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L’Arabie Saoudite s’annonce comme un futur eldorado électrique
Avec une population de plus de 25 millions d'habitants en progression de 2% par an, ce qui permet aux démographes des Nations Unis de projeter une croissance de plus de 10 millions d'individus d'ici à 2030, l'Arabie Saoudite apparaît aujourd'hui comme un pôle important de croissance économique (PIB à +5 ou 6% par an) dans le monde. Ses ressources pétrolières lui garantissent une rente indexée sur le prix de la ressource la plus onéreuse du moment (Loi des Rendements Décroissants) et majoré d'un copieux coefficient de spéculation. Ses besoins en énergie pour assurer son industrialisation (raffineries, pétrochimie, production d'aluminium, etc.), son approvisionnement en eau par dessalement et ses transports ferroviaires se traduisent par un besoin prévisionnel croissant en puissance électrique installée.
C'est ainsi que la Compagnie Saoudienne d’Électricité prévoit que la puissance installée passera de 45 GW aujourd'hui à 75 GW en 2018 et pourrait dépasser les 120 GW en 2030 (FIG., courbe bleue). Ceci représente une croissance moyenne annuelle de 8% d'ici à 2018 et de 5% d'ici à 2030. Il faut ajouter à ces valeurs les besoins en puissance de l'Aramco qui devraient s'accroitre de 4GW à l'horizon 2015.
Ces données peuvent passer pour anodines sauf s'il est rappelé en référence que la puissance du parc constitué des 58 réacteurs nucléaires français, s'élève aujourd'hui à 63 GW.
Compte tenu de la volonté des Saoudiens de vouloir gérer leur pétrole en bons pères de famille et de ces robustes prévisions globales, il n'est pas étonnant que les besoins récemment affichés en centrales nucléaires pour ce pays parlent d'un objectif de 16 réacteurs à l'horizon 2030 qui assureraient un modeste 20% environ de la fourniture (courbe rouge).
Les annonces de projets ambitieux dans le photovoltaïque sont aussi de mise. C'est Showa Shell avec sa technologie CIGS qui est retenu par l'opérateur saoudien d'électricité pour implanter une centrale de 500 MW dans l'île de Farasan.
Mais la plus grande part des investissements devrait revenir aux fournisseurs mondiaux de centrales au gaz à cycle combiné. C'est ainsi que GE qui déclare avoir déjà installé 500 génératrices au gaz qui produisent près de la moitié des besoins en électricité du pays, affiche de grandes ambitions dans ce domaine. Siemens a déjà annoncé une commande de génératrices et autres composants pour les 2400 MW d'une unité de dessalement et de production d'aluminium. Le japonais MHI travaille beaucoup avec Aramco auquel il fournit les turbines à gaz. Quand à Alstom, outre la possible construction d'un TGV, il devrait placer ses billes dans la construction de réseaux indispensables à de tels développements.
Les besoins en énergie électrique de l'Arabie Saoudite vont participer au recyclage des pétro-dollars engrangés par ce riche pays favorisé par l'histoire géologique de son sous-sol. Ce développement se fera sans consommer un litre de pétrole en plus, ressource trop onéreuse pour être brûlée dans une centrale. Mais pour profiter de la manne encore faut-il faire partie du club très fermé des grands fabricants de turbines à gaz ou de centrales électronucléaires.
LIRE un papier sur ce sujet paru dans Bloomberg et l'annonce du contrat de 2400 MW de Siemens.
Le 4 Juin 2011
juin 4, 2011
Le futur plan électrique allemand: des éoliennes, des centrales au gaz et un réseau électrique renforcé
La décennie future du plan électrique allemand intéresse l'ensemble des citoyens européens dont l'approvisionnement en électricité, en quantité et en qualité, dépendra en partie des choix et des investissements qui seront réalisés par le pays leader économique européen. Il faut être optimiste sur l'aptitude de l'Allemagne à résoudre ses contradictions énergétiques parce qu'elle est très riche, elle possède les meilleurs industriels mondiaux dans le domaine de l'énergie (Siemens, E-On, …) et possède l'art de planifier efficacement les actions après concertation.
