Le dossier publié par le quotidien américain sur son site va même plus loin, en étayant ses assertions par des extraits de rapports de l’EPA, l’agence américaine de protection de l’environnement. Selon ces rapports de l’EPA, les rejets toxiques issus de l’exploitation des gaz de schiste, signalés par des milliers de documents, ont des conséquences sur l’environnement et la santé humaine que l’on ne soupçonnait pas. L’accusation la plus grave du journal concerne les rejets d’eaux usées : « Avec la fracturation hydraulique, un puits produit parfois plus de 4 millions de litres d’eaux usées qui contiennent souvent des sels hautement corrosifs, des cancérogènes comme le benzène et des éléments radioactifs comme le radium, tous pouvant être présents naturellement à des centaines de mètres sous le sol ».

Ainsi, le New York Times illustre les dangers de ces rejets, au niveau de la Pennsylvanie. En effet, les rapports de l’EPA que s’est procuré le journal, indiquent dans les eaux usées un taux de radioactivité 100 à 1 000 fois supérieur au niveau maximum utilisé. Toujours selon une étude de l’EPA datant de 2009, jamais divulguée, « les eaux usées, qui sont parfois transportées jusqu’à des stations d’épuration non conçues pour les traiter et qui sont ensuite déversées dans des rivières qui fournissent de l’eau potable, présentent des niveaux de radioactivité plus élevés que ceux connus auparavant et bien plus hauts que les niveaux considérés comme sûrs par les réglementations fédérales pour le traitement par ces stations d’épuration ». Dans cet État, ce sont plus de 800 000 personnes qui consomment l’eau potable issue du bassin versant dans lequel sont rejetées ces eaux usées.

Des taux de radioactivité 100 à 1 000 fois supérieurs aux normes

Le quotidien précise également que les stations de potabilisation situées en aval des stations d’épuration dans cette région n’ont pas testé la radioactivité des eaux qu’elles distribuent depuis 2006, alors que les forages se sont surtout multipliés depuis 2008.

Autre exemple, le Texas. Dans cet État qui compte plus de 93 000 puits, les structures hospitalières ont constaté une augmentation anormale du taux d’enfants asthmatiques (25 % constatés contre une moyenne de 7 % auparavant). Ces révélations alarmistes du quotidien américain ne rassurent pas de l’autre côté de l’Atlantique, où les manifestations contre l’exploitation du gaz de schiste se sont multipliées, surtout dans le sud de la France. La suspension des permis d’exploration, jusqu’à fin 2011, répond à l’inquiétude des écologistes face au peu d’informations quant aux dommages collatéraux, surtout environnementaux et au niveau de la santé humaine, liés à l’exploitation de ces gaz.

L’EPA, qui prépare pour 2012 une enquête complémentaire sur les conséquences environnementales et sur la santé humaine de l’exploitation des gaz de schiste aux États-Unis, révèle même via le New York Times que les contaminations observées proviennent pour une part de déversements sauvages. Or, ce sont les entreprises de forage elles-mêmes qui sont censées prévenir ces déversements.

Ainsi, les révélations du New York Times relancent un pavé dans la mare, alors que l’exploitation des gaz de schiste est déjà un enjeu économique mondial colossal.

Rappelons que c’est pendant le Grenelle II que, Jean-Louis Borloo, ministre de l’Écologie et de l’Énergie à l’époque, avait autorisé l’exploration de gaz et d’huile de schiste en France.

Par T.P.

A lire dans Instantanées Techniques : Gaz de schiste : un moratoire, et après ?

http://www.bulletins-electroniques.com/actualites/64075.htm

Alors qu’en Californie le déploiement des réseaux intelligents avance doucement mais sûrement, des innovations sont nécessaires pour atteindre les objectifs fixés de 33% d’énergie renouvelable en 2020 [1]. L’un des problèmes essentiels pour l’intégration des énergies renouvelables provient de l’intermittence de ces sources. Dans un réseau traditionnel, la distribution fonctionne sur un modèle centralisé qui – sachant que les systèmes de stockage sont très limités – doit faire correspondre exactement la production d’électricité à la demande des consommateurs. Lorsque la demande énergétique monte en flèche en été pendant les jours de grande chaleur les opérateurs du réseau doivent ajuster petit à petit leur production. Cependant ceci devient problématique lorsqu’on veut intégrer des énergies renouvelables qui fluctuent durant la journée. La production et la demande deviennent alors deux facteurs variables et les ajuster devient complexe.

Les microgrids un modèle d’optimisation pour le réseau électrique

John Kelly, président de la Galvin Electricity Initiative [2] avait introduit lors de la Conférence Gridweek 2009 les microgrids comme une solution pour maximiser les bénéfices des consommateurs et des compagnies. « Les microgrids représentent un nouveau modèle de pensée vis-à-vis du service de l’électricité. Ils offrent l’opportunité pour les opérateurs électriques de travailler avec les communautés lors de la conception et la planification de leur système de production, pour un bénéfice commun maximisé. De par leur nature localisée, ils supportent l’innovation et créent des opportunités engendrant de nouveaux partenariats ainsi qu’une participation plus active de la part des consommateurs. Les microgrids bénéficient en effet d’atouts significatifs sur le réseau traditionnel. La proximité de la production permet d’optimiser la distribution du courant et de réduire les pertes d’énergies liées au transport de l’électricité. Proches du consommateur, il leur est possible d’obtenir une meilleure efficacité grâce à une production directement ajustée au besoin de l’unité. L’efficacité peut être également améliorée grâce à la possibilité de mixer électricité et chaleur évitant la perte d’une grande quantité d’énergie sous forme de chaleur dans les réseaux traditionnels.

Les microgrids une alternative aux opérateurs électriques ?

La plupart des microgrids en projet ne seront pas capables de produire et de stocker suffisamment d’énergie pour pouvoir se passer d’un raccordement au réseau électrique. En fait les microgrids devront maintenir un lien constant et complexe avec les opérateurs, alternant achat et vente de l’électricité, connexion et déconnexion avec le réseau permettant d’ajuster la quantité d’électricité et de réduire le stress sur le réseau. Les opérateurs pourraient également les utiliser dans des programmes d’effacement énergétique [3] comme capacité virtuelle qu’il serait possible de mobiliser pendant les heures de pic de consommation.

Ils fournissent également aux opérateurs des zones de démonstrations reproduisant à petite échelle un grand nombre des problèmes liées au déploiement du smart grid et à l’intégration sur le réseau des énergies renouvelables. Les opérateurs ont, grâce à ces mini réseaux, l’opportunité de se rapprocher des universités ou des grandes compagnies afin d’étudier la façon la plus efficace pour eux de gérer une distribution dispersée. De plus la relative simplicité pour les microgrids d’intégrer les énergies renouvelables et les capacités de stockage les rend très attractifs aux yeux des opérateurs. Les infrastructures nécessaires aux réseaux intelligents sont très lourdes à mettre en place et peuvent prendre plusieurs années. Les microgrids deviennent une alternative plus simple à mettre en œuvre et pourraient donc jouer un rôle moteur dans le déploiement des réseaux intelligents.

La question cependant est de savoir quelles seront exactement les relations entre les opérateurs et les microgrids. Qui possédera les infrastructures de stockage, les moyens de production, le raccordement au réseau et qui devra payer ? D’autant plus que dans certains cas les microgrids seront utilisés pour obtenir une plus grande indépendance vis-à-vis des opérateurs. C’est le cas du comté de Marin (au nord de la baie de San Francisco), qui a créé le Marin Clean Energy [4] sous l’étiquette d’opérateur public pour acheter et vendre de l’électricité ainsi que fournir de l’énergie aux résidents à la place de l’opérateur local, PG&E.

De nombreux projets planifiés

Plusieurs universités ont déjà annoncé des projets de microgrids. Parmi elles il est bon de citer, l’université de Howard (Washington, DC). Elle vient de signer un contrat avec la compagnie Pareto Energy [5] pour construire un système de production d’énergie électrique et thermique pour le chauffage et le refroidissement du campus. Pareto prévoit d’investir entre 15 et 20 millions de dollars pour l’amélioration de la centrale de l’université, un projet qui devrait s’étendre sur 2 ans.

Dans le cadre du projet RESCO pour « Renewable Energy Secure Communities », l’université de San Diego s’est consacrée au déploiement d’un microgrid [6]. Reconnu comme l’un des plus avancés au monde, ce microgrid s’étend sur 1200 acres, fournit en électricité 450 bâtiments et couvre une population de 45.000 personnes. Le projet a été fondé par la California Energy Commission (CEC) dans le but de tester l’intégration de la production locale d’énergie, une partie provenant d’énergie renouvelable sur le campus. Ainsi le campus est équipé de deux turbines à gaz d’une puissance de 13.5 MW chacune, d’une turbine à vapeur d’une puissance de 3 MW et d’une capacité photovoltaïque de 1.2 MW, représentant 82% de la puissance annuelle consommée sur le campus. Le projet a reçu 2 millions de dollars dont une bourse de 1 million de dollars du CEC et un accord a été signé avec deux start ups proposant des solutions destinées au microgrid: EDSA [7] et Viridity Energy [8].

