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Quelles sont les conditions nécessaires pour que le bioéthanol devienne un carburant majeur dans les transports
L'utilisation comme carburant du bioéthanol provenant de la fermentation du sucre issu de la cane à sucre, de la saccharification de l'amidon de maïs et autres céréales ou d'essais de transformations plus complexes des ligno-celluloses connaît depuis une dizaine d'années une forte croissance en particulier au Brésil et aux États-Unis. Par exemple dans ce grand pays les consommations de bioéthanol ont été multipliées par huit en dix ans pour atteindre 863 mille baril par jour en 2010. Mais l'utilisation de cet ersatz de l'essence a été consommé essentiellement en mélange à hauteur de 10% (E10) à l'essence dans les véhicules conventionnels. Dans les années à venir ce mélange sera supplanté par le mélange E15 qui a reçu l'agrément de l'EPA pour les véhicules les moins anciens, d'après 2001. Assez paradoxalement l'utilisation du mélange riche en alcool qu'est le E85, ne connaît qu'un succès d'estime. L'EIA considère que sur la dizaine de millions de véhicules en circulation en 2009 susceptible de brûler du mélange E85 (Flex-Fuel) il n'y en avait qu'un peu plus de 500 mille qui roulaient effectivement avec ce mélange, les autres, largement majoritaires, ne consommant que de l'essence. Les consommations de E85 n'ont atteint qu'un ridicule 71 millions de gallons en 2009, une fraction de millième de la consommation d'essence (134 milliards de gallons). En 2010 il semblerait que les consommations de E85 se soient accrues en particulier dans l'Iowa ou le North Dakota. Une large et progressive utilisation du mélange E85 dans les véhicules Flex-Fuel américains est donc une des clés pour voir le bioéthanol devenir une ressource énergétique majeure dans les transports. Pour cela il faut que ce mélange devienne accessible et proposé au juste prix.

L'accessibilité du mélange E85 passe par l'installation de pompes à essence distribuant divers mélanges essence-alcool. Si l'on excepte la poignée d’États de la Corn Belt située à l'Ouest et au sud des Grands Lacs qui comptent chacun quelques centaines de pompes à essence, dans tout le restant du pays les pompes distribuant le E85 sont rares (FIG.I). Pour l'ensemble du territoire il y en avait dans les 2600 en début 2010 sur un total de 160 mille pompes. L’Administration américaine a décidé d'aider par des prêts ou des garanties à l'installation de 10 mille pompes "mélangeuses" supplémentaires.
L'autre point majeur est le prix. La combustion de l'éthanol conduit à une densité énergétique de 21,1MJ/litre qui est égale à 61% de celle de l'essence. Le bioéthanol dénaturé par l'ajout de 3% d'essence et qui est coté à Chicago présente donc une énergie spécifique de 62% de celle de l'essence. Tout conducteur américain sait donc que l'autonomie d'un plein d'essence avec du E85 (23,1 MJ/litre) sera 30% plus faible que celle d'un plein réalisé avec du E10 (33,3 MJ/litre). Il ne fera le plein en E85 que si le prix de vente de ce carburant est nettement inférieur à celui de l'essence. Or la différence entre les prix de l'alccol dénaturé et celui de l'essence dépend de bien des paramètres que sont les cours du pétrole, les marges de raffinage, les cours du maïs, etc. Il faut également tenir compte de la subvention fédérale de 50 cents par gallon d'éthanol dénaturé utilisé en mélange dans les raffineries. Un examen du ratio entre les cours de l'éthanol à Chicago et ceux de l'essence à New York montre qu'il varie fortement au cours du temps (FIG.II, courbe rouge) et que le seuil de neutralité énergétique de 62%, subvention de 0.5$ comprise (FIG.II, courbe violette), n'est pas toujours satisfait.

Le mélange E85 était financièrement avantageux entre Mars et Août 2010 avec un cours très bas de l'alcool, il l'est devenu à nouveau dernièrement malgré les cours dynamiques du maïs, grâce à la flambée des cours de l'essence. La vente du mélange E85 est donc encore un marché aléatoire qui dépend des cours relatifs de l'essence et de l'alcool. Ceci n'est pas de nature à inciter les distributeurs à investir dans de nouvelles pompes sophistiquées à 120 mille dollars pièce.