Au gré des lectures il apparaît que tout naturellement le futur réseau électrique allemand va reposer sur trois composantes essentielles:
–un parc éolien offshore de grande ampleur en Mer du Nord et Mer Baltique. Siemens, AREVA-MULTIBRID, ENERCON, NORDEX, possèdent des carnets de commandes allemands qui vont jusqu'en 2014-2015 et qui dépassent à eux tous le GW de puissance installée. Le développement de grandes éoliennes de plus de 5MW se concrétisera par de nouvelles commandes encore plus imposantes de parcs éoliens offshore germaniques. Pour la Chancelière, un objectif "de 35% d'énergies renouvelables à l'horizon 2020 contre 17% l'an dernier" semble être réaliste*.
*Remarque: il faut faire confiance à la Chancelière pour ses 17% en sachant que la somme de l'hydraulique et des autres énergies renouvelables représentaient en 2010 un total de 68,6 TWh pour une génération totale de 586 TWh (IEA).
–un réseau électrique renforcé pour amener la puissance électrique du Nord du pays vers les Länder du Sud et la Suisse où se trouvent les industries stratégiques (Daimler, BMW, Siemens, ABB,…). Il est question d'investir dans les 10 milliards d'euros pour ajouter 3600 kilomètres de câbles de plus au réseau allemand à l'horizon 2020.
–un large parc de centrales au gaz à cycle combiné qui apporteront la souplesse indispensable au réseau pour qu'il puisse supporter un large taux de ressources intermittentes. Nous avons besoins de 10 GW de centrales au gaz, dans les cas où le vent ne souffle pas a déclaré Michael Geissler, CEO de la Berlin Energy Agency. Ce sera probablement plus compte tenu des ambitions allemandes dans le renouvelable.
Malgré la facture qui s'annonce salée par le foisonnement des solutions, il est peu probable, contrairement à ce qui peut se dire dans les Cafés du Commerce hexagonaux, que les dirigeants allemands puissent confier un jour à la France la mission d'approvisionner de façon notable leur pays en énergie électrique. Par contre, notre voisin pourra interrompre provisoirement ses exportations qui viennent nous dépanner aux heures de pointes.
LIRE les articles sur ces sujets reportés par Bloomberg. Sur le réseau électrique allemand. Sur les sources d'énergies.
Le 2 Juin 2011
juin 2, 2011
Un exemple de substitution compétitive: le camion au GNL-Gasoil de Volvo Trucks
La dépendance du monde au pétrole résulte essentiellement de son excellente énergie spécifique de combustion, de son abondance et de son prix qui fut si longtemps attractif. De nouvelles donnes économiques vont naturellement et progressivement détourner les applications de cette seule ressource et activer des processus de substituabilité vers d'autres alternatives énergétiques. Le gaz naturel comprimé est une source d'énergie de plus en plus utilisée dans les transports urbains, la montée en puissance des véhicules électriques va également permettre de s'affranchir des dérivés du pétrole, les ersatz de carburants pétroliers comme le bioéthanol et le biodiesel prennent une part de plus en plus significative du marché (l'essence américaine contenait en moyenne au mois de Mars 9,2% en volume d'éthanol dénaturé). La démarche de Volvo Trucks d'utiliser des mélanges de gaz naturel ou autres biogaz et de gasoil comme carburants illustre parfaitement ce processus en marche.
Volvo Trucks vient d'annoncer qu'il va commercialiser en 2011 une centaine de poids lourds à longue autonomie (500 km avec un plein de GNL dans le réservoir isotherme en illustration) alimentés par un mélange méthane 75%, gasoil 25%. Dans un premier temps ces véhicules rouleront en Suède puis en Grande-Bretagne et aux Pays-Bas.