Un dernier projet qu’il est important de mentionner est celui lancé par l’U.S Army prévoyant de construire une installation solaire « microgrid » à l’US Army Garrison Fort Hunter Liggett en Californie près de Monterey [9]. La capacité prévue est de 1 MW et le coût est estimé entre 5 et 10 millions de dollars. Un mégawatt de capacité solaire représente typiquement les besoins annuels en électricité de 200 maisons même si la production peut être réduite près des côtes en raison du brouillard. Le microgrid garantira une sécurité énergétique au fort fournissant de l’électricité pendant les périodes de coupures de courant et réduira ses coûts en redistribuant de l’électricité sur le réseau principal pendant les heures de forte consommation. Avec ses propres moyens de stockage et ses propres infrastructures de distribution le réseau devient plus fiable, plus sûr et limite la dépendance énergétique du site, un atout essentiel dans le cadre d’une installation militaire.

Certaines barrières restent à surmonter pour un déploiement vaste et rapide

Cependant plusieurs défis doivent être relevés pour une adoption à grande échelle des microgrids, les plus importants étant d’ordre technique et technologique. La resynchronisation avec le réseau conventionnel est difficile à faire. Pour que l’électricité produite puisse être distribuée sur le réseau, les caractéristiques de tension, de fréquence et de puissance doivent être contrôlées. De même l’infrastructure du microgrid doit être compatible avec les standards existants pour que l’équilibre sur le réseau soit maintenu. Dépendant de la production d’énergie locale, le stockage est une composante essentielle des microgrids. Cependant les solutions existantes restent encore très chères et l’ajout de tels systèmes augmente les coûts de maintenance.

Par ailleurs, la réglementation en place dans de nombreux états reste peu favorable aux microgrids. On peut faire référence au « net metering »[10] utilisé en Californie ne permettant pas aux producteurs de revendre leur électricité. Des changements législatifs sont nécessaires pour inciter les investissements dans des systèmes locaux de distribution. Des changements pourraient voir le jour sous l’impulsion d’initiatives comme la Galvin Electricity Initiative. Fondée en 2005 par Robert W.Galvin, l’ancien président et chair de Motorola, elle a été créée dans le but de promouvoir un large déploiement des microgrids.

Les réseaux intelligents (Smart Grid) sont l’objet de beaucoup d’attention de la part des laboratoires et des industriels depuis quelques années en France. Sans caricaturer, on peut dire que le Grenelle de l’Environnement, via les obligations pour les bâtiments et les entreprises de revoir leur efficacité énergétique d’ici à 2020, le PNAQ (plan national d’allocations des quotas), et la nécessité d’intégrer des énergies renouvelables dans le réseau énergétique pré-existant, a agit comme un détonateur pour les acteurs de ce marché aussi volumineux transversalement que dans la complexité de sa réalisation. Il s’agit ni plus ni moins pour la future filière du Smart Grid en France que d’inventer un modèle économique, en réinventant une nouvelle façon de consommer l’énergie. La tâche n’est donc pas aisée !

Le terme Smart Grid, qui désigne le concept d’un réseau de transmission et de distribution de l’électricité intelligent, vise des innovations technologiques et de services avec des évolutions potentielles importantes sur l’ensemble de la chaîne industrielle du système électrique et des interfaces clients. Le Smart Grid est aujourd’hui à l’état de concept expérimental et il n’existe pas de filière industrielle à proprement parler ; il règne notamment la plus grande incertitude sur le standard technologique de demain.

En France, cependant, de nombreux acteurs se sont déjà positionnés sur la première brique de la mise en place du Smart Grid, à savoir le Smart Metering, tandis que les géants de l’informatique américains se battent pour être aux premières loges de cette évolution.

Les forces et les faiblesses de la filière française

La France a d’indéniables atouts pour se doter d’une filière compétitive et homogène, même si cela n’est pas encore le cas. Listons les facteurs qui font de la France un acteur potentiel sérieux sur les Smart Grid :

• Une expertise reconnue en France dans l’élaboration de réseaux ;

• Des initiatives des acteurs industriels clés : projet de mise en place de compteurs intelligents (LINKY) d’ERDF ;

• Une volonté affichée de la Commission Européenne de faire avancer le Smart Grid au niveau européen : l’European Smart Grids Technology Platform.

Les faiblesses de la filière française, qui résident principalement dans la structuration, en gestation, de cette dernière :

• Une filière encore loin d’être structurée, les contours du concept même de Smart Grid restant flous ;

• Certaines composantes indispensables au développement du smart grid ne sont elles-mêmes pas matures : stockage de l’énergie, ENR, production décentralisée… ;

• Peu d’acteurs français forts sur le secteur des logiciels et des services informatiques ;

• Des coûts structurels d’investissement importants dont les porteurs n’ont pas encore été clairement définis.

Un potentiel certain, des incertitudes persistantes

Il est clair que l’époque est propice à l’apparition et à la généralisation du Smart Grid. Au delà des impératifs en termes d’économies d’énergie, il existe un vrai défi quant à l’intégration des énergies renouvelables dans le réseau électrique. Pour résumer, on peut lister trois éléments principaux qui cautionnent les espoirs fondés autour du développemlent du Smart Grid en france :

• Un contexte qui pousse au développement du smart grid : efficacité énergétique, indépendance énergétique… ;

• Un marché prometteur couvrant de nombreux segments industriels : infrastructures réseaux, compteurs, automatisation, appareils électroménagers… ;

• Des positions fortes à aller chercher sur un marché émergent : au stade de recherche/démonstration, les technologies et standards ne sont pas encore arrêtés, le marché est donc très ouvert ;

À côté de cela, des zones d’ombre subsistent, surtout vis-à-vis de l’urgence quant à la définition des normes, standards technologiques… Comme pour d’autres secteurs de l’industrie, il est vital pour la filière française de se positionner sur ces problématiques… Ci-après, les trois facteurs qui inquiètent :

• Les incertitudes sur les sources de financement et les porteurs de l’investissement apportent une forte inertie : les montants en jeux sont colossaux et l’investissement risque de ne pas être économiquement rentable à court terme ;

• Une fenêtre étroite à ne pas rater : une fois les technologies et les normes définies, il sera trop tard pour se positionner ;

• L’Amérique du Nord semble en avance : les acteurs majeurs (Google, Cisco, IBM, Intel…) se positionnent déjà avec des projets à Miami et en Ontario.

L’ambition française doit être, à long terme, de préparer le passage à un réseau électrique intelligent compatible avec l’évolution de l’environnement des réseaux (électricité décentralisée et intermittente, véhicule électrique…) et, à moyen terme, de transformer la gestion de l’énergie des bâtiments (compteurs intelligents, domotique…). Sur ces ambitions, la France possède des acteurs capables d’être parmi les leaders du marché. C’est pour cela qu’il est nécessaire, pour la filière française des réseaux intelligents, de se fixer des objectifs très ambitieux. À l’heure actuelle, ces défis sont au nombre de quatre. Il s’agit de :

• Faciliter l’insertion de la production distribuée, notamment à partir de ressources renouvelables. Pour cela, la France et l’Europe se sont engagées à intégrer au moins 23 % d’énergies renouvelables en 2020 ;

• Permettre des actions significatives de gestion de la demande et de la production intermittente : ces actions permettront de limiter le recours à des moyens de production émetteurs en CO₂ et de garantir l’équilibre offre/demande en cas d’indisponibilité des ressources intermittentes ;

• Anticiper l’évolution de l’environnement des réseaux, à savoir le déploiement des compteurs intelligents, l’émergence des bâtiments à énergie positive, la production d’électricité décentralisée et intermittente, les véhicules électriques et/ou hybrides rechargeables… ;

• Expérimenter de nouveaux modèles d’affaires : ces nouveaux modèles devront être favorables à la structuration des acteurs des systèmes électriques intelligents et à la constitution d’un profit tout en veillant à la prise en compte des aspects environnementaux et sociaux. Aujourd’hui, les bénéfices des smart grid sont distribués parmi les parties prenantes tout au long de la chaîne de valeur tandis que les coûts sont assumés principalement par les transporteurs et les distributeurs 19 : cette répartition des bénéfices et des coûts n’est pas viable pour les opérateurs privés.

Des conditions de développement interdépendantes

L’existence effective d’un smart grid général à l’horizon 2020 en France semble illusoire. En revanche, il est important que la France se dote dès maintenant des moyens nécessaires à sa mise en place en amont. En France, RTE (réseau de transport d’électricité) estime que les objectifs d’intégration des ENR dans la production électrique (20 % à l’horizon 2020) ne nécessitent pas d’ajustements importants et qu’il est même possible d’aller au-delà des 20 % sans rencontrer de problèmes majeurs. Le développement des différentes filières est donc étroitement lié : véhicules décarbonés, stockage de l’énergie, éolien, photovoltaïque et smart grid notamment. Le smart grid est le « chapeau » qui doit permettre à toutes ses filières de s’articuler entre elles de manière optimale. Cependant, le smart grid, s’il est l’objectif final global, ne peut être pré-existant au développement de ces autres filières. Il est donc critique que les décisions prises sur les autres filières connexes le soient en gardant à l’idée de permettre le développement futur du smart grid.

