire et consomme.
Le rôle essentiel de ces régulateurs consiste à faire réduire ou accroitre les puissances des centrales à flamme, ceci avec on ne sait quelle efficacité énergétique. Équipements onéreux et redondants nécessaires pour assurer une production contrôlée malgré la variabilité (écart type /moyenne de 57% en Février) des moyens éoliens et solaires de génération de puissance électrique. Exercice bizarre pour cette grande nation industrieuse, aux limites de l’absurde industriel.
Tout cela ne me ferait ni chaud, ni froid si mon pays ne dépendait pas du même réseau électrique ouest-européen que celui de l’Allemagne.
Une quasi certitude: dans les conditions actuelles de production et de stockage, l’Allemagne ne pourrait que très difficilement se priver des 12 GW de puissance nucléaire dont elle dispose encore et qui lui assurent une ressource de base précieuse. (FIG.II, barres violettes)
FIG.II Générations de puissance électrique allemande autres qu’éolienne et solaire le 26 Février 2014.
Le 2 Mars 2014.

mars 2, 2014
Emissions de gaz carbonique: peut-on mettre la Chine et les Etats-Unis dans le même panier
J’écoutais et regardais distraitement l’autre jour une émission de télévision portant sur le réchauffement climatique à laquelle participait notre membre du GIEC, le climatologue Jean Jouzel, qui faisait part de ses craintes quand à l’atteinte des objectifs de limitation du réchauffement climatique imaginées par le GIEC, en raison des émissions de CO2 peu favorables de la Chine et des États-Unis.
Je voudrais ici, très humblement et très respectueusement rappeler à ces éminents savants climatologues qu’il n’y a aucune analogie entre les comportements dans le domaine des émissions de CO2 de l’une et l’autre de ces deux nations. Pour démontrer cela il me semble important, tout d’abord, d’examiner les courbes qui représentent les milliards de tonnes de CO2 relarguées durant les dernières années par l’une et l’autre (FIG.I).
Les émissions de CO2 américaines sont passées par un maximum en 2004-2005 à près de 6 milliards de tonnes nous disent les statistiques du bureau de l’environnement néerlandais et se réduisent année après année pour atteindre en 2012 les 5,2 milliards de tonnes (Remarque: l’Europe des 27 était à 3,7 milliards de tonnes en 2012). Pendant ce temps les émissions chinoises sont passées de 5,66 milliards de tonnes en 2004 à 10,76 milliards en 2012.
En toute objectivité, les émissions de CO2 américaines sont certes élevées mais elles sont sur une pente décroissante grâce à une maîtrise de la consommation de pétrole de ce pays et surtout grâce à la fermeture des centrales au charbon, avantageusement remplacées par des centrales au gaz à cycle combiné, beaucoup moins polluantes.
Cette tendance à la décroissance des émissions américaines de gaz carbonique devrait se poursuivre avec une accélération programmée des fermetures des centrales au charbon pronostiquée par l’EIA, en raison de nouvelles règlementations de l’EPA américaine , le « Mercury and Air Toxics Standards » ou MATS, applicable à partir du mois d’Avril 2015 et qui limite sévèrement les rejets de mercure, de métaux, de SO2 et divers acides dans les fumées des centrales. Beaucoup de ces centrales au charbon, souvent vétustes, préfèreront fermer plutôt que d’investir dans des dispositifs complexes de traitement des effluents.
C’est ainsi que l’EIA pronostique un passage de la puissance totale des centrales au charbon américaines de 308 GW en 2011 à 255 GW en 2018. Après la fermeture de 115 centrales au charbon entre 2010 et 2012 il restait encore, à fin 2012, 1308 centrales au charbon actives aux États-Unis. Certaines vont disparaître.
Je suis certain qu’il va falloir attendre encore quelques lustres pour voir enfin la Chine fixer des limites de pollution aux effluents de ses centrales.
Les émissions de CO2 en Chine et plus généralement en Asie sont le vrai problème qui, il est vrai, ne sera pas aisé à résoudre, malgré toute la bonne volonté des nations occidentales. Limiter vers 2020 le flux des émissions mondiales de CO2 vers les 40 milliards de tonnes par an serait déjà un beau succès.