Il y a dans ce genre d'initiative une formidable opportunité pour les transporteurs routiers de s'affranchir pour les trois-quarts de la contrainte des évolutions incessantes des prix à la pompe des carburants. Voila un nouvel exemple opérationnel et économiquement justifié de substitution du pétrole par le gaz naturel abondant.
CONSULTER le papier de Volvo Trucks sur ce sujet et VISIONNER la présentation qui en est faite.
Le 1er Juin 2011
juin 1, 2011
La fermeture des centrales nucléaires allemandes est un vrai problème européen
La politique énergétique de l’Europe n’existe pas mais cela n’empêche pas que les réseaux électriques nationaux soient de mieux en mieux interconnectés afin que chacun puisse répondre plus aisément aux fluctuations de la demande et aux aléas de l’offre. Il est évident que la disparition de 7 GW de puissance électronucléaire en Allemagne devra être forcément digérée l’hiver prochain par l’ensemble des réseaux nationaux. Ceci se fera soit en produisant plus de puissance alternative (lignite, charbon, gaz) en Allemagne, soit en produisant plus dans chacun des États limitrophes, soit en orchestrant des délestages d’énergie par-ci ou par-là. Le plus probable est que cet évènement politique entraînera une modification importante des échanges d’énergie électrique entre l’Allemagne et ses voisins.
En 2010 les exportations allemandes d’électricité ont représenté en moyenne 10% des productions locales (TAB.). En Février 2011 elles ont même atteint 12% du total et près de la moitié des productions d’énergie électrique d’origine nucléaire.
L’arrêt de 40% des productions électronucléaires (5 TWh/mois) peut donc être théoriquement satisfait par la réduction d’autant des exportations allemandes.
Bien entendu la réalité sera plus complexe durant l’hiver prochain, chacun essayera de produire plus ou de consommer moins, mais il est une évidence: les pays européens limitrophes de l’Allemagne connaîtront des limitations dans leurs importations d’énergie électrique. Dans le cas de la France une telle situation va obliger le producteur national majoritaire à exiger plus de vigilance et de discipline de la part de ses équipes parfois « inattentives ». Sinon, il faudra compter les délestages.
Le 30 Mai 2011
mai 30, 2011
CSPE 2020: la facture électrique des énergies renouvelables ne sera pas « doucette »
Philippe de Ladoucette, le président de la CRE (Commission de Régulation de l'Energie), a été auditionné le 24 Mai dernier devant les Commissions réunies des affaires économiques et du développement durable et de l’aménagement du territoire de l’Assemblée nationale, pour faire le point sur l'évolution prévisible d'ici à 2020 de la facture électrique des énergies renouvelables.
Les hypothèses retenues lors de cet exposé ont été les suivantes:
– La loi Grenelle I prévoit que la part d’ENR dans la consommation finale d’énergie doit atteindre 23% en 2020. Dans le plan d'action national en faveur des énergies renouvelables transmis à la Commission européenne en 2010, le gouvernement indique que l’atteinte de cet objectif se traduit par une part d’ENR dans le secteur de l’électricité de 27 %. Elle était de 15,5% en 2010.
– Ceci conduit à une évolution de la puissance éolienne installée de 5 800 MW en 2010 à 19 000 MW en 2020
– Celle du photovoltaïque, en retenant une croissance règlementairement limitée à 500 MW par an pourrait passer de 900 MW à 7 000 MW en 2020.
– Le prix moyen du MWh issu des ENR a atteint 82 euros en 2010, dont un hallucinant 537 euros/MWh pour le photovoltaïque, pour un prix de gros de l'électricité de 47,5 euros/MWh. La différence de prix, pondérée des productions des ENR, se retrouve dans la facture du consommateur sous la rubrique CSPE (voir au dos de votre facture EDF).
–En 2011 la production des ENR "soutenues" devrait atteindre 26 TWh soit 4,5% de l'énergie électrique totale, ce qui représentera une charge de 1,6 milliards d'euros pour le consommateur.