Pour avancer sur ces objectifs, la France a intérêt à développer ou à participer à des projets de recherche démonstrateur afin de se positionner comme un acteur de référence, d’autant qu’elle dispose d’une expertise en terme d’architecture de réseaux, notamment électrique.
Au niveau des acteurs, il s’agit d’assurer un basculement entre des avancées portées historiquement par les technologies du monde de l’électrotechnique de réseau, avec des technologies nées ailleurs dont la distribution doit s’emparer grâce à : la baisse des coûts des technologies de l’information, le développement de nouveaux capteurs, l’émergence de moyens de productions locaux renouvelables ou pas, l’apparition de nouvelles capacités pour le pilotage et la maîtrise de la consommation, le développement du stockage…

Pour répondre à cette ambition, des actions doivent être entreprises en faveur des filières sur trois axes prioritaires : tout d’abord, il s’agit de préparer l’intégration des énergies renouvelables dans le réseau électrique. Pour cela, la mise en place des programmes de recherche sur l’intégration des énergies renouvelables dans les réseaux de transport et de distribution, ainsi que sur les nouvelles technologies de réseau, qui est déjà enclenché, doit donner des résultats concrets. Il est également nécessaire, et cela est en cours avec la participation active de l’ADEME, de lancer et accompagner un appel à manifestation d’intérêtsx pour la création de démonstrateurs à échelle réduite. À l’heure actuelle, la construction de nombreux démonstrateurs est en cours, avec des résultats concrets pour certains.

Ensuite, une action est à mener pour rendre les maisons « plus intelligentes ». Encore une fois, il s’agit d’homogénéiser les normes, les infrastructures pour les rendre compatibles. Quelques pistes à suivre :

• Soutenir la mise en place par ERDF, en respectant le calendrier prévu, des compteurs « intelligents » Linky ;

• Pour les équipements en aval du compteur, développer un dispositif européen de normalisation ou d’harmonisation des spécifications qui rende ces équipements compatibles avec les services énergétiques attendus des smart grid ;

• Autoriser les équipements de gestion d’énergie finale (domotique notamment) à entrer dans le cadre des certificats d’économie d’énergie et les rendre éligibles au crédit d’impôt.

Enfin, le modèle d’affaires reste à définir dans sa plus grande partie. Evidemment, intensifier et accélérer la mise en place de démonstrateurs nationaux et européens participe à mieux appréhender les contours de ce modèle. Sur les aspects de définition des modèles économiques et de gouvernance, tout reste à faire ou presque, puisqu’il existe aujourd’hui un flou complet ou presque sur les acteurs de la filière dans leurs rôles et leurs missions exactes, aujourd’hui et demain.

P.T.

Un nombre croissant de start-up appliquent les principes du réseau social à la gestion de l’énergie domestique, et le média social au Smart Grid. Ils sont ainsi en train de révolutionner la compréhension qu’ont les gens de l’utilisation de l’énergie, et bâtissent des sociétés performantes, participant également à réduire l’impact qu’a chaque être humain sur l’environnement.

Le « Smart Grid » réfère au revêtement de la technologie des communications digitales dans notre infrastructure électrique existante. Il permet aux maisons et aux usagers de « parler » entre eux au travers de compteurs électriques pouvant être connectés à Internet et à des d’appareils. Des appareils électriques tels que les réfrigérateurs, les climatiseurs ou les émissions télévisées fichent leur consommation d’énergie par un réseau sécurisé et, quand c’est nécessaire, les sociétés électriques peuvent les éteindre à distance pour éviter de surcharger le réseau et d’éviter les pannes. Le Smart Grid promet ainsi de faire faire des économies, il a des avantages sur le plan environnemental et il transformera la façon dont les clients interagissent avec les utilitaires électriques. Dans la mesure où le réseau social repose sur l’interactivité et la communication, le média social et le Smart Grid sont au même plan ; on pourrait penser à un « Gridbook ».
« Ce qu’il y a de fascinant à propos du Smart Grid, c’est que tant de choses peuvent en découler », dit David Leeds, manager de la recherche senior chez Greentech Media. « Je pense qu’il y a de vastes opportunités pour utiliser moins d’énergie tout en atteignant la même qualité de vie, et je crois que la plateforme du média social va être déterminante dans ce processus ». C’est Leeds également qui a utilisé le terme de « Gridbook » pour décrire ce mélange technologique entre le média social et le Smart Grid.

À quoi ressemble un Smart Grid social ?

Opower, basé à Arlington en Virginie, qui a plus de 2 millions de clients de par le monde, est le leader industriel dans la combinaison des méthodes de communication par le média social et la technologie du Smart Grid. Ses services de contrôle de l’énergie s’appliquent aux ordinateurs de bureau comme aux smartphones, et aident ainsi les consommateurs à faire des économies sur leur consommation d’énergie tous les mois. Opower créée un profil démographique basé sur les données de consommation d’énergie issues de ses compteurs, et groupe les foyers similaires en communautés. Il autorise ensuite ces groupes à comparer leur utilisation d’énergie et permet à chacun d’entrer en compétition avec les autres pour réduire sa consommation au maximum. « Tout ce dont vous avez besoin, c’est d’une poignée d’enthousiastes pour créer cette dynamique. Nous n’avons jamais vu de consommateurs aussi convaincus que ceux qui utilisent les médias sociaux », a écrit Dan Yates, co-fondateur et président directeur général de Opower.

Yates a déclaré que la recherche d’Opower a bien prouvé que lorsque les gens entendaient parler par leurs amis de la façon de consommer moins d’énergie, le taux de participation était bien plus élevé. Les communautés en ligne sont donc un moyen très valable de diffuser l’information. « En plus du fait de simplement discuter entre eux, les consommateurs veulent participer à la création de nouvelles idées », a expliqué Yates. « Les communautés en ligne, et le contenu généré par leurs usagers, sont la clef du succès de notre plateforme. Cela nous permet d’utiliser l’information produite par 5 % d’entre les plus enthousiastes et engagés de nos consommateurs, et de l’étendre aux 95 % restants. » En novembre, Opower a annoncé qu’ils avaient réuni 50 millions de dollars d’un groupe d’investissement de fonds, dont fait partie Kleiner Perkins Caulfield & Byers, qui avait déjà investi dans Zynga et Google.

Les avantages

Les leçons qu’ont tirées Opower et d’autres vont être essentielles pour créer des changements radicaux à mesure que le Smart Grid gagne en maturité. À travers les États-Unis, on estime à 60 millions le nombre de compteurs de Smart Grid prêts à être installés à court-terme. Cependant, le développement total de cette technologie coûtera entre 8 et 10 billions de dollars durant les vingt prochaines années, comme l’indique Dr. Massoud Amin, connu comme étant « le père du Smart Grid ». D’un coût d’environ 170 billions de dollars, selon Amin, le Smart Grid entièrement développé permettra aux Américains d’économiser annuellement 49 billions de dollars gagnés sur les pertes en énergie, et d’augmenter l’efficacité globale de l’énergie de 12 à 18 % par an. « C’est un bienfait pour la société, qui passe de la communauté à l’individu, et qui a permis de réduire les coûts de la mauvaise gestion du système. », a déclaré Amin. Amin est directeur de l’Institut du Leadership Technologique à l’université du Minnesota, et effectue des recherches sur le Smart Grid depuis 1998.

En plus de ses avantages sur la société et la planète, la pertinence du Smart Grid associé au média social, c’est qu’il exploite l’un des instincts les plus humains : l’esprit de compétition. « Les gens aiment sentir qu’ils gagnent », explique Eric Dresselhuys, Vice Directeur Général à Silver Spring Networks. Silver Spring est une société rivale d’Opower, qui a créé une interface en ligne pour que les utilitaires électriques soient connectés à leurs clients, et pour que les clients soient connectés entre eux. On peut la comparer à Mint.com pour ce qui concerne l’utilisation de l’énergie domestique, aussi bien en termes d’apparence que dans sa capacité à gérer et à modifier le comportement par Internet ou par l’application d’un smartphone. Avec la possibilité de réduire chaque mois sa consommation d’énergie et de comparer l’information avec des amis et voisins, la solution de Silver Spring, tout comme Opower, a les aspects d’un jeu social qui en constitue tout l’attrait et génère son succès.
« Les clients se disent : « Je veux gagner, je veux penser que j’agis pour mon bien », dit Dresselhuys. « Aujourd’hui, je ne peux pas savoir si je gagne ou pas. Je pourrais bien être le plus grand perdant de ma communauté, ou je pourrais être dix fois plus efficace que quiconque. Je n’ai pas le contexte nécessaire pour pouvoir évaluer ce que je fais. »

Non seulement cette technologie peut permettre aux consommateurs d’être gagnants par un jeu de compétition entre eux, mais une approche sociale de comptage les sensibilise également aux impacts réels de leurs attitudes quotidiennes. Lorsqu’ils ont plus d’informations à leur disposition, ils sont donc en mesure de prendre de meilleures décisions dans ce sens, et de partager cette connaissance en toute confiance. « Vous avez sans doute une idée assez exacte de combien vous faites de kilomètres au litre avec votre voiture. Mais vous n’avez sans doute pas idée de ce que représente un kilowatt par heure d’électricité dans votre foyer », explique Dresselhuys. « Voire, si vous êtes comme la majorité des gens, vous ne savez même pas ce qu’est un kilowatt par heure…L’aventure de l’énergie toute entière reste un peu comme une boîte noire. »

Les médias sociaux peuvent améliorer l’efficacité de la consommation d’énergie dès maintenant

Silver Spring, Opower et des concurrents comme Tendril ou eMeter, sont des sociétés bâties sur la prémisse que les compteurs de Smart Grid et les médias sociaux peuvent aider les consommateurs à économiser sur leurs factures d’électricité. Mais il existe encore bien d’autres moyens pour que les communautés en ligne puissent modifier leurs habitudes de consommation d’énergie, sans pour autant posséder tout un équipement sophistiqué.