Le 18 Février 2014

février 18, 2014
Robert Bosch s’allie au Japonais GS-Yuasa pour ses futures batteries Li-Ion
Après la rupture en 2012 de son alliance 50/50 avec le Coréen Samsung au sein de leur filiale SB-Limotive /Cobasys, l’allemand Robert-Bosch annonce rejoindre le japonais GS-Yuasa pour définir et industrialiser ses futures batteries Li-Ion rechargeables de nouvelles générations. Pour cela sera constituée une filiale, basée à Stuttgart, dans laquelle Robert Bosch possèdera 50% du capital et le Japonais GS-Yuasa allié à son banquier du Groupe Mitsubishi, leader du même keiretsu, possèderont l’autre moitié à parts égales.
Ce changement d’alliance illustre la difficulté de ces grands Groupes non nippons à s’approprier la technologie des batteries Li-Ion qui nécessite de faire partie du cluster japonais, d’une façon ou d’une autre, pour pouvoir accéder aux matériaux électrochimiquement actifs les plus sophistiqués mis au point par la recherche nippone de pointe au travers de multiples sous-traitants familiaux, le plus souvent chimistes.
Maîtriseront le marché du véhicule électrique ceux qui auront accès aux batteries les plus performantes et à des coûts raisonnables. Cette nouvelle laisse à penser que l’industrie japonaise possède toujours un certain leadership dans ce domaine.
Toyota, associé à Panasonic et à sa division ex-Sanyo Electric, possède dans ce domaine un avantage concurrentiel évident par rapport à ses concurrents allemands ou américains qui ne sont pas encore ses licenciés.
Nissan et Renault disposent, eux aussi, d’un avantage concurrentiel certain.
Le 17 Février 2014

février 17, 2014
Impact d’une baisse programmée des investissements dans l’industrie du pétrole sur les cours à venir de la ressource
Tout le monde a bien compris avec la disponibilité des condensats de gaz de schistes américains, que la ressource pétrolière est le fruit d’une industrie qui se complexifie, mais qui ne pâtit pas d’une raréfaction des diverses ressources naturelles, contrairement aux affirmations faussement simplificatrices des théories du peak-oil. Le maintient de cette disponibilité nécessite la programmation de flux croissants en volumes de produits en sortie des raffineries. Ceci implique de larges investissements dans l’exploration et la production de pétrole brut, dans la mise au point de nouvelles technologies d’extraction, dans la production de biocarburants mais aussi et surtout dans les opérations de raffinage et dans les transports vers les raffineries aux travers de continents et d’océans. Ce sont d’énormes investissements, évalués globalement par l’OPEP vers les 8000 milliards de dollars, nécessaires entre 2012 et 2035 (340 milliards de dollars par an en moyenne) pour assurer la fourniture mondiale en qualité et en quantité de la ressource.
Les grandes compagnies pétrolières mondiales publient en ce moment leurs résultats financiers de 2013 qui s’avèrent être plutôt décevants, sinon franchement ringards.
La faute à l’abondance de la ressource qui tire les prix vers le bas et fait plonger les chiffres d’affaires, aux énormes frais en amont de sous-traitance et dans certaines zones, comme l’Europe, aux ridicules marges de raffinage qui rendent déficitaire l’activité aval.
La plupart des grands pétroliers internationaux annoncent donc une baisse à venir de leurs investissements dans le but de ménager la trésorerie de leurs entreprises.
Mais quelle est la proportion des investissements moyens ramenée au Chiffre d’affaire mondial de l’activité.
Pour estimer grossièrement ce chiffre d’affaire annuel consolidé il est possible de partir des volumes de produits sortant des raffineries qui devraient être en 2014 autour des 92 millions de barils par jour et de leur prix moyen de vente qui se situe autour des 120 dollars le baril.
92 Mbl/j x 365 x 120 = 4030 mrds de dollars
Les investissements annuels pour assurer la croissance en volumes des produits pétroliers commercialisés se situent en moyenne entre 8 et 9% du chiffre d’affaire consolidé mondial.