Il ressort donc de ces considérations que la demande potentielle américaine en biocarburants est loin d'être satisfaite à ce jour et ne le sera pas non plus dans les années à venir où 90% des véhicules neufs classiques seront règlementairement équipés de l'option Flex-Fuel.
Pour voir croître la demande en bioéthanol il apparaît donc nécessaire:
1- de voir les prix de l'essence à la pompe poursuivre leur progression. N'oublions pas que ces prix sont indexés sur ceux du Brent à Londres depuis que le Marché du WTI à New York est devenu un Marché de seconde importance (Depuis la signature par Obama l'été dernier de la réforme Dodd-Franck de Wall Street la spéculation est plus à l'aise à Londres). La composante géostratégique des cours du Brent peut annihiler en quelques séances les derniers soubresauts à la baisse du pétrole enregistrés ces derniers jours et pilotés par Goldman-Sachs.
2- de désensibiliser les prix de revient de l'alcool des cours du maïs et du sucre en introduisant dans les procédés des boucles annexes utilisant les feuilles, tiges et autres bagasses qui permettront d'accroître de 30 à 50% les volumes d'alcool produits à récoltes constantes, une telle évolution devrait avoir lieu dans la décennie à venir sous l'impulsion de Poet et des grands pétroliers concurrents.
3-de mettre à profit l'accroissement des volumes d'alcool pour réduire encore les coûts de process (eau, énergie) et de logistique (pipeline).
4- de créer un Marché international de l'éthanol en supprimant les droits de douanes américains,
5- de démocratiser les cultures et les usines agricoles par des transferts de technologies vers les pays les plus pauvres (Amérique du Sud, Afrique).
Plus vives seront les tensions sur le pétrole et plus rapidement la part des biocarburants dans les transports s'accroîtra.
LIRE le point de l'EIA sur les carburants alternatifs en 2009 .
LIRE un bon papier sur le sujet.
Le 8 Mai 2011

mai 8, 2011
La facture énergétique de la France s’est accrue en un an de 37% au premier trimestre 2011
Sur les trois premiers mois de l'année le déficit du commerce extérieur de la France hors matériel militaire, a atteint 22 milliards d'euros soit un accroissement de 43% par rapport à celui du même trimestre d'il y a un an. La facture énergétique représente avec près de 16 milliards, 72% de la facture hors matériel militaire. Elle est en croissance de 37% par rapport à il y a un an (TAB.).
Les importations de pétrole brut à plus de 9 milliards d'euros sont en croissance de 55%, celles de gaz naturel à 3,8 milliards croissent de 37% et le solde des produits raffinés à 2,9 milliards d'euros se creuse de 22%. Seul le solde des échanges d'électricité progresse et les importations de houille restent stables en valeur.
Une courbe illustrant le dramatique décrochage commercial de notre pays:
Pour en savoir plus voir le site des Douanes.
Le 6 Mai 2011

mai 6, 2011
Faut-il s’émouvoir d’une baisse ponctuelle des entrées de commandes à l’industrie manufacturière allemande?
Certains commentaires intempestifs et alarmistes (c'est à la mode) qui verraient dans la baisse des entrées de commandes du mois de Mars à l'industrie manufacturière allemande le signe d'un retournement de tendance économique en Europe doivent être pris avec beaucoup de flegme. Ils illustrent essentiellement la méconnaissance des mécanismes industriels par certains commentateurs.

Les entrées de commandes à l'industrie manufacturière allemande ont progressé au mois de Mars de 8,4% par rapport à celles du mois de Février, mais après correction des jours ouvrables et de la saisonnalité elle apparaissent en retrait de 4% (FIG., courbe rouge) d'un mois sur l'autre, affirme Destatis.
Un simple examen de cette courbe des entrées de commandes, base 100 en 2005, montre qu'elle présente une grande variabilité d'un mois sur l'autre et qu'elle amplifie les grandes tendances économiques. Durant les phases d'embellie, entre 2005 et fin 2007 par exemple, les donneurs d'ordres anticipaient leurs besoins et par des commandes précoces ou majorées faisaient gonfler les carnets de commandes des fournisseurs: la courbe des commandes était au dessus de celle des facturations. Inversement en 2008 et 2009, les commandes se sont réduites et sont passées en dessous des facturations: les carnets de commandes constitués auparavant ont servi d'amortisseurs en se dégonflant.