Élue « Meilleure Idée du Millénaire » au concours GE Écomagination, la start-up Welectricity fonctionne sur le fait que les utilisateurs enregistrent l’information contenue dans leurs factures mensuelles d’électricité dans un instrument du site qui produit un graphique. Welectricity sort alors un relevé des habitudes de consommation, opposées aux différentes sortes d’appareils identifiés dans la maison, produit des statistiques et des tableaux sur les tendances de l’usager, et suggère des moyens pour réduire ses factures d’électricité. Welectricity rend aussi possible aux utilisateurs d’inclure leurs amis dans ce processus au travers de leur portail en ligne.
Son fondateur, Herbert Samuel, dit de Welectricity qu’elle permet d’économiser l’énergie de deux manières: d’une part, le service offre la possibilité de réduire sa consommation d’électricité, et d’autre part, il n’est plus besoin de produire de nouveaux compteurs d’énergie, ni de les transporter. Actuellement, Welectricity a des utilisateurs dans 66 pays, et sans cesse davantage arrivant en ligne. Earth Aid, une société qui a l’objectif similaire d’aider les ménages à réduire et à comparer leurs consommation d’énergie, tout cela sans la nécessité d’un nouvel équipement ou de compteurs, vient juste de recevoir la somme de 4 millions de dollars du fonds Séries A.

L’avenir

Dans l’avenir, il faut s’attendre à ce que le Smart Grid devienne de plus en plus social, avec des start-up qui trouvent les moyens d’utiliser les plateformes de réseaux sociaux telles que Facebook et Twitter, tout en communiquant sur des problèmes privés et de sécurité. Tenrehte, basé à Rochester dans l’état de New-York, a inventé la prise Smart Picowatt, un dispositif qui contrôle la consommation d’énergie d’un instrument et relaie l’information par le biais d’un signal Wifi. Ce qui est réellement extraordinaire à propos de ces prises de communication, c’est qu’elles permettent aux utilisateurs de contrôler leurs appareils électriques au travers d’une application Facebook. « Lorsqu’il y a convergence entre les médias sociaux et le phénomène actuel de développement technologique, c’est là que les choses évoluent réellement. », a déclaré la fondatrice de Tenrehte, Jennifer Indovina. « Nous n’en sommes pas encore là. », ajoute-t-elle.

Et Indovina de citer les problèmes de sécurité du réseau et de normes opérationnelles comme étant les deux obstacles majeurs. Mais ça ne sera pas toujours le cas. Et bien qu’elles se soient plutôt montrées discrètes jusque-là, certaines des plus grandes sociétés internationales ont déjà pénétré le champ du contrôle de la consommation d’énergie domestique. Microsoft a lancé une initiative appelée « Hohm » en 2009, et Google a créé un dispositif de contrôle de l’énergie domestique appelé « TED 5000 », un acronyme du « Détective d’Énergie ». Auxquels viennent s’ajouter les applications remarquées d’Apple en mai 2009, en faveur d’un « Contrôle Intelligent de l’Électricité » et d’un « Port de communication intelligent connecté à l’électricité », signant ainsi son entrée dans la mêlée du comptage Smart. Quelle que soit la forme que cela prendra, on doit s’attendre à ce que le concept du réseau social soit au cœur des initiatives à venir.  

Les dernières estimations montrent que 77,3% des Américains ont accès à internet, mais que 99,9% d’entre eux ont l’électricité. À mesure que le Smart Grid touche de plus en plus de foyers américains, on va réellement produire un réseau social qui va gagner l’ensemble du territoire, ce qui sera assez inouï.

 C.C.

D’un point de vue général, les deux régions du monde (à savoir États-Unis et Europe) ont commencé à les mettre en place de manières distinctes : au moyen d’un réseau sans fil pour l’Amérique du Nord et au moyen d’un transport par lignes à haute tension (PLC) en Europe. L’émergence de solutions telles que le réseau par fréquences radio (FR) applicable en Europe va, cependant, sans doute conduire à un alignement des initiatives européennes et nord-américaines quant aux Smart Grid.

Des problématiques locales font certes diverger l’Angleterre de la France et l’Italie de l’Allemagne, mais ici nous nous limiterons aux standardisations communes aux pays de l’UE et sur la façon dont ces caractéristiques divergent des implémentations de Smart Grid nord-américaines. Ces divergences peuvent être résumées en trois catégories : technologiques, opérationnelles et politiques.

D’un point de vue technologique, les normes et les organismes de réglementation dont relève le Smart Grid sont différents aux États-Unis et en Europe. Les normes les plus significatives sont les suivantes :

• Normes de comptage : En Amérique du Nord, les normes qui concernent le comptage sont gérées et légiférées par l’Institut National Américain des Standards (ANSI). Cet organisme détermine les facteurs de forme des compteurs électriques, les spécificités de métrologie et de précision du comptage, ainsi que la performance requise et les essais de sécurité des compteurs. Les normes européennes sont définies par la Commission Électrotechnique internationale (CEI) et la Directive sur les Instruments de Mesure (MID). Les différences de normes n’affectent pas l’architecture générale des Smart Grid, mais elles créent des exigences variées sur les deux produits en Europe et aux États-Unis.

• Normes de communications : La plupart des systèmes de Smart Grid nord-américains utilisent une combinaison d’adressage de TCP/IP et des communications avec les compteurs qui utilisent les communications C12.18 et C12.22 de l’ANSI. L’équivalent européen utilise aussi la combinaison TCP/IP, ce qui crée une standardisation d’architecture solide entre les solutions nord-américaines et européennes. Les compteurs européens, cependant, ont pour particularité d’utiliser des communications IEC, qui incluent la série de normes DLMS/COSEM, si bien que certaines parties du software et les éléments de communications de bas niveau sont différents aux États-Unis et en Europe.

• Normes sur l’émission radio : En Amérique du Nord, les réseaux sans fil entre les compteurs d’électricité l’ont très largement emporté. C’est en partie en raison des régulations flexibles autour de l’usage public, les bandes de communications radio non-autorisées étant régulées par la Commission Fédérale des Communications (FCC). Les régulations européennes sont quelque peu différentes : les communications dans la bande non-autorisée 2.4 GHz sont restreintes à un niveau d’électricité moins élevé et doivent utiliser la fréquence – ou la chaîne – en attendant que ces technologies soient déclarées valables par l’UE. Cela a retardé l’introduction de la technologie du réseau sans fil en Europe, et c’est l’une des raisons pour lesquelles le transport par lignes à haute tension et les communications cellulaires digitales y ont été plus populaires.

Sur le plan opérationnel, les usages européens se distinguent de façon très nette de leurs équivalents nord-américains. Dans bien des cas, les compteurs des sociétés européennes ne sont relevés qu’une seule fois par an, et le reste du temps par les consommateurs eux-mêmes. Ce qui fait défaut aux sociétés européennes quant à la précision des données de consommation d’énergie, est compensé par des coûts substantiellement moindres dédiés au relevé des compteurs. Lorsque de nombreux utilisateurs nord-américains considèrent le passage au relevé automatique des compteurs comme une réduction de taille dans le coût opérationnel, les européens refusent d’endosser un tel coût. De plus, l’introduction de l’air conditionné en Europe est à mille lieues d’être aussi massive qu’aux États-Unis. Cela a pour conséquence que la réduction de la consommation la plus élevée et celle des coûts de relevé de compteurs allègent considérablement les sociétés de l’UE par rapport à leurs homologues nord-américains. Les sociétés européennes ont par conséquent deux soucis opérationnels moindres, et les économies opérationnelles associées à l’implémentation d’un Smart Grid nord-américain souvent ne sont pas présentes dans l’UE.