Une baisse durable de 20% à 30% environ de cette masse d’investissement (entre 70 et 100 milliards de dollars annuellement) ne va pas durant les premières années se traduire par un effondrement de la ressource, il suffira aux pétroliers de faire mieux produire leurs équipements existants. Mais à plus long terme ce sont les projets rejetés au préalable par une gestion rigoureuse des engagements qui feront défaut.
Quelques exemples avérés: le nouveau patron de Royal Dutch Shell vient d’annuler un projet GTL en Louisiane de 20 mrds de dollars, ainsi qu’un projet de développement de sables bitumineux dans l’Alberta de 200 mille bl/jour. RDS fait partie des Groupes pétroliers les plus affectés par l’exercice 2013. Ses résultats ont plongé de 39% par rapport à ceux de l’année précédente, alors l’ambiance est à la rigueur.
Les groupes américains comme Exxon ou Chevron ont eux aussi affiché des résultats décevants en 2013. Quand à notre pétrolier, Total, dont le produit des ventes a baissé de 10,6 milliards d’euros (-5,8%) en 2013 par rapport à 2012, il a déjà largement annoncé qu’il allait réduire ses dépenses d’investissements en 2014.
Compte tenu du climat actuel au sein des Groupes pétroliers il me semble risqué de pronostiquer sur le moyen et le long terme une baisse marquée des cours du pétrole. Au contraire, durant la décennie à venir, face à un accroissement de la demande tirée par l’Asie, la tendance devrait évoluer vers une stabilisation des capacités de flux sortant des raffineries, entraînant de ce fait un probable accroissement des prix mondiaux des produits raffinés (gazole, essence, kérosène, naphta, etc.) jusqu’à ce que les compagnies pétrolières décident de reprendre leurs investissements.
Remarque: ces 4000 milliards de chiffre d’affaire consolidé des seuls produits pétroliers (hors gaz naturel) dans le monde correspondent à 5,4% du PIB mondial, estimé en 2013 à 74 000 milliards de dollars, à partir des données de la Banque Mondiale.
Le 14 Février 2014

février 14, 2014
Vers un chamboulement asiatique des marchés du pétrole
Le Japon, à la suite de la destruction de la centrale électronucléaire de Daiichi par le tsunami de Fukushima, avait procédé à l’arrêt de la quasi totalité de ses réacteurs nucléaires. En 2013, 1% seulement de l’énergie électrique produite au Japon était d’origine électronucléaire, alors que 15% de cette énergie était produite à partir de la combustion massive de pétrole brut. Ce pays malmené par la nature, en raison de sa situation géographique, envisage de remettre en production dès 2014 un certain nombre de ses réacteurs atomiques, ce qui devrait porter, à consommation électrique globalement inchangée (891 TWh), la part du nucléaire vers les 10% et réduire par trois les générations par combustion de pétrole (FIG.I) représentant une baisse de consommation annuelle de 59 millions de barils.
FIG.I Japon: énergies primaires participant à la production d’électricité. Avec la reprise des productions électronucléaires programmées pour 2014, la consommation de pétrole brut devrait être divisée par trois pour cette application.( Yanagisawa, Dec.2013)
2014 devrait être une année de réduction de la consommation de pétrole pour le Japon mais aussi une année d’accroissement des consommations de pétrole chinoises dans le cadre d’une tendance de fond multi décennale.
C’est ainsi que BP dans son « BP Energy Outlook 2035 » met en évidence le balancement des importations nettes de pétrole qui vont baisser aux États-Unis avec la croissance interne des productions de condensats de gaz de schistes et l’exportation des produits raffinés et qui vont s’accroitre en Chine avec l’augmentation des consommations de carburants dans les transports. La Chine a importé net en 2013 dans les 5,9 millions de barils/jour de produits pétroliers, contre 5,5 millions en 2012. Ce déséquilibre énergétique chinois, avec la croissance des transports individuels, devrait se poursuivre et s’amplifier dans les années à venir.

Formidable mutation du monde, tirée vers les rives du Pacifique, et dont l’histoire va en accélérant.

