/image%2F0673530%2F20141109%2Fob_189703_hiver.jpg)
Rappel sur les unités
1 eq C = 3.67 eq CO2 , 1 eq CO2 = 0.272 eq C
Tep : tonne equivalent pétrole
Twh :terawatt/heure
Twh =1 milliard de kwh =0,086 Mtep (environ 1/10)
1EJ=10exp18J=277,8TWh=23.9Mtep
EJ :exajoule
1Twh=0,0036 EJ=0,086 Mtep
1Mtep=11.63 Twh= 0.0417 EJ
1kwh = 3.6MJ 1MJ = 0.278 Kwh 1GJ = 277.8 Kwh
La Consommation en France ; les chiffres
Nous consommons en France 117 Mtep thermique ou chimique et 515 Twh électrique.
La consommation globale est de 152.3 Mtep en énergie finale et 252 Mtep en énergie primaire (2012)
Monde : 2011 : Finale : 8.9Gtep primaire : 13.1 Gtep= 548 EJ
Production éolienne potentielle
http://www.manicore.com/documentation/eolien.html
La capacité de production/an sur de bons sites est de : 14à 24Gwh/km² avec une puissance installée de :10Mw/km²
pour produire 515 Twh soit 515000 Gwh il faudrait entre 37000 et 21000 km2
on peut en mettre les 2/3 en mer avec une hypothèse moyenne de 30000km² cela donnerait 20000km² à équiper soit un investissement minimal de 400 Milliards € avec des éoliennes de 6Mw
1MW installé coute environ 2M€
Avec des éoliennes de 2 MW(6) de puissance nominale (qui font de l'ordre de 100 (150)m de haut), fournissant donc environ 4 GWh (12) par an en zone favorable, il en faudrait environ 125 000 (42000) pour produire 500 TWh.
D'Eole à Phoenix...
Production Photovoltaïque potentielle
http://www.manicore.com/documentation/solaire.html
Le potentiel actuel est de 150 -200 kwh/m²/an (20m²-- 3kw-4000kwh/an 1m²- 0,15kw-200kwh/an). On peut installer une puissance de 150 Mw/km² et produire 200Mkwh/an.
Le coût du Mw : environ 2.5 M€ ; coût pour 1km² : 375 M€
Pour 500Twh soit 500000Gwh soit 500Gkwh il faut 2.5 Gm²= 2500 km² (3333 km² avec 150kwh/m²/an) pour un coût de 937.5 Milliards €
Surface de toit actuelle : surface résidentielle : 2.3Mha=23000km² ; 34 M logements dont 19 M maisons de 100m² en moyenne http://www.developpement-durable.gouv.fr/IMG/pdf/Ref_-_Etat_du_logement_en_2011.pdf
On a donc 19M*100m²=1.9Gm²=1900km² de toits individuels dont 1000km² pourraient être utilisés en PV
Stockage renouvelable :
--à l'Hydrogène comprimé : electrolyse +compression ; rendement 0.6
--à l'Hydrogène et pile à combustible ou électricité thermique ; rendement 0.3-0.25
--avec le procédé electrolyse + méthanation on peut espérer un rendement en méthane de 0.6 ; si on veut ensuite produire de l'électricité avec le méthane le rendement global devient voisin de 1/3 (technique actuellement en expérimentation). Pour produire alors cette électricité il faudra des centrales thermiques à gaz d'une puissance totale voisine de celle du pic de consommation.
Pour le transport avec des véhicules thermiques à l'hydrogéne ou au méthane:
Actuellement le transport consomme 49 Mtep dont 46 en combustible soit 535 Twh convertis avec un rendement de 0.6 donc il faudrait produire 892 Twh en renouvelables électriques.
Si on veut produire environ la moitié : soit 500 Twh en PV, il faudrait installer 2500km² de panneau pour un coût voisin de 1000Milliards €.