Concernant les aspects politiques, le Smart Grid a trouvé jusqu’ici plus de soutien en Amérique du Nord qu’en Europe. Les avantages d’une politique solide en la matière ne doivent pas être sous-estimés. L’Ontario, au Canada, possède sans doute le Smart Grid le plus développé au monde avec plus d’un million de compteurs installés et lecteurs de donnés. Il ne serait pourtant pas dans une telle posture sans l’adoption en 2006 de la Loi sur la Responsabilité en matière de Conservation de l’Énergie, qui a rendu obligatoire l’installation de compteurs dans toutes les sociétés et dans tous les ménages pour 2010. Aux États-Unis, des initiatives comme la Loi sur l’Indépendance et la Sécurité Énergétiques de 2007, ont engendré des directives et des obligations quant à l’adoption du Smart Grid, que viennent désormais encore renforcer les mesures incitatives de la Loi sur la Relance et le Réinvestissement aux États-Unis. Côté politique, les États-Unis et le Canada vont continuer à développer le Smart Grid sans obligation nationale centralisée. La conséquence en est que certains états et provinces progressent plus rapidement que d’autres. L’UE, en revanche, dirige les choses de façon centralisée à travers les recommandations de la Plateforme Technologique des Smart Grid Européens pour des Réseaux Électriques d’Avenir. Elles consistent à installer des compteurs de Smart Grid dans 80 % des foyers d’ici 2020.

Chaque pays conservera son autonomie pour mettre cela en place, mais l’objectif à atteindre est clair. Le résultat, c’est que tous les pays de l’UE vont se montrer très offensifs à court terme dans le développement de programmes pilotes de Smart Grid, même si les implémentations à grande échelle ne sont pas pour tout de suite. L’Europe est en avance sur l’Amérique du Nord en matière de développement et d’utilisation de l’énergie renouvelable, et elle va en récolter tout le fruit lorsque cette énergie pourra être incorporée à de vastes réseaux de Smart Grid.

Alors que les avantages opérationnels pour les entreprises européennes ne sont pas aussi flagrants qu’en Amérique du Nord, les soucis liés au climat et à l’environnement vont néanmoins dans le sens du développement du Smart Grid européen. La technologie est le point sur lequel l’Amérique du nord et l’Europe vont commencer à converger, surtout avec des solutions par réseaux FR. Nous assistons d’ores et déjà à des développements de réseaux et Irlande et en Angleterre et considérons ces initiatives comme le début d’une standardisation technologique entre l’Amérique du Nord et l’Europe. 

R.C.

Le véhicule électrique, une idée pas si révolutionnaire

Du 19^e à la fin du 20^e siècle, divers modèles ont été expérimentés et ont tenté de rivaliser avec les véhicules thermiques. L’échec a été à chaque fois au rendez-vous, en raison du manque de capacité des batteries et donc de la faible autonomie de ces véhicules, comparé à celle des véhicules thermiques. Cela a prouvé que la polyvalence et l’autonomie étaient au centre des enjeux du développement des véhicules. Le développement des projets en matière de véhicule électrique peut s’expliquer tout d’abord par les objectifs environnementaux fixés dans les cadres européen et national pour lutter contre le changement climatique, visant notamment à diminuer les émissions de CO₂. Par ailleurs, l’industrie automobile est en crise au plan européen et a besoin d’être rénovée. La voiture électrique apparaît alors comme un levier de relance et de modernisation. Enfin, la maturité technologique de la batterie Lithium-ion ouvre des perspectives pour le développement à grande échelle du véhicule électrique. Jusqu’à présent, le frein essentiel au développement du véhicule électrique était la batterie dont la capacité était insuffisante.

En 2020, cet engouement pour le véhicule électrique va entraîner une consommation de 4 à 5 TWh d’énergie électrique pour 2 millions de véhicules électriques, soit presque toute la production d’un réacteur nucléaire. Il est donc essentiel d’anticiper la problématique de la recharge, bien en amont du développement des véhicules électriques et hybrides rechargeables. En outre, l’une des conditions essentielles au succès du véhicule électrique réside dans le système développé pour l’infrastructure de recharge des batteries.
Enfin, l’arrivée du véhicule électrique bouleverse le panorama des constructeurs automobiles et se pose en accélérateur des réflexions relatives à l’aménagement du territoire urbain.
 

Les infrastructures de recharge : une nécessité

L’arrivée des véhicules électriques et le développement des infrastructures de recharge soulèvent de nombreuses questions quant à leur financement et la nécessité de la normalisation de la prise et des bornes de recharge. Dans la mesure où les véhicules vont devenir de plus en plus communicants, il faut aussi réfléchir aux informations qui seront transmises par le véhicule électrique au réseau électrique lors de la recharge et au choix du fournisseur pour les recharges dans les parties communes privatives et dans l’espace public. Enfin la recharge aura forcément un impact sur la courbe de charge et il est indispensable de l’anticiper pour éviter un renforcement trop important des réseaux électriques, dans un contexte où le comportement statistique du consommateur vis-à-vis de sa voiture électrique n’est pas connu.

La nécessité d’un maillage national

La recharge du véhicule électrique nécessite l’installation de bornes de recharge sur l’ensemble du territoire national, tant en domaine privé que public. Ce parc de bornes est appelé « infrastructure de recharge ». L’article 57 de la loi du 12 juillet 2010 (dite loi Grenelle II) a donné une impulsion réglementaire au déploiement de l’infrastructure de recharge du véhicule électrique : elle en impose l’équipement d’une partie des emplacements dans les parkings, de tout ensemble d’habitations ou tout bâtiment à usage tertiaire. Dans l’attente des décrets qui permettront l’application de ces dispositions à partir de 2012, l’équipement du parc dépend de l’implication des acteurs. Ainsi, pour ce qui concerne la voie publique, quatorze agglomérations sont parties prenantes d’une charte de déploiement signée en avril 2010 pour une mise en place significativement dense dès le second semestre 2011.
Les coûts de ce déploiement ont été estimés à quelques milliers d’euros par borne de recharge normale en parking public ou en voirie (3 ou 6 kW). Ils pourraient se monter à plus de 20 000 euros pour une borne de recharge rapide (22 ou 43 kW). En garage privé, le prix de l’équipement du point de charge pourrait s’élever à quelques centaines d’euros. Selon le ministère de l’Écologie, cela pourrait donc représenter un coût total de 10 milliards d’euros.
Chargés d’acheminer l’énergie jusqu’aux points de recharge, les gestionnaires de réseaux publics de distribution d’électricité seront mis à contribution à hauteur de 1 à 2 milliards d’euros, répartis de 2010 à 2025. Cette part notable des coûts globaux est due à la réglementation actuelle. En effet, les demandeurs des raccordements des points de recharge ne paient qu’une partie du coût des ouvrages de raccordement, d’une part, et ne paient pas le renforcement du réseau, d’autre part : ces coûts sont portés par le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE), payé par l’ensemble des consommateurs d’électricité.
 

La recharge : la borne et les prises

Pour la recharge des véhicules électriques, deux modes s’opposent – ou se complètent : le branchement du véhicule à une borne électrique permettant une recharge lente ou rapide et l’échange de la batterie en station-service. Ce second mode, communément appelé QuickDrop, est principalement défendu par un industriel, Better Place. Dans le contexte actuel d’intense concurrence entre les fabricants de batteries, il n’est pas retenu comme option prioritaire par les pouvoirs publics français ni par les fabricants d’automobiles. En outre, le système de QuickDrop présente un défaut majeur par son besoin important d’immobilisation de capital pour le stock de batteries dans les stations de recharge.

Pour autant, la recharge de véhicules électriques en borne fixe doit encore faire l’objet de nombreuses décisions avant de se présenter sous une forme commune. Pour des raisons de puissance de recharge et de sécurité de l’utilisateur, le système retenu ne pourra pas reposer sur une prise standard. Des options divergentes peuvent encore être retenues, comme le type d’alimentation (en courant continu ou alternatif), le niveau de sécurité vis-à-vis du risque électrique, divers aspects relatifs à la puissance de la recharge rapide ou encore … la forme des prises !
L’enjeu est de taille pour les industriels et autres équipementiers : certaines technologies existantes pourraient être employées, évitant ainsi de nouveaux coûts de développement. Une quinzaine d’acteurs majeurs – dont les Français Schneider Electric, Legrand, SagemCom, FCI, Nexans ou Maréchal – se sont fédérés au sein d’une association, EV Plug Alliance, pour peser sur les orientations des organismes normalisateurs autour de la définition de la prise située à l’extrémité amont du cordon de recharge.
Un groupe de travail franco-allemand de haut niveau a travaillé sur la normalisation de la recharge et a remis des conclusions aux gouvernements français et allemand en février 2010. Depuis le 29 juin 2010, ce sont trois organismes européens de normalisation, le CEN, le CENELEC et l’ETSI, qui préparent les normes manquantes : un mandat – qui porte le numéro M468 – leur a été donné par la Commission européenne, avec une remise du rapport prévue au premier semestre 2011.

La fourniture de l’énergie

La recharge du véhicule électrique produit un triple effet :

• Pour un foyer moyen, un véhicule électrique qui parcourrait de 15 000 à 20 000 kilomètres par an engendrerait une consommation d’environ 2 MWh par an, soit une hausse d’environ 50 % de sa consommation d’électricité ;

• Pour le système électrique national, il s’agit d’un surcroît de consommation d’environ 2 TWh par an et par million de véhicules (cela représente environ 1 % du total soutiré sur les seuls réseaux de distribution en basse tension (BT) en France, et environ 0,4 % de la production française d’électricité) ;

• Pour les fournisseurs d’énergie électrique, c’est un marché supplémentaire, par transfert « de la pompe à essence à la prise ».