Remarque: il est à la mode en ce début de 2014 de justifier la baisse observée des prix des matières premières en raison d’une moindre croissance du PIB chinois, signal de la fin d’un super-cycle des prix des commodities annoncé en 2012 par le Crédit Suisse. Mais parler globalement de « commodities » en englobant les consommations d’acier, d’aluminium, de charbon, de pétrole manque parfois de nuances.
La faible proportion, de l’ordre de 10%, (FIG.III) des consommations chinoises de pétrole en 2010 par rapport aux consommations mondiales, en net retard par rapport à celles d’acier, de cuivre, de génération de courant et à coup-sûr d’aluminium(non représentées ici) montre le retard des consommations de pétrole dans le cycle économique d’une nation en développement. Les consommations de pétrole abondantes arrivent après la construction du réseau routier et montent en puissance avec la constitution lente d’un parc automobile et la croissance du pouvoir d’achat de la population. C’est pour cela qu’il faut pronostiquer une croissance continue des consommations de pétrole chinoises, même si celles d’acier, de cuivre ou d’aluminium régressent un peu.
FIG.III Les consommations chinoises de pétrole en 2010 rapportées aux consommations mondiales étaient en retard par rapport à celles d’acier ou de cuivre (Crédit Suisse, 2012)
Le 10 Février 2014

février 9, 2014
Sale temps d’hiver pour la génération éolienne d’électricité allemande
Mais à quoi servent les chamailleries idéologiques entre pro et anti écolos sur les approches énergétiques? Même les philosophes y-vont de leur couplet. Le romantisme écologique imagine régulièrement de nombreux scénarios du possible. Citons par exemple la possible fourniture d’énergie électrique au réseau ouest-européen par les seules énergies intermittentes et aléatoires de l’éolien ou du solaire, n’oublions pas l’extension au Maghreb du feu projet Desertec qui devait largement alimenter l’Europe en énergie issue de centrales solaires thermiques, réparties au sein de cette vaste région ensoleillée. Maintenant, après celles des vagues abandonnées, ce sont les énergies des courants marins et des marées qui sont remises à la mode. Rien ne peut limiter l’imagination créatrice écologique.
Mais voila, après des milliards d’investissements et de copieuses augmentations des tarifs de l’électricité, les ressources éoliennes et photovoltaïques ne fournissent que quelques pour-cent de l’électricité européenne et l’Espagne exporte toujours de l’électricité vers le Maroc et importe de la France. Tels sont les faits et seulement eux.
Je voudrais ici montrer que le réseau ouest-européen ne peut pas asseoir sa base de ressource électrique sur le très vaste éolien allemand, réputé d’une puissance nominale de 32,5 GW, en progression annuelle de 2,5 GW grâce à ses nouvelles installations offshore et à la rénovation avec montée en puissance des éoliennes terrestres. Pour cette démonstration j’ai sélectionné sur le site de l’EEX qui fournit les puissances électriques éoliennes allemandes générées tous les quarts d’heure, ces données 8 fois par jour, toutes les trois heures, durant le mois de Janvier 2014 (FIG.)
Le résultat est sans appel, durant la seconde partie du mois, les hautes pressions de l’Europe du Nord ont sévi. Avec une médiane à 7,16GW sur le mois, ou 22% de la puissance éolienne nominale, 14 points (près de deux jours) se retrouvent au-dessous de 1,43GW ou le premier décile, et 37 points (plus de 4 jours) se trouvent au-dessous des 3 GW.
Avec une variabilité (écart type/moyenne) de 63% l’ensemble de ces données nous indique que le procédé éolien allemand n’est pas capable. Tout procédé non capable qu’il produise de l’électricité ou des saucisses de Francfort nécessite soit de disposer, en secours, de stocks préalablement produits , ou de moyens complémentaires de production mobilisables pour suppléer aux défaillances aléatoires. En Allemagne ce sont essentiellement les centrales nucléaires encore actives, les centrales à flamme alimentées au lignite local, au charbon américain et au gaz russe qui assurent la jointure, c’est à dire la base solide de la ressource (FIG.II).
FIG.II mobilisation des diverses ressources de puissance électrique en Allemagne le 21 Janvier 2014 (EEX) un jour de faible vent.