Conclusion
Gestion de l’intermittence pour la production d’électricité :
Il faut envisager de mettre une moitié de la puissance nécessaire en fonctionnement direct et de stocker l’autre moitié sous forme d’électricité potentielle à partir de l’hydrogène avec un rendement de 0.25 ce qui implique d’installer 4 fois plus de puissance.( trois fois plus seulement avec la méthanation)
Pour produire la même quantité d’électricité que celle consommée actuellement on pourrait avoir:
250Twh en PV installé sur 1250km ² de toits en production directe mais il faudrait alors produire 1000Twh pour stocker les 250 Twh manquant.
On pourrait les produire moitié en éolien, moitié en PV : 500 Twh avec 2500 km² de pannaux PV ; 500 Twh avec 30000km² de champs d’éoliennes dont les 2/3 en mer.
L’investissement serait de l’ordre de 1500Milliards € pour le PV et de 600 Milliards pour l’éolien soit en tout : 2100 Mds € soit environ le PIB de la France
Si on utilise la méthanation on peut espérer une diminution de 250Twh installés pour le stockage qu'on imputerait à l'éolien dont la surface passerait à 15000 km² ; le coût global serait diminué de 300Mds €
Puissance installée en PV : 3750km² à 150Mwle km² soit 562.5 Gw
Puissance installée en éolien : 30000km² à 10Mw le km² soit 300 Gw
Puissance actuelle : 129Gw ; la puissance installée serait 6.7 fois plus grande ce qui impliquerait de renforcer certaines mailles du réseau.
Si on veut produire de l’hydrogéne combustible pour la mobilité, on a vu plus haut que pour un peu plus de la moitié de l’énergie actuelle des transports il faudrait installer des centrales PV sur 2500km²pour un coût supplémentaire proche de 1000 Mds € (car saturation des sites èoliens)
Les budgets requis actuellement sont énormes ; on peut espérer cependant une baisse des coûts mais il faudra également envisager de sérieuses baisses des consommations d’énergie par rapport à aujourd’hui.
Il faut envisager également une participation importante de la biomasse et de toutes les énergies alternatives, la plus importante étant l'économie d'énergie.
L'étude du Scénario Negawatt montre que c'est réalisable en théorie.
Y a du boulot!!!
Quelques Scénarios d'étude pour 2050 :
L'étude précédente n'avait pas vocation à constituer un scénario de gestion prévisionnelle. L'objectif était de poser le problème de produire de l'électricité 100% renouvelable à l'horizon 2050 et d'en envisager les différents aspects: emprise sur le terrain, stockage, coûts avec une première approche quantitative.
Plusieurs organismes ou associations ont élaboré divers scénarios. Il faut bien reconnaitre qu'il n'y a pas une vérité scientifique absolue dans ce domaine et que les analyses différent suivant que leurs auteurs seront plus ou moins militants engagés dans la cause environnementale.
Les deux difficultés majeures d'un passage complet aux ENR sont constituées par:
- La gestion de l'intermittence qui nécessite un stockage de masse de l'électricité
- Les centrales rapides de réserve ou de "Back up" pour lisser la production variable
Pour élaborer un scénario prévisionnel, les experts doivent donc établir d'abord un scénario de consommation- La Demande énergétique- plus ou moins calqué sur le présent ou -à contrario-impliquant de nouveaux modes de consommation, de façon plus ou moins explicitée.
Ce premier choix fait, il faut ensuite imaginer un scénario de production-l'Offre énergétique-compatible avec la Demande.
Les premières divergences apparaissent déjà dès la détermination de la Demande et portent sur le degré d'économie d'énergie nécessité, sur les évolutions techniques anticipées et sur les éventuelles modulations contraintes de consommation exigées.
La détermination de l'offre n'est pas alors si simple car s'il est facile de réaliser une adéquation sur les bilans annuels, la très grande variabilité des ENR rend la tache bien plus complexe au fil du temps car la dure loi physique demande=offre ne peut être transgressée sous peine de graves problèmes de fréquence et de réseau.
Et il ne sert à rien de contourner le problème en invoquant tantôt le recours à une "décentralité " locale, tantôt celui d'une interconnexion européenne globale et foisonnante.
Comme on peut le voir sur les deux graphiques suivants la puissance d'un réseau en ENR peut passer de 1 à 86% de sa puissance installée et les variations horaires peuvent être importantes.