Depuis l'industrie manufacturière allemande est revenue dans une phase d'expansion et les fournisseurs ont reconstitué leurs carnets de commandes. Les facturations qui suivent avec un retard de deux mois environ vont progresser en Avril sur la base des bonnes entrées de commandes des mois de Janvier et Février.
Pour la suite, bien malin celui qui saurait prédire si la courbe rouge va marquer le pas ou poursuivre son ascension. La seule remarque pertinente tient au fait que les commandes en ce début 2011 sont encore inférieures de 10 points de la valeur maximum atteinte à fin 2008.
Le 5 Mai 2011
mai 5, 2011
Photovoltaïque: l’unité girondine de FirstSolar disparaît des projections 2012
Dans la présentation des résultats du premier trimestre, les capacités de production de FirstSolar à l’horizon 2012 ne comprennent plus les deux lignes de productions initialement programmées en France et qui devaient être implantées dans la banlieue bordelaise. FirstSolar compense pratiquement cette annulation ou ce retard en poursuivant l’accroissement des capacités de production unitaires de ses lignes dans le monde qui passeront de 62,6 MW par ligne en 2010 à 64,1 MW par ligne à fin 2011. Le nombre de lignes porté à 36 en 2011, avec la construction de quatre nouveaux équipements en Allemagne et aussi en Malaisie, sera porté à 44 en 2012 avec la construction de 4 nouvelles lignes aux États-Unis et également au Vietnam. Avec un excellent prix de revient moyen de ses modules*, autour des 75 cents$ par Watt, FirstSolar est un leader mondial des fermes solaires à bas coûts dont les tailles de certaines commencent à devenir significatives (citons par exemple les 550 MW pour le projet TEPAZ en Californie).
*Remarque: le marché des modules photovoltaïques après une année 2010 qui était en manque de composants à la main des vendeurs, s’est brusquement renversé en 2011 avec le gros marché européen en phase de ralentissement. Bloomberg New Energy Finance estime que la capacité globale de production s’est accrue en un an de 9,5 GW pour atteindre 41,5 GW. Mais la demande devrait être au mieux autour des 28 GW ce qui dévoile une très importante surcapacité de production et donc des baisses de prix prévisibles dans un marché dirigé par les acheteurs. Ce genre de coup d’accordéon fréquent dans les industries de composants explique pourquoi seuls, à terme, les plus performants acteurs survivent.
Consulter l’excellente présentation trimestrielle de FirstSolar et voir la liste des projets photovoltaïques américains.
Le 4 Mai 2011
mai 4, 2011
Siemens: les entrées de commandes du premier trimestre tirées par le Secteur Energie
Suivre les activités de l'allemand Siemens est un exercice passionnant à double titre: d'une part c'est un indicateur puissant de la marche de l'économie allemande et d'autre part c'est le Groupe qui récolte en direct les fruits de la politique énergétique de notre grand voisin qui, vous le savez, va être amenée à prendre certains grands virages qualitatifs.
Les entrées de commandes de Siemens, à 20,65 milliards d'euros au premier trimestre, sont en croissance de 28% par rapport à celles du même trimestre 2010 et sensiblement au même niveau que celles du trimestre précédent (FIG.). C'est le Secteur Energie qui avec une croissance des commandes de 50% à 9,1 milliards d'euros sur le trimestre, tire vers le haut le score du Groupe.
Deux commandes notables illustrent ce dynamisme du Secteur. Tout d'abord la commande par l'Arabie Saoudite pour un milliard d'euros, des équipements pour l'unité de génération électrique à gaz à cycle combiné de Ras Az Zawr de 2400 MW qui alimentera à la fois une usine de production d'aluminium et une usine de dessalement de l'eau de mer d'un milliard de litres d'eau potable par jour de capacité. Ce sont 12 turbines à gaz et 5 turbines à vapeur plus diverses unités de génération et de récupération de chaleur et autres auxiliaires qui font partie de ce contrat d'approvisionnement.
L'autre commande concerne le champ éolien de Borkum Riffgrund de 89 éoliennes offshore de 3,6 MW réparties sur 36 km2 en Mer du Nord et qui devrait produire les premiers MW en 2014.