Le réseau électrique ouest-européen ne peut pas en l’état être alimenté par les seules ressources renouvelables intermittentes dont nous disposons aujourd’hui et dont nous pourrions en investissant décupler la puissance installée. Par contre il va falloir subventionner pour éviter leur fermeture, au travers des contrats de capacités, ces centrales traditionnelles à flamme défavorisées par les règles de priorité sur le réseau et devenues déficitaires.
Centrales à flammes bannies, déficitaires et devenues indispensables…l’absurde énergétique européen prévaut.
LIRE l’excellent papier de Jean Pisani-Ferry qui dénonce l’absurdité des règles européennes de gestion du réseau et de certains choix énergétiques.
Accéder aux graphes de productions des centrales nucléaires et à flamme allemandes sur EEX.
Accéder aux productions éoliennes ou photovoltaïques.
Le 4 Février 2014.
février 4, 2014
Vers une saturation de la puissance éolienne en Europe
La variabilité de la puissance éolienne, soumise au gré des vents, condamne cette énergie renouvelable, intermittente et aléatoire à n’occuper qu’une place marginale au sein du bouquet énergétique électrique du réseau Ouest-européen dont notre pays dépend pour ses approvisionnements en électricité. Alors que certaines des industries concernées par cette technologie, comme Areva dans son usine de Bremerhaven, rencontrent des problèmes de charge, une question importante mérite d’être posée: où en est-on aujourd’hui de la puissance éolienne ouest-européenne installée par rapport à sa limite asymptotique inéluctable qui correspondra à la saturation de la zone par instabilité du réseau? Bien sûr sans tenir compte des progrès technologiques à venir et donc inconnus qui pourraient bouleverser la donne..
Pour des raisons géographiques, historiques et de choix politiques divergents l’état d’avancement des puissances éoliennes connectées pays par pays est très dispersé en Europe. Pour répondre à la question posée ici, il est nécessaire tout d’abord d’analyser la situation des pays les plus avancés.
Un de ces pays les plus avancés en Europe est certainement le Danemark. Il dispose d’une puissance éolienne installée qui n’a fourni en 2012 qu’un peu plus de 30% de l’énergie électrique de ce pays. Cette puissance connectée au réseau devrait atteindre cette année les 4,9 GW (FIG.I) et atteindre les 5 GW l’an prochain. Ce pays de faible taille en Europe qui a consommé 34 TWh d’énergie électrique en 2012, a bénéficié en 2013 d’importations nettes de 18 TWh en provenance de son grand voisin allemand (en augmentation de +18% par rapport à 2012).

Disposant des ressources électriques allemandes en secours, le Danemark peut encore accroitre ses ressources éoliennes pour soutenir son industrie. Le passage des trois GW de puissance du début des années 2000 vers les cinq GW en 2015 devrait faire passer la part de l’éolien danois des 20% de l’énergie électrique produite des années 2000 vers un peu plus de 30%. Un essoufflement du rythme des installations, de plus en plus consacrées à la maintenance et à la modernisation des équipements devrait être perceptible dans les années à venir.
L’autre grand pays historique de l’éolien en Europe est l’Espagne dont la puissance installée atteint à ce jour les 23 GW. Elle est en faible progression par rapport à 2012 (FIG.II).
Le rythme annuel des nouvelles installations étant arrivé aux environs d’un GW , le cumul des installations éoliennes espagnoles devrait se stabiliser dans les années à venir autour de 25 GW. Le seul secours externe en cas de quasi-panne éolienne dont dispose l’Espagne qui exporte de l’énergie électrique vers le Maroc est pour l’instant la France. C’est la raison pour laquelle les interconnexions entre la France et l’Espagne font l’objet de toutes les attentions. Les rêves engloutis dans les sables sahariens, du projet Desertec, repoussent à bien plus tard les fournitures de puissance électrique en provenance du Maghreb vers l’Europe. (Un exemple parfait du conflit entre le romantisme du possible écologique et le politiquement et financièrement faisable de la dure réalité quotidienne, conflit qui n’était pourtant pas très complexe à identifier dès les premières formulations de ce vaste projet germanique).