Vents Variables!!!... même en mer, c'est un marin qui vous parle!
: Production éolienne allemande pour la période du 18 au 21 janvier 2012 (courbe noire) et erreur de prévision à 24h sur cette production (courbe rouge). "Pour les deux courbes, l’échelle des ordonnées est en MW. L’échelle des abscisses est graduée en heures. La puissance installée du parc éolien allemand s’élevait au premier janvier 2012 à 29 GW. Les données sont extraites du site transparency.eex. L’erreur de prévision est définie comme la production effective moins la prévision de production. Ainsi le 19 en fin d’après-midi, par suite d’une arrivée brusque de vent, l’éolien allemand atteignait une productivité de 65%, la prévision avait alors sous-estimé cette production de 7,5GW. Quelques heures plus tard, on notait l’effet inverse, la prévision avait surestimée la production de 4GW. C’est donc l’équivalent de 11,5 GW de centrales dispatchables qu’il a fallu mobiliser dans un sens (arrêt) puis dans l’autre (démarrage) en moins de 4h. Sur l’ensemble des mois de Janvier et Février on compte six épisodes pour lesquels l’amplitude de variation de l’erreur de prévision à 24h a été supérieure à 6GW en moins de six heures."
extrait du site Sauvons le climat
La difficulté est donc bien là, comme l'a montré cet article ci-dessus de Sauvons le Climat (écologie avec nucléaire) mais leur article montre cependant que les gestionnaires de réseau allemand savent la résoudre.
Scénario allemand du Fraunhofer Institute 2012
L'étude du Fraunhofer Institute des systèmes énergétiques solaires Fribourg-en-Brisgau (Bade-Wurtemberg) est exposée dans le blog sciences de libération
http://sciences.blogs.liberation.fr/home/2013/01/electricit%C3%A9-le-cas-allemand.html
« Le scénario 100% renouvelables, basé sur une alimentation autarcique en énergie et sur des potentiels techniques considérés comme réalistes en 2050, comprend, en termes de puissance installée :
► 170 GW d'éolien terrestre et 85 GW d'éolien en mer (soit 255 GW contre 29 GW actuels en tout).
► 200 GW de photovoltaïque.
► 70 GW de centrales dites Power-to-Gas, prévues pour transformer l'électricité d'origine renouvelable en gaz (hydrogène utilisé comme tel ou peut-être méthanisé) lors des périodes de production excédentaires par rapport à la demande.
► 95 GW de centrales à gaz utilisées en "back-up", lorsque la production d'origine renouvelable n'est pas suffisante, et optionnellement couplées à des systèmes de récupération de la chaleur pour réinjection dans les réseaux de chaleur.
► De nombreuses capacités de stockage de chaleur permettant de diminuer la part de la biomasse (50 TWh/an) dans la production de chaleur et d'électricité. Ainsi, la majeure partie de la biomasse sera consacrée aux transports et aux procédés industriels. Et 130 GW de solaire thermique, produisant directement de l'eau chaude qui ne font pas partie du système électrique mais qu'il faut mentionner car ils remplacent des systèmes électriques actuels.
L'addition des capacités de production d'électricité aboutit à 550 GW, plus (ou dont, ce n'est pas clair) 70 GW pour produire du gaz à partir d'électricité excédentaire qui est ensuite brulé dans les centrales à gaz.
L'énormité de ce chiffre peut être mesurée en le comparant à la puissance installée en France actuellement, soit environ 125 GW, dont 64 GW de centrales nucléaires. Ainsi, le seul parc de centrales à gaz serait d'une puissance supérieure au parc nucléaire français actuel. Au total, environ quatre fois plus de capacités de production, pour une production réelle de même ordre de grandeur »
On voit donc que pour une production de l’ordre de 500TWh il faut installer une puissance de 95 GWh de centrales à gaz en réserve pour lisser les manques de production potentiel (car la puissance fournie par éolien+solaire peut varier de 1% à 86% de la puissance installée) ; Il faudrait donc, pour la France avoir une puissance de réserve voisine du pic de consommation 100 GW diminué des réserves hydrauliques de l’ordre de 17 GW soit 83 GW.