–En 2020, sur la base d'une hypothèse de croissance du prix de gros de l'électricité de 4% par an (inflation + 2%) cette charge supplémentaire devrait atteindre 6,7 milliards d'euros (FIG.). Avec trois postes essentiels de 2,5 mrds pour l'éolien offshore, de 2,3 mrds pour le photovoltaïque et de 1,1 mrd pour la biomasse. Ce montant total est à comparer aux 1360 milliards théoriques de consommation des ménages en 2020, déduits des données du PIB 2010 avec une inflation de 2% par an.
Ce calcul prévisionnel de la CRE montre tout simplement que notre pays ne pourra pas s'offrir la participation des énergies renouvelables dont les tarifs resteront trop éloignés du prix de gros de l'électricité, sous peine d'assister à des phénomènes de remise en cause des volumes au gré des puissantes contraintes économiques auxquelles il va devoir faire face. Le photovoltaïque et l'éolien offshore sont des options qui ne sont pas économiquement soutenables en larges quantités aux tarifs actuels pratiqués ou imaginés. Il manque dans les divers plans élaborés, un impérieux volet de plan pluriannuel de réduction des coûts et donc des tarifs pour chacune des technologies.
ACCÉDER aux chiffres présentés par de Ladoucette et à son exposé.
Le 30 Mai 2011
mai 30, 2011
De nombreux champs pétroliers demanderont d’immenses quantités de CO2 pour récupérer à fond la ressource
L'extraction de pétrole de la roche mère fait l'objet de nombreuses innovations dans le monde qui améliorent sans cesse le taux de récupération de la ressource et rendent obsolètes les prévisions d'antan qui pré-supposaient figées les technologies mises en œuvre. Après le jaillissement spontané de la ressource il est fait appel à l'injection d'eau dans le réservoir (récupération secondaire), puis s'il est disponible, l'utilisation de gaz carbonique permet une récupération tertiaire (Enhanced Oil Recovery ou EOR). Enfin les spécialistes de ces techniques parlent maintenant de récupération quaternaire qui concerne l'extraction par le CO2 de pétrole contenu dans la porosité de roches sous-jacentes des "Residual Oil Zones" ou ROZ à l'interface entre le réservoir principal et les salines inférieures (FIG.I projection cerclée de rouge). Ces ressources importantes n'étaient jusqu'à présent pas prises en compte dans les réserves accessibles, mais elles vont nécessiter de larges quantités de CO2 pour être récupérées.
FIG.I – illustration projetée d'un pic quaternaire de production (Seminole San Andres Unit)
Aux États-Unis les professionnels estiment la contribution de la récupération tertiaire à l'aide de CO2 aux environs de 300 mille barils/jour (FIG.II) soit 6% de la production américaine de pétrole. Elle concerne pour l'essentiel le "Permian Basin" situé à cheval entre le Nouveau Mexique et le Texas.
FIG.II – Contribution de la récupération tertiaire (EOR) par injection de CO2 aux productions américaines de pétrole
Ce large bassin pétrolifère a produit depuis 80 ans d'exploitation dans les 32 milliards de barils de pétrole. Le DOE et divers consultants américains estiment que, grâce aux extractions quaternaires en particulier, ce sont encore près de 12 milliards de barils qui seront extraits du sol durant les 30 ou 50 ans à venir. Compte tenu des technologies actuelles disponibles il reste un volume de pétrole égal au tiers de la ressource déjà extraite à récupérer. Mais pour cela il faudra disposer de très grandes quantités de CO2. En effet sur la base de 1,5 à 2 barils de brut extraits par tonne de CO2, il faudra injecter et séquestrer 6 à 8 milliards de tonnes de CO2. De quoi à allonger encore et encore la queue de la courbe de Hubbert de ce large champ.
L'équation économique semble à ce jour limpide: pour quelques dizaines de dollars à payer pour une tonne de CO2 ce sont près de deux barils de pétrole à plus de 100 dollars le baril qui vont être récupérés. Voila une équation qui va dynamiser le captage du CO2 aux États-Unis et dans d'autres régions pétrolifères dans le monde.