Ces deux cas sont exemplaires du futur du mix énergétique de nombreuses régions dans le monde qui vont s'appuyer sur le gaz naturel et l'éolien offshore, domaines dans lesquels Siemens apparaît comme un leader mondial incontesté.
Il faudra suivre les entrées de commandes de Siemens dans les trimestres à venir pour juger objectivement du renversement de la politique énergétique allemande et de son ampleur, en faisant abstraction de déclarations intempestives des Politiques qui ne convainquent que ceux qui les écoutent.
Accéder aux communiqués de Siemens sur le sujet.
Le 4 Mai 2011

mai 4, 2011
Etats-Unis: les biocarburants et les gaz naturels non conventionnels devraient assurer une large part de la croissance des consommations énergétiques d’ici à 2035
L'Energy Information Administration vient de publier les bonnes pages de son Energy Outlook 2011. Dans le scénario central de ce travail qui estime pour les 25 prochaines années les consommations énergétiques américaines, si importantes pour le devenir du monde, il apparaît qu'entre 2008 et 2035 la consommation globale d'énergie de ce grand pays devrait croître en moyenne de 0,5% par an. Il faut se reporter au scénario "Low economic growth" pour déceler une quasi-stagnation de ces consommations avec un rythme moyen de 0,2% par an. Ceci nous change des scénarios débridés d'il y a quelques années, mais l'Administration américaine n'a toujours pas intégré qu'un jour la consommation d'énergie de ce pays pourrait se stabiliser et même décroître.
Un tel exercice prévisionnel est toujours entaché de bien d'incertitudes. Dans ce travail c'est la part du charbon dans le bilan énergétique américain des décennies à venir qui pose le plus de questions. En effet son importance relative dépendra des règlements à venir susceptibles de limiter son utilisation en particulier dans la génération d'électricité. L'EIA manipule plusieurs hypothèses de fermetures de centrales au charbon qui pourraient aller de 8,8 GW dans le scénario de base à 73 GW dans le scénario le plus défavorable au charbon. Dans le scénario de base l'EIA fait croître sa consommation entre 2008 et 2035 de 0,3% par an (FIG.I).
La ressource la plus importante dans les consommations d'énergie, largement déterminée par les transports, restera les carburants liquides issus du pétrole et de la production de biocarburants. Ils occupaient 38% des sources d'énergies en 2008, ils devraient perdre deux points de pour-cent d'ici à 2035, avec une croissance annuelle moyenne de 0,3% dans le scénario de référence. Mais fait remarquable, cette croissance devrait être assurée par les biocarburants et marginalement par l'arrivée de carburants de type Fischer-Tropsch issus du gaz ou du charbon (FIG.II). Les biocarburants qui représentaient 3,4% des volumes en 2008 en représenteront plus de 11% en 2035. Dans un scénario plus probable appelé "High oil price" la part des biocarburants avec 2,9 millions de barils/jour, atteint même 13,6% en volumes en 2035. Il faut donc anticiper pour les années à venir une baisse des importations de pétrole américaines et une montée de l'utilisation des biocarburants qui sera d'autant plus accentuée que les prix du baril seront élevés. Le prix du baril de brut détermine pour une large part la rentabilité des opérations de synthèse des biocarburants et détient donc une des clés de la décision d'investir dans les unités industrielles de production.
La deuxième ressource par ordre d'importance est le gaz naturel (FIG.I). Son utilisation est en particulier tirée par la consommation d'électricité qui dans le scénario de base devrait croître d'un pour-cent par an et passer de 3745 TWh en 2009 à plus de 4900 TWh en 2035. Cette progression devrait entraîner une croissance des productions de toutes les formes de génération d'ici à 2035, à l'exception de l'utilisation du pétrole dans les chaudières (FIG.III). Dans le scénario de base c'est le gaz naturel qui avec une croissance prévue de 391 TWh entre 2007 et 2035 qui connait la plus forte progression en valeur absolue. Cependant dans un contexte de gaz abondant et peu cher on peut légitimement douter de la croissance prévue de l'utilisation du charbon.