Pour ce scénario la puissance installée en ENR est environ cinq fois la puissance moyenne consommée par le réseau, la puissance des centrales à gaz de réserve est ajustée sur la pointe de consommation écrêtée des dispositifs habituels de précaution (pompage, tarifs spéciaux). Les capacités brutes de puissance électrique installées en Allemagne en 2012 atteignent déjà 214,8 GW en 2012, soit 2,7 fois la demande de pointe, qui est de l’ordre de seulement 80GW alors qu'il n'y a que 29 GW d'éolien.
Les 70 GW des centrales Power to Gas produisent hydrogène ou méthane qui sera utilisé pour le lissage de la production au quotidien par des centrales au gaz parmi le parc de 95 GW prévus.
La faisabilité d'un tel scénario implique l'aboutissement technologique des filières de méthanation et la maitrise parfaite d'un réseau intelligent et robuste.
Ce scénario semble assez réaliste et d'une conception très germaniste qui s'appuie sur l'expérience acquise et n'ignore pas les difficultés.
Scénario Negawatt-ADEME 2050 haut.
Offre énergétique NegaWatt 2050 haut ; équilibrage du réseau
Le scénario Negawatt s'appuie sur une sobriété énergétique assumée et une consommation électrique de l'ordre de 300 TWh.
La puissance installée en ENR est de l'ordre de 214 GW pour une puissance moyenne estimée à 50 GW. Le scénario étudié ici s'inspire des scénarios negawatt et de la récente publication d'une étude Ademe sur l'utilisation de la méthanation pour le stockage.
L'étude ne modélise pas la totalité du réseau ni la mise en place des centrales de réserve.
L'équilibre nécessite d'après le tableau d'utiliser les 91 TWh d'excédents en stockage pour lisser les 26 TWh de déficits ; la marge est peut être un peu trop juste pour un fonctionnement optimal des centrales "Power to gas".
Elle implique une consommation 2050 en baisse de 40% par rapport à l'actuelle ce qui semble difficile à atteindre sans contrainte forte.
Le réseau simulée parait à priori moins robuste que celui du modèle allemand. Il devrait prévoir une puissance installée de l'ordre de 50 GW en "back up"
La faisabilité technique d'installation réelle des ENR est assez convaincante.
Projet ZeroCarbonBritain ZCB
Le ZCB est un projet global comparable au projet français negawatt.
Projet Britanique.
La consommation électrique proprement dite est de 482 TWh pour une puissance installée de 254 GW ; la production électrique totale serait de 738 TWh pour un taux de charge moyen de 0.3 qui parait assez optimiste mais l'Angleterre dispose de plusieurs sites très favorables pour l'éolien avec un bon foisonnement.
Le ratio puissance électrique installée/consommation attendue parait assez faible si on le compare au scénario allemand.
Le scénario comprend 80 TWh d'électricité transformé en gaz pour pouvoir produire 14 TWh en back up. D’après leur étude il dispose d'une marge de 165 TWh pour l'utiliser en complément pour le lissage.
Ils envisagent également une assez grande intervention de la biomasse qui pourrait intervenir en appoint.
La consommation effective prévue est de l'ordre de 400TWh alors que la consommation actuelle est voisine de 350 TWh ; le réalisme anglais n'a donc pas prévu de baisse mais une hausse limitée de la consommation.
Les auteurs du scénario ont testé leur modèle heure par heure en utilisant les données climatiques et de consommation des dix dernières années.
Conclusion :
Ces trois études diffèrent dans leur conception et chacune montre quelque chose de la Culture et de l'Esprit de ces trois Sociétés.
Il ne faut pas non plus perdre de vue que ces trois scénarios résultent de simulations de production et de consommation virtuelles à l'horizon 2050 et utilisent des technologies encore à l’état d’élaboration, méthanation, réseau intelligent …
Quel sera l'horizon climatique, économique, géopolitique en 2050? Il dépend certainement de la mise en œuvre de scénarios semblables.
Ces études nous montrent cependant deux choses essentielles :