Les modalités de ce nouveau marché n’ont pas encore de contours précis. À ce jour, l’article 57 de la loi du 12 juillet 2010 prévoit que les opérateurs d’infrastructures publiques de recharge puissent revendre l’énergie électrique. Elle prévoit aussi que les points de recharge situés dans les copropriétés puissent venir en décompte de la consommation des parties communes. Toutefois, des études devront être menées par la CRE ou les pouvoirs publics pour intégrer ces dispositions dans les mécanismes du marché de la fourniture d’électricité. Ainsi, il sera nécessaire de s’interroger sur l’emplacement du compteur électrique (dans le véhicule ? dans la borne ? en amont de la borne ?) et sur l’opportunité de déroger aux règles de fourniture en vigueur ou de conserver un droit à choisir son fournisseur d’électricité en tout lieu. Plus particulièrement dans ce dernier cas, la livraison d’énergie au point de recharge devra faire l’objet d’échanges d’informations, tant sur le prix et la quantité d’énergie livrée que le moment et la puissance de la livraison. Certaines des modalités de ces échanges, ainsi que l’origine de l’information (le véhicule ? la borne ?) devront encore être arrêtées. Les informations concernées seront destinées aux différentes facturations des services fournis, mais aussi à un éventuel pilotage de la recharge pour mieux insérer le véhicule électrique dans le système électrique, avec les technologies de Smart Grids.
 

Le développement du marché du véhicule électrique

En quelques années, les grands groupes automobiles se sont lancés dans le développement de moteurs électrique et hybride, comme le prouve la multiplication de modèles exposés lors du Mondial de l’automobile. Une classification de ces nouvelles catégories de voitures peut être établie :

• tout électrique : du petit modèle à l’utilitaire, en passant pas les berlines ;

• hybrides : les moteurs électriques assistent les moteurs à essence ou diesel et réduisent leur consommation dans les systèmes « micro hybrides » (fonctionnement Stop&Start), « mild hybrides » et « full hybrides » ;

• hybrides rechargeables : elles associent deux modes de génération d’énergie : un moteur thermique et une batterie.

Renault, Peugeot, Citroën et Toyota, ainsi que les constructeurs allemands, préparent les modalités de commercialisation des véhicules électriques dès la fin 2010 et des premiers véhicules hybrides rechargeables à partir de la fin 2012. Dans quelques semaines, la Nissan Leaf, les Renault ZE, les Ion et C-Zero de PSA, la Bluecar de Bolloré, etc. vont être commercialisées. Les volumes représenteront dans un premier temps un faible pourcentage du marché total de l’automobile : PSA Peugeot Citroën espère vendre 11 000 véhicules électriques en Europe d’ici la fin 2011 et 100 000 unités au total d’ici à 2015. Renault estime que 2 millions de voitures électriques seront commercialisés en France en 2020 et qu’elles correspondront à 10 % des ventes mondiales tandis que la Commission européenne est plus mesurée : elle prévoit 1 à 2 % des ventes en Europe en 2020.

Quel modèle économique ?

Le développement de ces véhicules a un fort impact sur le marché de l’automobile et en encourage le développement de la recherche sur l’efficacité énergétique de toutes les catégories de véhicules thermiques et hybrides. Ces nouvelles réflexions autour de la voiture électrique permettent de progresser vers une conception optimale des véhicules et influencent l’industrie automobile dans sa globalité. Des travaux de recherche sur l’allègement des véhicules, sur la manière de récupérer l’énergie au freinage ou sur la limitation de consommation des périphériques, tels que la climatisation, sont en effet menés pour que les nouvelles batteries gagnent en autonomie. Le silence de fonctionnement des moteurs est une nouveauté et requiert de diminuer les bruits générés par les pneumatiques pour, par exemple, apporter plus de confort au conducteur.
Les constructeurs automobiles pourront également ajouter de nouveaux services liés à la batterie et à la maîtrise de la charge. Les équipementiers, tels que Valeo et Michelin, développent de larges gammes de technologies innovantes et adaptées aux besoins des constructeurs, destinées à accroître l’autonomie de ces véhicules, contribuant ainsi à la réduction des émissions CO₂.

Le prix sera un élément clé. Peugeot a annoncé un système de location à 499 euros par mois tout compris, bonus écologique de 5 000 euros compris, tandis que Renault cherche à présenter des prix concurrentiels grâce à des productions en grande série. Il souhaite proposer un véhicule électrique au même prix qu’un modèle diesel équivalent, tout en poussant l’utilisateur à louer la batterie pour un prix mensuel équivalent aux dépenses de carburant d’une voiture thermique.
 

La batterie, un enjeu décisif pour le développement des véhicules électriques

La batterie représente un enjeu crucial pour l’industrie automobile. Igor Czerny, directeur de la mobilité électrique d’EDF, rappelle que « la voiture électrique, c’est une batterie, encore une batterie, et surtout une batterie ». En raison de l’abondance du lithium, les batteries Lithium-ion équipent la plupart des véhicules électriques.

Depuis les véhicules électriques des années 1990 à 2000, les caractéristiques des batteries ont fortement progressé. Pour un même poids et un volume similaire, la quantité d’énergie disponible a été multipliée par deux. L’autonomie des véhicules électriques atteint actuellement les 150 kilomètres pour une charge (trois fois moins qu’un moteur thermique). Cela est suffisant pour les trajets quotidiens des Français (aux alentours des 40 kilomètres par jour en moyenne), mais pas assez pour faire de longs trajets.

La durée de vie, facteur essentiel, a elle aussi fortement progressé, les batteries permettant de parcourir jusqu’à 200 000 kilomètres et supportant plus de 1 000 cycles de charge avant d’être remplacées. Cependant, avec un prix de 12 000 euros, la batterie coûte près de la moitié de la  voiture, ce qui a pour conséquence d’afficher des tarifs exorbitants. Ce prix devrait décroître proportionnellement aux volumes produits par des usines spécialisées.
Le développement des véhicules électriques et hybride coïncide avec la généralisation de systèmes informatiques embarqués de plus en plus perfectionnés. Ceux-ci permettent un transfert d’information entre chaque composant et se retrouvent logiquement dans les nouvelles gammes électriques des constructeurs.
De plus, les technologies d’information et de la communication sont de plus en plus utilisées pour proposer des services innovants autour du véhicule. Le développement de la navigation par satellite, l’augmentation des débits des accès Internet 3G et des fréquences associées, ainsi que l’utilisation massive des Smartphones ont transformé l’automobile en un objet véritablement communicant. Appliquées aux véhicules électriques et hybrides, de nouvelles fonctionnalités ont pu voir le jour, comme la localisation des points de charge, l’indication du trafic en temps réel ou l’aide à « l’éco-conduite » pour réduire la consommation d’énergie. Par exemple, EDF, associé à Toyota pour un test en conditions réelles de Prius hybrides rechargeables à Strasbourg, a développé une application permettant aux conducteurs de rechercher les bornes de charge, de localiser celles qui sont à proximité et indique leur disponibilité.

Sources :  CRE

Voir le dossier complet de la CRE sur les véhicules électriques

Un environnement favorable

La France est un lieu privilégié pour le développement du véhicule électrique puisque le gouvernement français incite au développement à grande échelle du véhicule à travers différentes mesures telles que la subvention de 5 000 euros pour l’achat d’un véhicule produisant moins de 60 grammes de CO₂/km. Concrètement, en l’état actuel de l’offre automobile, seuls les véhicules électriques répondent à ce critère. Dans le cadre du plan de relance, le gouvernement incite à l’achat de 50 000 véhicules électriques à usage professionnel. De plus, le « mix énergétique » français est faiblement carboné du fait de la prédominance de l’énergie nucléaire dans la production d’électricité. Le développement des véhicules électriques en France peut donc contribuer à la réduction des émissions de CO2, compte tenu de la manière dont est produite l’électricité, à la condition que la recharge des véhicules électriques n’intervienne pas en période de pointe, au cours de laquelle il est fait appel à des centrales thermiques plus polluantes.

Le ministère du Développement durable a présenté, le 1er octobre 2009, le plan du Gouvernement pour le développement des véhicules électriques et hybrides rechargeables. L’objectif est de mettre en circulation 2 millions de véhicules de ce type et 4,4 millions de points de charge d’ici à 2020 en France. A horizon 2025, ce sont 4,5 millions de véhicules et 9,9 millions de véhicules qui sont prévus. Il est nécessaire de déployer les premières infrastructures de charge afin de faciliter les recharges des premiers véhicules électriques mis en circulation. En complément à la recharge privée, un réseau de 60 000 à 75 000 points de recharge accessibles au public sera développé d’ici à 2015, porté à quatre millions de points de recharge privée et 400 000 points de recharge publique en 2020. Ces infrastructures de recharge coûteraient 10 milliards d’euros, dont 1,5 milliards de renforcement des réseaux électriques à la charge des gestionnaires de réseaux.