Cette plus grande utilisation du gaz naturel se traduit par des modifications radicales dans l'origine du gaz brûlé dans les centrales (FIG. IV). L'EIA prévoit une forte croissance de la part des gaz non conventionnels (grisou, gaz de grès et gaz de schistes) qui représenterait 75% des ressources de gaz contre 50% aujourd'hui et de l'amoindrissement de la part du gaz conventionnel et une quasi disparition des importations nettes. Il est à souligner que cette croissance des gaz non conventionnels aux États-Unis est essentiellement due à celle des gaz de schistes qui représenteront en 2035 autour des 62% de la ressource non conventionnelle. (Rappelons que la représentation parlementaire française, dans sa grande clairvoyance proverbiale, s'apprête à bannir cette ressource diabolique de notre pays. Vade retro satanas! Le gaz de schiste ne passera pas!).
Il est intéressant pour comprendre ce succès du gaz naturel de se reporter à l'estimation que fait l'EIA des prix moyens du MWh d'électricité sur toute la durée de chacune des installations, c'est le "levelized power cost", calculé à partir du cumul des coûts divisé par le cumul des productions de la centrale pour la totalité de la vie estimée de l'installation. Il apparaît que ce coût moyenné (FIG.V) ressortirait en 2020 à 68 $/MWh pour une centrale au gaz à cycle combiné, à 99 $/MWh pour l'éolien, à 110 $/MWh pour le charbon et à 114 $/MWh pour une centrale nucléaire. Les faibles niveaux d'investissements et de coûts fixes par MWh rend très attractive la solution au gaz naturel.
Quand aux énergies renouvelables (hors biocarburants) l'EIA leur voit un sort brillant mais qui dépendra pour une large part des mesures règlementaires décidées par les Etats et des aides fédérales accordées. C'est la raison pour laquelle l'essentiel des progrès de l'éolien seront réalisés d'ici à 2012. La puissance des installations renouvelables, hors hydroélectricité, passerait de 47 GW en 2009 à 100 GW en 2035. La contribution de ces équipements au bilan énergétique global (FIG.I) resterait encore autour des 10%, venant des 7% aujourd'hui. La révolution verte n'est pas encore programmée par le DOE.
En conclusion il faut retirer de cet exercice traditionnel de projection à 25 ans du Department of Energy américain des indications fortement entachées d'incertitudes liées aux règlementations qui pourront entrer en vigueur d'ici là. Le sort du charbon par exemple est étroitement lié à ces décisions. Mais il existe dans cette projection des points forts portant sur la croissance des biocarburants tirés par un pétrole rare et cher, portant sur la montée en puissance des gaz non conventionnels et la poursuite probable des énergies renouvelables non hydrauliques quoique leur sort soit lié au bon vouloir des aides financières de la collectivité endettée.
ACCEDER aux détails de cette étude.
Le 1er Mai 2011
mai 1, 2011
Total investit dans le haut de gamme du photovoltaïque
Total vient d'annoncer qu'il allait lancer une OPA amicale sur 60% des actions en circulation de l'américano-philippin Sunpower et apporter à sa future filiale une garantie financière pouvant atteindre un milliard de dollars. Cette décision confirme l'engagement surprenant, sinon anachronique°, de Total dans le développement de la technologie Silicium cristallin, spécialité majoritairement chinoise ou taïwanaise. Elle vient également marquer une étape importante dans le parcours boursier parfois chaotique de cet acteur du photovoltaïque mondial.
Il faut reconnaître que Sunpower, acteur de deuxième division en volume (650 MW/an et 1 GW semble-t-il à la fin de l'année), situé dans le TOP 20 du business du photovoltaïque mondial, ne manque pas d'attraits. C'est le fabricant qui présente le module (E19 320) le plus puissant commercialisé au monde avec une puissance électrique nominale de 320 W. Cette performance est atteinte grâce à l'utilisation de Silicium monocristallin qui permet d'atteindre un taux de conversion en module de 19,6%, associée à l'adoption d'un grand format de 5 X 3 pieds de 1,63 m2 qui comprend 96 cellules photovoltaïques connectées. Sunpower est le premier constructeur qui a compris que la puissance unitaire des modules est un facteur primordial de réduction des coûts dans les opérations de pose des modules sur site et qui l'a mis en application.
Par contre avec un coût par watt moyen des modules de 1,71 dollar à fin 2010 qu'il espère ramener à 1,48 dollar par watt à la fin de l'année la technologie de Sunpower est chère. Il voudrait atteindre 1,08 dollar par watt en 2014, ce qui apparaît bien tardif. First Solar avec sa technologie en couches minces Cd-Te est à 0,75 dollar par watt et les grands constructeurs chinois en technologie silicium cristallin annoncent dès à présent des coûts autour du dollar par watt.