Cette limite de 25 GW de puissance éolienne espagnole qui fourniront, au mieux, 22 à 25% des puissances générées, pour une consommation espagnole totale projetée de 280 à 300 TWh peut être raisonnablement extrapolée à l’ensemble du réseau ouest-européen. Ceci conduit à une limite de puissance éolienne allemande autour des 50 à 55 GW pour une puissance installée à ce jour autour des 32,5 GW. L’Allemagne aurait donc installé 60% des puissances éoliennes limites, un ralentissement dès 2014 du rythme de ses installations, malgré le dynamisme de l’activité offshore et du « repowering », est à anticiper.

FIG.III Puissance éolienne allemande. Cliquez sur l’image pour en obtenir une version lisible.
Pour l’ensemble de la plaque ouest-européenne avec 3347 TWh générés en 2011 et compte tenu de la faible progression annuelle de ces générations liées à la faible croissance économique de la région, il est possible d’en déduire que les installations éoliennes européennes devraient être raisonnablement limitées à une puissance installée égale à 10 à 11 fois la puissance limite espagnole estimée, soit entre 250 et 280 GW.
Selon l’EWEA, les puissances éoliennes installées sur l’Europe interconnectée étaient voisines des 110 GW à fin 2012, en fort accroissement de 12,7 GW par rapport à l’année précédente. Il restait donc à cette date, sous réserve que les dirigeants et les peuples européens demeurent toujours persuadés qu’il faille subventionner cette industrie et d’après la limite estimée ici, entre 140 et 170 GW de puissance éolienne à construire. La Grande-Bretagne, la France et leurs programmes de champs d’éoliennes offshore vont encore apporter des commandes à la profession. Pour l’onshore, historiquement le plus avancé, le rythme annuel des nouvelles installations en Europe devrait peu à peu afficher un certain ralentissement pour faire place aux opérations de modernisation (« repowering ») ou de maintenance.
Remarque: Il est possible, à motivations publiques et technologies constantes, d’assimiler la courbe de montée en puissance de l’éolien européen à une sigmoïde dont le point d’inflexion serait situé à la moitié de la puissance limite, soit autour des 130 GW installés (FIG.IV). Le fort accroissement des installations, observé en 2012, est tout à fait en accord avec ce modèle qui devrait voir son pic de montée en puissance vers 2013 ou 2014, pour ensuite décroitre rapidement.
Après une période d’expansion croissante, l’industrie européenne des éoliennes va connaître une phase de ralentissement de croissance du parc européen. C’est dans cette perspective peu encourageante qu’il faut placer le rapprochement annoncé de l’Espagnol Gamesa avec l’activité éolienne allemande d’AREVA (ex Multibrid), dans le domaine des éoliennes offshore.
Le 1er Février 2014

février 1, 2014
Emissions indirectes de CO2 d’une voiture électrique alimentée par une Pile à Combustible à l’Hydrogéne
Les voitures électriques alimentées, via une batterie électrique de tension élevée (plusieurs centaines de Volts) et un convertisseur de tension, par une Pile à Combustible embarquée (PAC) basse tension fonctionnant sur la production d’eau à partir de l’oxydation de l’hydrogène comprimé et de la réduction de l’oxygène de l’air vont faire leur apparition nous annoncent certains constructeurs d’automobiles Japonais, Coréens ou Allemands. Ces développements de pointe vont être handicapés par le prix du véhicule sophistiqué (certains parlent de cent mille dollars la bête ou plus) et surtout par la mise en place lente et onéreuse sur le territoire d’un réseau de stations distribuant l’hydrogène.
Ces véhicules de haut de gamme, onéreux ne vont pas immédiatement envahir le marché et vont être au départ chichement réservés à une clientèle institutionnelle bobo qui disposera des moyens financiers collectifs pour afficher devant le peuple ébahi sa foi et son militantisme écologiques. Bien sûr ce caractère confidentiel de ces nouveaux produits a immédiatement mobilisé nos élus et mis en transe leur phobie carbonique, ce qui les conduira dans leur manie régulatrice, à probablement n’accepter que de l’Hydrogène garanti sans carbone, produit chèrement par électrolyse, à partir de courant éolien, nom d’un chien.