200 millions d’euros sont  consacrés au véhicule décarboné dans le cadre du Programme de recherche et d’innovation dans les transports terrestres 4 (le PREDIT s’étend de 2008 à 2012 et vise à la fois le développement de technologies, de services, et des connaissances et outils pour les politiques publiques), 80 millions d’euros ont déjà été engagés pour le véhicule électrique dans le cadre du fonds démonstrateur de l’ADEME et 750 millions d’euros ont été prévus dans le Grand emprunt pour poursuivre le développement des véhicules décarbonés. Au-delà du soutien à la recherche et au développement, l’Etat favorise le développement industriel de la filière des véhicules décarbonés, dont les batteries. Aussi, e Gouvernement pilote différentes actions visant à favoriser, en matière de production et d’utilisation des batteries, l’écoconception, le tri et la valorisation des déchets, la dépollution et le recyclage. Une usine de batteries sera créée par Renault à Flins, en partie financée par l’Etat.
Quatorze agglomérations pilotes se sont déjà engagées à déployer des infrastructures de recharge dès 2010 : Bordeaux, Grenoble, Rennes, Nice, Angoulême, Aix-en-Provence, Orléans, Paris, Rouen, Strasbourg, Le Havre, La Rochelle, Le Grand Nancy et Monaco.

Une nouvelle idée de la ville ?

Projet de ville intelligente (Nissan), le véhicule électrique semble promis à un brillant avenir. Même si l’autonomie des véhicules, de l’ordre de 150 kilomètres, a fortement progressé du fait des progrès technologiques de la batterie, elle demeure encore limitée. Le véhicule électrique va donc naturellement trouver des débouchés auprès d’utilisateurs qui réalisent des trajets courts, dans un périmètre restreint équipé d’une borne de recharge. Star du mondial de l’automobile 2010, le véhicule électrique a en effet trouvé son public essentiellement auprès d’entreprises qui souhaitent remplacer ou constituer une flotte de véhicules à usage professionnel.
La ville est, tout au moins dans un premier temps, la terre d’élection pour ce véhicule et ce nouveau type de mobilité.

Ce nouveau mode de déplacement ne semble pas uniquement devoir remplacer les véhicules thermiques, mais constitue l’objet technique à partir duquel une nouvelle mobilité en rupture avec le modèle de la voiture particulière thermique pourrait émerger. Dans un contexte de congestion croissante des villes qui engendre des difficultés à circuler et à stationner et compte tenu de l’augmentation de la pollution, se développent les concepts de multimodalité et d’autopartage. La multimodalité consiste à proposer, à côté des transports en commun, un nouveau mode de déplacement fondé sur l’utilisation de véhicules en libre-service. L’autopartage, dont le principe est d’emprunter une voiture pour une courte durée après réservation par Internet ou serveur vocal, se développe dans toute la France. L’un des projets d’autopartage les plus emblématiques est Autolib. Le projet Autolib prévoit de mettre à disposition 3 000 véhicules électriques dans 1 000 stations dont 700 à Paris à partir de l’automne 2011. Ce mode de transport, qui évite les contraintes et les coûts liés à la détention en propre d’un véhicule, a d’autant plus d’avenir que les véhicules électriques sont pour le moment peu plébiscités par les particuliers, compte tenu de l’autonomie limitée, du faible nombre de bornes de recharge disponibles et du coût important d’achat du véhicule. Ce mode de transport à partir d’un véhicule non privatif faisant partie d’un parc détenu et gérer par une collectivité publique, mais dont l’usage est individuel, est tout à fait innovant et témoigne du fait que le véhicule électrique est un objet à la limite du domaine public et du domaine privé.

La voiture électrique, qui devient un élément du mobilier urbain, est un défi en termes d’aménagement du territoire. En effet, le développement des véhicules électriques dans les villes nécessite la construction d’infrastructures de recharge. Les véhicules et de leurs bornes de recharge vont constituer un nouveau réseau qu’il faut parvenir à intégrer dans la ville où se superposent et s’entrecroisent déjà un certain nombre de réseaux (routiers, ferrés, etc.). Pour concevoir ce réseau, il va falloir anticiper les usages pour installer les bornes de recharge aux endroits adéquats et renforcer les réseaux en conséquence, pour créer des places de parking qui permettent la recharge des véhicules, pour mettre en place des systèmes incitant au développement de l’usage de ces véhicules (exemple : parking gratuit…). Les collectivités territoriales ont un rôle important à jouer pour accompagner le développement d’une nouvelle mobilité décarbonée qui découlera du déploiement du véhicule électrique et qui pourra conduire à la constitution de « villes durables », pensées pour lutter contre le réchauffement climatique.

Le compétition avec les moteurs thermiques

A l’heure actuelle, le véhicule thermique est très largement représenté et son moteur peut encore s’améliorer. Les efforts réalisés par les constructeurs permettent en effet d’avoir des moteurs moins polluants mais toujours plus performants :

• en économisant le carburant : stopper automatiquement le moteur lors de l’arrêt au feu rouge, récupérer l’énergie cinétique  au freinage… ;

• en généralisant l’installation de filtres à particules sur tous les véhicules légers neufs à partir de 2011 ;

• en utilisant des énergies plus propres : carburants moins polluants, biocarburants, GPL… ;

Ces améliorations de l’efficacité énergétique des moteurs thermiques peuvent faire concurrence au développement des véhicules électriques et la mutation vers l’électricité va ainsi se faire très progressivement. De plus, les véhicules hybrides rechargeables rivaliseront avec les véhicules électriques puisqu’ils sont libérés des contraintes liées à l’autonomie et à la recharge.

Bien que l’utilisation de  l’énergie électrique soit plus propre que celle de l’essence, les systèmes d’exploitation pour fournir de l’électricité ne sont pas encore tous sans émettre de CO2. L’équation entre l’émergence des véhicules électriques, facteur de l’efficacité énergétique, et l’intégration des énergies de sources renouvelables est encore à résoudre, afin d’éviter d’utiliser les centrales thermiques pour compenser les pics de consommation engendrés par un rechargement simultané des véhicules électriques. Pour que le véhicule électrique soit une réussite, il est nécessaire que le consommateur s’approprie cette nouvelle manière de consommer le véhicule. Selon Schneider Electric, recharger le véhicule n’est qu’une question d’habitude à prendre « ce n’est pas un comportement, mais des comportements qui sont à inventer par le consommateur ». Par son implication et sa demande, le consommateur créera la dynamique et l’offre en matière de bornes électriques. Enfin, rendre le réseau intelligent et communicant, en développant les Smart grids, est l’ambition de toutes les entreprises concernées par la voiture électrique, comme les fournisseurs d’électricité, les concepteurs des bornes électriques et les constructeurs automobiles.

Sources :  CRE

Voir le dossier complet de la CRE sur les véhicules électriques

Depuis 1999, date de la première ouverture partielle du marché de l’électricité en France, et depuis le 10 février 2000, date de parution de la première loi organisant le marché de l’électricité, dite loi relative à la modernisation et au développement du service public de l’électricité (loi 2000-108), les notions de distributeur, de fournisseur d’énergie, de gestionnaire de réseau se sont largement clarifiées, stabilisées et il est aujourd’hui intéressant de détailler le puzzle que constitue ce marché ouvert. Ce dossier propose un zoom sur les réseaux de distribution et le gestionnaire de réseau de distribution, le second thème apportant la dynamique du fonctionnement au premier thème plus descriptif et statique.

Les réseaux de distribution sont essentiellement définis par deux éléments : leurs limites amont et aval et leur consistance.

Les missions du gestionnaire de réseau définissent la façon dont le réseau va vivre et s’articuler avec le monde qui l’environne.

L’exercice de ces missions suppose des moyens techniques spécifiques qui sont présentés.

Contrairement à la période 1946-2000, où les textes législatifs traitant de la distribution de l’électricité étaient peu nombreux, la période écoulée depuis 2000 a vu successivement cinq lois votées, accompagnées de leurs décrets d’application.

Au-delà des questions d’organisation du marché de l’électricité, la période actuelle est marquée par de profonds changements :

• les orientations données en matière de politique énergétique (directive européenne 2001/77/CE : objectif 22,1 % d’électricité produite à partir de sources d’énergies renouvelables) induisent une croissance de la production d’électricité à partir de sources renouvelables, via des installations généralement raccordées sur les réseaux de distribution (éolien, photovoltaïque). Le raccordement de ces dernières fait l’objet des dossiers [D 4 241] et [D 4 242] ;
• les attentes sociétales en matière d’environnement croissent et impactent le développement de réseau (problématique de l’enfouissement, cf. dossier [D 4 225]) et la conception des matériels ;
• la sûreté d’alimentation devient un sujet de préoccupation européen notamment depuis l’incident européen de novembre 2006 et la contribution des réseaux de distribution à la sûreté générale du système est bien identifiée ;
• les tempêtes subies dans la dernière décennie ont mis en exergue la fragilité des infrastructures face aux aléas climatiques et ont poussé le pouvoir politique à promouvoir les investissements en vue de renforcer mécaniquement les réseaux (cf. dossier [D 4 210]) ;
• les évolutions techniques sont marquées par l’emprise croissante de l’informatique et des automatismes en appui aux équipements électrotechniques traditionnels : le réseau devient intelligent.