Les produits de Sunpower sont donc parfaitement adaptés au marché des équipements domestiques, là où la surface de toiture disponible est souvent restreinte. Ils sont de façon générale très performants là ou la surface disponible est limitée (ex. toiture d'un centre commercial (Casino), parking, usine) et permettent d'offrir une puissance largement supérieure à celle d'une proposition concurrente, ce qui peut être un argument orientant le choix vers cette solution. Par contre leur attractivité est moindre dans les fermes solaires disposant de larges espaces, où les prix sont déterminants. Pour 2011 cette Société envisage de répartir son chiffre d'affaire à parts égales entre les deux types de marchés. Le volume commercialisé se situerait entre 800 et 900 MW.
Bien sûr rien n'est encore annoncé chez Total en termes de rationalisation industrielle et commerciale. L'acquisition d'un acteur cinq fois plus gros que Tenesol, récemment cantonné chez Total, ne sera pas neutre à terme sur l'organisation du pôle solaire du pétrolier. L'industrie des composants photovoltaïques compte un trop grand nombre d'acteurs dans le monde, une rationalisation avec disparition des plus fragiles, va obligatoirement s'imposer.
L'adossement de Sunpower à un très riche propriétaire doit lui permettre d'investir dans la construction et l'exploitation de fermes solaires, ce que font certains gros concurrents à la recherche d'un nouveau business model plus lucratif et moins cyclique.
°Remarque: le grand pétrolier Shell a fait un autre choix que celui de Total en se lançant avec sa filiale japonaise Showa-Shell dans une technologie en couches minces (CIGS) qui présente de bien plus grandes potentialités en termes de coûts et de progrès techniques. Ce choix est également celui de Saint-Gobain en Allemagne et en Corée.
LIRE la présentation du T4 2010 de Sunpower. LIRE son annonce d'alliance avec Total.
Le 29 Avril 2011
avril 29, 2011
Le désarroi énergétique mondial est illustré par l’ascension des cours du pétrole
Au lendemain d'une crise économique profonde, les Occidentaux découvrent un monde profondément transformé, où les incertitudes politiques font peser une menace sur leurs approvisionnements en pétrole et en gaz naturel et où les catastrophes les font douter sur certains choix technologiques structurants tels que le forage offshore ou le nucléaire. Ce changement de climat apparaît dans les discours du Président Obama qui adhère à son tour aux objectifs d'indépendance énergétique nord-américaine, poussé par la politisation des prix de l'essence à la pompe présentés par l'opposition républicaine comme la conséquence des choix ineptes de son Administration. Alors que dans un tel climat d'incertitudes où flambent les prix de l'énergie et autres commodities, on attendrait un discours de la FED prudent et restrictif pour essayer de calmer un tant soit peu le jeu, c'est l'inverse qui est décidé, avec une politique inflationniste traditionnelle qui alimente à grands seaux de dollars la spéculation mondiale. Les profits des Pension Funds passent avant la maîtrise des révoltes populaires d'Afrique ou du Moyen-Orient.
De façon évidente, pour se protéger de la faiblesse pilotée du dollar, il faut acheter du papier adossé aux produits pétroliers dont les cours à la hausse confirment l'évidence des risques géopolitiques mondiaux et justifient la démarche. Ce mouvement d'auto-allumage spéculatif "liquidités-achats-gel des stocks-hausse des cours" est toujours d'actualité sur les produits pétroliers, en Europe sur le Brent coté à Londres ou sur le fuel à Rotterdam, aux États-Unis sur l'essence. Le dollar plonge et le baril de Brent s'apprécie, mouvement synchrone préféré des milieux financiers en quête de plus-values rapides et peu risquées (FIG.)
L'US Index coté sur l'ICE qui valait 88$ en Juin 2010 a atteint la zone des 73 dollars cette semaine (FIG., courbe verte, échelle de droite), dévaluation du dollar de 17% vis à vis d'un panier de monnaies dont l'euro, la livre sterling, le Yen et autres couronnes ou francs suisses. En contrepartie une appréciation continue du baril de Brent est observée (courbe rouge, échelle de gauche). Elle n'a aucune raison de s'arrêter sur fond de révoltes populaires possibles dans certains grands pays producteurs de l'OPEC, que ce soit en Afrique de l'Ouest, en Afrique du Nord ou au Moyen-Orient.