Il me semble urgent de calmer les angoisses de nos élus devant cet enfer climatique annoncé, qui les poussent à croire que la France qui n’émet pourtant que 1,1 % des effluves de CO2 mondiales (370 millons de tonnes en 2012 pour un total mondial de 34,5 milliards de tonnes selon le PBL néerlandais), va enflammer la planète et qui les persuadent que rien n’est trop cher pour en réduire l’impact dévastateur. Comme si notre pauvre pays, peu industrieux, avait les moyens de s’offrir ce genre de fantaisies (ou foutaises, au choix) décarbonées.
Dans le cadre de cette mission urgente , j’ai essayé d’estimer un ordre de grandeur des quantités de CO2 qui seraient produites lors d’une opération de réforming catalytique de gaz naturel, en vue de la production d’hydrogène en quantité nécessaire pour alimenter un véhicule électrique à PAC pendant un an.
Le réforming catalytique:
C’est une opération de pétrochimie de routine, parfaitement maîtrisée qui permet à partir de produits hydrocarbonés gazeux ou liquides de produire de l’hydrogène, largement utilisé dans les opérations de raffinage (valorisation, désulfurisation) et de production d’engrais azotés comme l’urée ou le nitrate d’ammonium.
L’équation chimique classique (FIG., équation 1) synthétise deux réactions chimiques successives qui permettent d’obtenir 4 moles d’Hydrogène pour une mole de CO2.
Cette réaction étant endothermique, il est nécessaire d’apporter de l’énergie par la combustion partielle du gaz (FIG. équation 2) qui conduit industriellement à un bilan proche de l’équation 4 qui produit une mole de CO2 pour 3 moles d’hydrogène produites.
La PAC:
J’ai réalisé un calcul à partir d’une PAC, évacuant de la vapeur d’eau qui permettrait de délivrer 16 kW d’électricité, sous une tension unitaire de cellule de 0,9V, avec un rendement électrique proche de 72%. Cette puissance permet de faire rouler le véhicule routier à grande autonomie, à cent km à l’heure. J’exclus toute utilisation urbaine intempestive réservée aux véhicules électriques urbains classiques.
Ce calcul est résumé dans le Tableau ci-après (les valeurs surlignées concernent les paramètres indépendants que j’ai choisis) :
Avec ces hypothèses et pour un trajet annuel de 14000 kilomètres, il est possible d’estimer la consommation d’hydrogène annuelle à 93 kilogrammes et les émissions de CO2 par reforming aux environs de 700 kilogrammes par an et par véhicule. Ceci correspond aux émissions d’un véhicule émettant 50 grammes de CO2 au kilomètre, ce n’est pas si mal..
700 tonnes de CO2, indirectement émis annuellement pour 1000 véhicules électriques à PAC, il reste encore un long chemin à parcourir pour atteindre les émissions de CO2 chinoises.
Mesdames et Messieurs les parlementaires hâtez-vous lentement avant de légiférer et de subventionner l’électrolyse de l’eau et de nombreuses éoliennes inutiles qui auraient en charge d’alimenter ces électrolyseurs « écologiques ». Il reste encore pas mal de gaz sous-terre, et peut-être même dans notre sous-sol inexploré, pour produire économiquement et efficacement de l’hydrogène.
Soyez persuadés d’une vérité scientifique simple: même si vous arriviez à conduire la France vers des émissions anthropiques de CO2 quasi nulles, l’effet de cette prouesse spectaculaire ne réduirait pas d’un dixième de degré la température de l’air à Tombouctou ou à Palavas.
Demandez gentiment aux trois ou quatre grands émetteurs de CO2 dans le monde de se réunir simplement entre eux et de se concerter loin des kermesses climatiques pour tenter de limiter le flux annuel des émissions mondiales de ce gaz à 40 milliards de tonnes. Ceci serait beaucoup plus efficace que les grand-messes sur le climat ou chacun y va de sa promesse de faux-cul, persuadé que, comme les autres, il ne la tiendra pas.
Voir le papier précédent sur le sujet.
Le 25 Janvier 2014

janvier 25, 2014