Le MIT préconise la construction d'un large réseau de pipelines de CO2 en forme de fer à cheval qui relierait les infrastructures américaines existantes (FIG.III). Le DOE préconise un réseau encore plus dense reliant les grandes centrales au charbon du Centre-Est à cette amorce d'infrastructure.
FIG.III – Réseau de pipelines transportant du CO2 aux Etats-Unis.

Ces considérations montrent combien l'équation du captage et de la séquestration du CO2 peut passer d'un concept plutôt farfelu, très vaguement écolo, consommant de l'énergie, à une équation beaucoup plus réaliste permettant à partir de charbon et de biomasse par exemple de définir des centrales électriques à gazéification intégrée (IGCC) dont le CO2 récupéré sera vendu aux pétroliers pour récupérer du pétrole. L'enjeu économique final avec un prix du baril de pétrole au-dessus des 100 dollars, rend l'ensemble de la filière économiquement très rentable. La probabilité d'une telle réalisation dans les décennies à venir est donc élevée.
Ces données illustrent les propos de Richard Nehring qui soulignent l'importance généralement sous-estimée de la croissance du taux de récupération du pétrole, "recovery growth", sur l'estimation des ressources ultimes de pétrole conventionnel.
Pour accéder à ces informations on pourra par exemple se reporter au rapport du MIT energy initiative et du Bureau of Economic Geology issu d'un symposium tenu à Austin en Juillet 2010. Le papier de Kuuskraa (page 151), président d'ARI, est particulièrement clair est convaincant. Il prévoit une contribution de ces technologies aux U.S.A. pouvant représenter des productions de pétrole pouvant aller jusqu'à 2,8 millions de barils/jour en 2030. Les prix à venir du baril de pétrole pourraient lui donner raison.
Le 28 Mai 2011
mai 28, 2011
Royal Dutch Shell décide de lancer son projet d’usine flottante de liquéfaction de gaz naturel au large de l’Australie
Après avoir confié à Samsung et à Technip l'étude d'une usine flottante de liquéfaction de gaz naturel (FLNG), Royal Dutch Shell vient d'annoncer sa décision de lancer industriellement la réalisation de ce projet pour exploiter le champ offshore de Prélude situé à 200 km au large des côtes australiennes. Formidable défi industriel qui va rendre exploitable des gisements éloignés des cotes et ne pouvant justifier économiquement une liaison fixe avec le continent. D'après le pétrolier cette unité qui sera construite en Corée, produira l'équivalent de 110 mille barils de pétrole par jour à proportion de 68% de gaz naturel liquéfié, de 24% de condensats liquides pétroliers et de 8% de gaz comprimés liquéfiés (butane, propane).
Pour Shell c'est le premier exemplaire d'une longue série, en particulier au large de l'Australie.
LIRE le communiqué de Shell sur ce sujet.
Le 23 Mai 2011
mai 23, 2011
EPRI: le stockage d’énergie à la rescousse des réseaux électriques américains
L'Electric Power Research Institute américain (EPRI) vient de publier une étude sur les divers modes de stockage d'énergie disponibles ou en développement et dédiés à la rescousse des réseaux électriques américains de plus en plus fragilisés par la part croissante des énergies alternatives non polluantes. Ce papier est essentiellement axé sur les marchés accessibles en fonction des coûts du MW et du MWh de chacune des solutions possibles.
Pour satisfaire à de nombreuses contraintes les besoins de back-up des réseaux vont aller en croissant. Ceci va du simple secours domestique, en passant par le maintien local de la fréquence et de la puissance réactive, à l'aide à l'intégration au réseau des parcs éoliens et photovoltaïques, à l'écrêtement des pointes de puissance appelées (peak shaving) ou produites en excès par les éoliennes la nuit (Time-of-Use), à l'arbitrage de large quantité d'énergie (load leveling) en jouant sur de lucratifs différentiels de prix.