Pour observer un renversement de tendance il faudrait voir apparaître des politiques tendant à calmer les consommations en Asie et surtout aux États-Unis. La Chine nous dit-on, préparerait un tour de vis pour calmer l'inflation, mais il n'apparaît pas que les américains veuillent rapidement réduire leur gaspillage, malgré quelques appels des plus sages, peu audibles, à plus de parcimonie.
En attendant certains en profitent. C'est le cas de la Russie qui détient pour une large part les clés du pétrole et du gaz pour l'Europe et de plus en plus pour l'Asie. Elle exporte à tout-va à tel point que la pénurie en carburants pointe sur son territoire. La facture énergétique de notre pauvre pays, tétanisé par des idéologies de tous poils, va s'en trouver fortement plombée. Citoyens, il va falloir un jour faire sonner le réveil.
Le 28 Avril 2011
avril 28, 2011
Comment convertir une source d’énergie intermittente en une ressource de base
En ces temps de dénigrement électoralistes des ressources électronucléaires où l'on voit d'anciens chevaux-légers de la droite chiraquienne, candidats virés au vert, surfant sur la vague d'émotion issue des calamités japonaises, il est peut-être opportun de rappeler les contraintes physiques qui pèsent sur la conversion d'une ressource énergétique intermittente en une ressource de base mobilisable 24 heures sur vingt quatre. Bien entendu ce genre de considération n'intéresse quasiment personne puisque les concepts d'éolien et de solaire qui rappellent les vacances en planche à voile constituent à eux seuls un argument pertinent. Remplacer ce truc qui irradie et qui explose (vu à la télé) remplacé par la plage…le pied!
Et pourtant! Toute ressource énergétique présentant un taux de charge (C = ratio entre le nombre d'heures opérationnelles pondérées à 100% de la puissance nominale sur les 8760 heures annuelles) inférieur à un, doit être dimensionnée en conséquence pour assurer un service continu. Prenons l'exemple plutôt favorable de l'éolien offshore en Mer du Nord. Il est vendu pour assurer l'équivalent de pleine charge 3500 heures par an ce qui conduit à un taux de charge moyen annuel de 3500/8760= 40% (remarque: l'éolien français présente un taux de charge moyen de 22% publie RTE). Tout élève de classe préparatoire aux Grandes Écoles (ancien niveau des classes du Certificat d'Études et du terrible problème des baignoires qui se remplissent et se vident à la fois) vous apprendra que pour convertir cette énergie intermittente en ressource continue il sera nécessaire d'installer au moins une puissance de génération Pi qui sera 1/0,4=2,5 fois supérieure à la puissance P continue désirée.
Entre la génération et l'utilisation il sera nécessaire d'installer un moyen de stockage en tampon (voila la baignoire) qui stockera l'énergie intermittente non utilisée pour la restituer durant les périodes sans vent ou sans soleil. Bien sûr cette opération stockage-génération présente un rendement électrique global R inférieur à un.
En écrivant que l'énergie stockée annuellement qui est proportionnelle à (Pi-P) x C doit être au moins égale à celle délivrée corrigée du rendement de stockage-génération qui est proportionnelle à P/R x (1-C) on peut établir que la puissance à installer Pi doit être au moins égale ou mieux supérieure au résultat donné par la relation:
Pi > P + P (1-C)/RC
Alors pour poursuivre notre exemple on va supposer qu'avec l'énergie éolienne on va produire par électrolyse de l'hydrogène avec une tension d'électrolyse industrielle de 2,5V et que cet hydrogène stocké et comprimé sera utilisé dans une batterie de Piles à Combustible en remplacement des éoliennes défaillantes avec une tension de cellule de 0,9V. On voit que le rendement électrique global du cycle production d'hydrogène, compression, génération sera inférieur à 0,9/2,5= 36% que nous allons choisir forfaitairement à 33% (les deux tiers de l'énergie générée par les éoliennes sont transformés en chaleur dans l'électrolyse et dans la PAC). Le calcul réalisé avec C=0,4 et R=0,33 montre qu'il faudra au moins installer une puissance éolienne 5,5 fois supérieure à la puissance continue désirée et en parallèle d'une unité de stockage génération de puissance nominale.
Remarques: certains comme le Fraunhofer proposent une étape supplémentaire de synthèse de méthane avec l'hydrogène et du CO2 (FIGI). Ce méthane est donc stockable, compatible avec le biogaz allemand et utilisable dans des centrales thermiques à cycle combiné. Avec cette étape chimique supplémentaire le rendement électrique global aurait du mal à excéder les 33%.
Bien sûr dans ce calcul simple il n'y a aucun stock de sécurité pour assurer la jointure en cas d'absence de vent prolongée.
A tout individu clamant haut et fort qu'il faut sortir du nucléaire, posez lui une seule question simple: Comment? S'il vous répond vent ou soleil demandez-lui de vous faire un devis.
Je vous rappelle pour vos calculs que le nucléaire français a généré en 2010 une énergie électrique de 415 TWh (sur un total de 551 TWh produits), ce qui fait une puissance moyenne à remplacer de 415/365/24 = 47 GW avec des pointes d'énergie en hiver pouvant atteindre sur un mois les 44 TWh soit une puissance moyenne de 44/31/24= 59GW.
Le 25 Avril 2011

avril 25, 2011
Miniaturiser le procédé Fischer-Tropsch pour application à des unités de faibles capacités
Les procédés Fischer-Tropsch qui consistent à dégrader radicalement avec de l’eau une ressource organique (biomasse, charbon, gaz naturel ou biogaz) en un mélange de gaz CO et H2 (syngas ou gaz à l’eau), puis à recomposer catalytiquement des paraffines à partir de ce mélange pour ensuite par cracking catalytique produire des carburants et autres produits pétroliers, souffrent tous d’une contrainte: la taille gigantesque des installations et des investissements. Il suffit de se reporter aux énormes investissements réalisés par le Qatar avec Shell pour s’en convaincre.
Cependant il existe de nombreux cas où la miniaturisation du procédé serait une opportunité. C’est le cas par exemple de la valorisation des gaz associés à l’exploitation de gisements pétroliers qui sont soit brûlés par torchage soit réinjectés dans le sous-sol. C’est le cas des projets qui désireraient transformer la biomasse en carburants (BTL) qui se heurtent au problème insoluble de logistique d’approvisionnement des millions de tonnes de biomasse qui seraient nécessaire pour alimenter une unité industrielle. C’est le cas général pour tout gisement modeste de gaz éloigné d’un réseau de gazoducs ou d’un port équipé d’une unité de liquéfaction.
Oxford Catalyst dispose d’une technologie (Velocys) qui repose sur la mise en œuvre de réacteurs compacts (FIG.I) composés de canaux de faibles sections (microchannel) dont les parois sont revêtues de catalyseurs. Cette technologie permet de réduire les temps de réaction et donc de miniaturiser les équipements. Après plusieurs années portant sur la mise au point et l’optimisation des procédés, associée aux japonais Toyo Engineering et Modec, filiale du Groupe Mitsui, Oxford Catalyst annonce le démarrage de la construction d’une unité de démonstration dans une raffinerie de Petrobras au Brésil. Cette unité composée d’un Steam Methane Reformer (SMR) produisant le mélange gazeux et d’un réacteur Fischer-Tropsch conduisant à des paraffines devrait être opérationnelle au mois de Septembre pour entreprendre une campagne de validation de neuf mois.
A terme l’objectif est d’équiper une plateforme flottante (FPSO) de ce type d’équipements pour transformer le gaz en un mélange de paraffines qui serait ensuite valorisé avec le pétrole brut extrait. Rappelons que ce sont 150 milliards de m3 ou 5% du gaz naturel produit dans le monde qui sont brûlés annuellement dans les torchères selon les estimations réalisées à partir des observations par satellites (TAB.). La Russie, l’Afrique et le Moyen-Orient sont les grands acteurs du torchage dans le monde.
En parallèle, Oxford Catalyst gère des projets de Biomass To Liquid en Autriche et de production de bio-kérosène aux États-Unis.
Pour en savoir plus il faut consulter une description des procédés et des projets, mais aussi une excellente vidéo qui illustre l’architecture et le fonctionnement des réacteurs.
Le 24 Avril 2011

avril 24, 2011