L'EPRI rappelle que dans le monde, le pompage hydraulique avec 127 GWe de puissance installée représente 99% du total des stockages (FIG.I). Il compte pour 40 GWe aux États-Unis et l'installation de 4GWe de puissance supplémentaire est en cours. Le pour-cent restant des systèmes de secours est assuré par deux unités de stockage d'air comprimé (0,44GW) et par des batteries, essentiellement au Sodium-Soufre, et quelques volants à inertie.
Une segmentation simple du marché basé sur les énergies et les autonomies désirées fait apparaître un nombre restreint de solutions viables mentionnées dans la FIG.II.
-Les grandes masses d'énergie et de puissance (Bulk Power Management) qui concernent des centaines de MW ou des GW reposent sur le pompage hydraulique. Un complément reposant sur le stockage d'air comprimé dans des sites sous-terrains pourrait se développer, avec une variante adiabatique qui exploiterait le tiers environ de l'énergie récupérée sous forme thermique lors de la compression et récupérée lors de la détente.
-A l'autre extrême des puissances de quelques dizaines de kW durant quelques secondes pour assurer la qualité du réseau devraient être assurées par les volants à inertie (Flywheels) ou des batteries de supercapacités.
– Entre les deux c'est là qu'est le nouveau marché le plus dynamique, qui a besoin de quelques heures ou de quelques minutes d'autonomie avec une puissance autour du MW ou de quelques dizaines de MW en secours du réseau (absence de vent, passage de nuages, démarrage d'une centrale, etc.) les solutions qui semblent vouloir s'imposer et se partager le marché de façon complémentaire sont à la fois les batteries Sodium-Soufre pour des autonomies de quelques heures et les batteries au Lithium pour des autonomies de quelques minutes.
L'EPRI voit d'ici à 2012 un doublement des capacités de batteries Sodium-Soufre installées, passant de 1,9 GWh aujourd'hui à 3,6 GWh en 2012. Cette technologie, exclusivité du japonais NGK, dispose d'un immense marché potentiel à satisfaire. Elle est encore injustement délaissée par les grands industriels des batteries. C'est la seule aujourd'hui à savoir stocker de l'énergie à partir d'un vulgaire sulfure de sodium et d'un séparateur à base d'alumine. Mais c'est paradoxalement dans le domaine des batteries au Lithium stationnaires que nombreux voient l'émergence d'un marché important. Les recalés américains des batteries de la traction électrique (A123, Alternano, Enerdel, Ultralife, Johnson Controls, etc.) voient là un marché de substitution moins exigeant et tout aussi florissant. C'est la raison pour laquelle Johnson Controls veut se délier de ses accords avec Saft qui le cantonnent au seul très exigeant marché des batteries de traction sur lequel il se fait tailler des croupières par les concurrents Japonais et Coréens. JC voudrait pour ce marché du secours électrique s'allier avec le japonais Hitachi qui lui aussi a loupé son entrée dans le marché des véhicules électriques. Saft qui avait délégué le marché des EV à son associé, va être bien placée pour répondre à la demande en batteries fixes aux États-Unis au moyen de sa nouvelle unité de production de Jacksonville en cours de construction avec l'aide du DOE.
Constructeurs de batteries européens n'oubliez pas bêtement le Sodium Soufre stationnaire, ce serait dommage!
CONSULTER le travail de l'EPRI sur le sujet.
Le 22 Mai 2011

mai 22, 2011
L’importance des oscillations multidécennales du climat reprend du poil de la bête
Il avait été reporté ici les remarquables travaux de Scafetta sur la périodicité des phénomènes climatiques sur une période de 60 ans qui montraient, grâce à une approche empirique de régression multilinéaire, que le début des années 2000 correspondait à un maximum d’un de ces cycles de température. Ces travaux remettaient à la mode les vieilles théories cycliques de climatologues jugés dépassés par les prédictions cataclysmiques des travaux de simulation de la nouvelle vague adhérente au GIEC, le Saint Germain-des Prés échevelé du Marketing Climatologique. Ces travaux de Scafetta n’avaient inspiré naturellement que mépris pour une large partie de la communauté des climatologues imperméable à de tels calculs mathématiques abscons. Mais cette science ayant attiré de jeunes talents plus ouverts aux idées pertinentes, il ressort des travaux d’une partie de la thèse de Doctorat (PhD) de Marcia Glaze Wyatt à l’Université du Colorado-Boulder, un des hauts lieux de la climatologie américaine, une interprétation climatologique pertinente de ces observations de Scafetta.
Ce qui apparaît de plus probable aujourd’hui est que la non prise en compte de ces phénomènes cycliques par les groupies roulant pour le GIEC leur a permis de confondre une partie ascendante d’un processus de type sinusoïdal superposé à un phénomène quadratique, pour le pied d’une dynamique parabole (FIG., IPCC Prediction)…erreur potentiellement grossière.
Pour comprendre ces nouvelles interprétations des phénomènes climatiques on se reportera au site de Jacques Duran qui réalise, avec toute sa rigueur de Scientifique, un formidable travail de vulgarisation et d’actualisation de ces théories climatiques d’une grande complexité.
De toute évidence une synthèse entre cyclicité des phénomènes et effets anthropiques reste à faire pour mieux comprendre les variations du climat et affiner les prévisions. Ceci devrait conduire à des projections complètement chamboulées par rapport aux catastrophes annoncées du moment.
Ces diverses hypothèses font partie de l’équation générale de la détermination par les nations des mix énergétiques du futur. Il me semblerait complètement irresponsable, bien que fortement vendeur et rémunérateur pour certains, que de vouloir déterminer de façon exclusive toute politique énergétique sur d’hypothétiques prédictions climatiques de plus en plus remises en cause aujourd’hui. La bonne santé économique du monde, la satisfaction des besoins élémentaires des plus démunis et la paix entre les nations semblent plus importantes que quelques hypothétiques dixièmes de degrés en plus ou en moins. Il semblerait fort heureusement que les peuples et les responsables politiques des grands pays soient en phase avec cette conviction de bon sens, au grand dam d’idéologues radicaux prêchant le retour à une frugalité qu’ils sont incapables de définir tant elle serait destructrice.
Si pour des raisons philosophiques ou de traditions tribales vous ne désirez pas rejoindre le site français en référence vous pouvez lire en résumé de ces travaux de Wyatt sur le site de Roger Pielke.
Le 21 Mai 2011
mai 21, 2011
Aux Etats-Unis la Honda Civic Hybride sera équipée d’une batterie Li-Ion de puissance
La conversion des batteries pour véhicules hybrides de la technologie Ni-MH vers le Lithium-Ion est définitivement en marche. La batterie de la nouvelle Honda Civic Hybride américaine en est une parfaite illustration. Les avantages de cette évolution technologique sont nombreuses.
– Elle permet en particulier de définir des batteries plus légères (-29% pour la Honda Civic Hybride à 22kg) et moins volumineuses (-36% pour ce nouveau modèle à 16 litres).
– Composée de 40 éléments de puissance de 4,7Ah de GS-YUASA, cette batterie va offrir une puissance max de 20 kW pour une énergie de 0,68 kWh. Cette bonne performance qui permet de gérer des courants de 70A assure un meilleur freinage par induction et donc une meilleure récupération de l'énergie cinétique que son homologue au Ni-MH.
– Enfin l'abandon de la technologie Ni-MH évite au constructeur japonais de voir sa rentabilité dépendre des fluctuations de cours des Terres Rares (La, Ce, Pr, Nd, Sm) et des métaux non ferreux tels que le Nickel et le Cobalt composants essentiels de ces batteries.
LIRE un papier du Nikkei sur ce sujet.
Le 20 Mai 2011
mai 20, 2011