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Dans le dossier [C 3 750v2] nous avons plus particulièrement étudié les différentes applications de l’énergie électrique dans les bâtiments.

Ici sont abordés les aspects liés à la mise en œuvre :

• les principes de distribution et de protection des personnes et des biens ;
• les différents schémas de liaison à la terre du neutre ;
• le choix des canalisations ;
• l’évaluation des besoins en énergie électrique ; 
• la qualité de l’énergie.

Ce dossier traite aussi des règles particulières pour les locaux d’habitation et les établissements recevant du public.

La distribution de l’énergie par le réseau de distribution public y est abordée, tant pour le dimensionnement des ouvrages électriques, que pour le dimensionnement du génie civil, les règles détaillées sont dans le dossier [D 5 049].

La communication dans les locaux d’habitation y est abordée pour le dimensionnement des gaines et locaux opérateurs. Ces sujets sont traités plus complètement dans les dossiers [D 5 041] à [D 5 048].

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Les activités énergétiques de l’humanité ont atteint un niveau tel qu’elles perturbent significativement l’environnement et rendent nécessaire de reconsidérer nos ressources, notamment en faisant apparaître la part des renouvelables qui, par nature, nous permettent de mieux envisager un réel développement durable. Ce dossier nous amène à constater que les ressources renouvelables (provenant du soleil, du noyau terrestre et des phénomènes de marées) constituent un gisement extrêmement abondant ; par exemple, l’ensemble de nos consommations primaires représente environ une heure de rayonnement solaire capté par l’ensemble de la planète. Une partie très largement suffisante pour satisfaire les besoins de l’ensemble de l’humanité est aisément accessible avec des perspectives de durabilité sans commune mesure avec nos ressources actuelles (qui sont à plus de 80 % d’origine non renouvelable). Cependant, les ressources renouvelables ont deux spécificités qui perturbent nos habitudes :

• d’une part, elles sont peu concentrées (ou encore dispersées) et nécessitent généralement des infrastructures de conversion à plus petite échelle ;
• d’autre part, la majeure partie de ces ressources est fluctuante, ce qui requiert des changements importants notamment dans les systèmes de conversion qui doivent alors intégrer du stockage, mais également dans la façon de consommer.

Après une brève présentation des enjeux et des ressources énergétiques ainsi qu’une analyse de la consommation mondiale et française, la place de l’énergie électrique est tout particulièrement examinée tant en ce qui concerne ses modes de production que sa consommation, mais également eu égard à ses émissions de gaz à effet de serre. Enfin, un bilan comparatif des moyens de production d’électricité par les ressources renouvelables est établi, avec quelques données économiques.

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ASTRID, vers le nucléaire français « durable » ?

En novembre dernier, AREVA et le CEA ont signé un accord de collaboration relatif aux premières études de conception du projet de prototype de réacteur nucléaire de 4ème génération ASTRID (Advanced SodiumTechnological Reactor for Industrial Demonstration). Dès 2017, le gouvernement français pourra ainsi prendre les décisions concernant la construction de ce réacteur à neutrons rapides (RNR) refroidi au sodium, à vocation de démonstration technologique et industrielle. Un tel démonstrateur est en effet nécessaire pour tester, avant l’étape d’une tête de série commerciale, les innovations par rapport aux réacteurs à neutrons rapides antérieurs. Il est important de rappeler que ce type de réacteur permet d’améliorer très fortement la valorisation énergétique de l’uranium naturel appauvri ou de retraitement, autorise la consommation et le recyclage multiple du plutonium et a la capacité, si ce choix en est fait, de recycler aussi des actinides mineurs. Plusieurs de ces RNR sont déjà en cours de construction ou à l’état de projet en Inde, en Russie, en Chine et au Japon. L’énergie nucléaire assure aujourd’hui 16 % de la production mondiale d’électricité, avec plus de 400 réacteurs en fonctionnement. L’Agence Internationale de l’Energie Atomique (AIEA) prévoit d’ici à 2030 une augmentation de 20 à 80 % de la puissance nucléaire installée dans le monde. 45 réacteurs électronucléaires sont actuellement en construction dans le monde et environ 130 autres sont prévus, principalement en Chine, en Inde, au Japon, aux Etats-Unis et dans la Fédération de Russie. Ajoutons à cela tout un ensemble de pays, notamment au Moyen Orient et en Asie, qui, s’ils ne comptent pas encore de réacteurs de puissance dans leur parc électrique, ont décidé d’opter pour le nucléaire.

Dans ce contexte, se pose alors la question de savoir si le nucléaire est en mesure de satisfaire sur le long terme une demande d’énergie qui ne cesse et ne cessera d’augmenter aux cours des prochaines décennies. D’où la nécessité d’inscrire le nucléaire dans une perspective de développement durable, c’est-à-dire qui soit capable de préserver les ressources en uranium qui ne sont pas inépuisables à long terme. C’est tout l’enjeu de la 4ème génération qui vise à exploiter l’ensemble du minerai d’uranium, à multirecycler le plutonium et à transformer en combustible une partie des déchets radioactifs en assurant un fonctionnement qui réponde aux critères de sûreté les plus exigeants. D’où la création du Forum Génération IV dont la mission est de catalyser tous les efforts de R&D menés dans le monde autour d’un nucléaire durable. Consciente de ces enjeux, la France a donc décidé de faire porter ces efforts sur deux des six filières retenues par le Forum Génération IV. Elle s’est également engagée à construire à l’horizon 2020 un prototype de réacteur à neutrons rapides. C’est donc dans ce cadre, et après une première phase de R&D, qu’a été lancée courant 2010 une phase technique, avec les 650 millions d’euros alloués au CEA, via l’Emprunt National, pour la réalisation d’ASTRID. Parallèlement au développement de ce démonstrateur, la France travaille aussi sur la filière des RNR refroidis au gaz, ceci dans le cadre d’une collaboration européenne qui devrait déboucher sur la construction, hors des frontières de l’Hexagone, d’un réacteur expérimental de petite taille, ALLEGRO. A l’horizon 2012-2013, le CEA devrait donc disposer d’une « image technique » du réacteur souhaité avec des options fermées et des options ouvertes, d’un chiffrage de ces différentes options, avec certaines incertitudes ce qui est normal dans le cadre d’une phase amont d’avant projet sommaire, enfin d’un planning de développement ultérieur avec les coûts associés. « Nous verrons alors si 2020 est une date légitimement envisageable », indique-t-on à la direction de l’énergie nucléaire du CEA.

La France fait un pas vers la recharge intelligente des batteries

Premier producteur français d’énergie 100 % renouvelable et experte en gestion des énergies dites « aléatoires » (hydroélectricité, éolien, photovoltaïque) la Compagnie Nationale du Rhône (CNR), filiale du groupe GDF Suez a présenté en décembre dernier « Move In Pure ». Ce concept qu’elle a imaginé présente la particularité d’utiliser la partie aléatoire de sa production exclusivement renouvelable pour la stocker dans les batteries des véhicules électriques à travers un système embarqué, pilotable à distance. La recharge des batteries devient ainsi une recharge intelligente. Le fonctionnement de celle-ci s’effectue grâce à un boîtier installé dans la voiture et commandé par un smart phone. Ainsi le conducteur peut communiquer ses besoins de charge à la CNR, ce qui lui apporte une totale liberté quant aux choix du moment et du lieu de charge. Via son smart phone, il peut également consulter l’historique de ses consommations au travers d’une interface spécifique. Précisons par ailleurs que si les productions éoliennes et photovoltaïques ne sont pas suffisantes, les centrales hydroélectriques de la CNR assurent, quelles que soient les conditions météorologiques, l’énergie nécessaire à la recharge des batteries. Au-delà des avantages qu’elle apporte en termes d’utilisation aux conducteurs de véhicule électriques, cette innovation, en faisant correspondre les moments de charge avec les surplus de production de la CNR permet à cette dernière d’optimiser une part aléatoire de sa production tout en permettant au consommateur de bénéficier d’un tarif préférentiel. Si son développement est envisagé dans un premier temps au travers d’un partenariat avec les collectivités locales ou des industriels gérant des flottes de véhicules électriques, cette innovation pourrait ensuite être proposé directement lors de la vente ou de la location des véhicules, y compris aux particuliers.

Autolib’ : c’est pour bientôt

Dès octobre prochain, Paris proposera des voitures électriques en libre service. Décision a été prise en décembre dernier, suite à l’appel d’offres qui avait été lancée par le Syndicat mixte de la ville de Paris, de confier cette délégation de service public, pour une durée de 12 ans, au groupe Bolloré et à sa petite « Bluecar », sa proposition s’étant révélée « être la plus solide et celle présentant les meilleures garanties pour la partie publique », a souligné le Syndicat mixte. Une cinquantaine de communes de la région Ile-de-France ont d’ores et déjà répondu favorablement concernant leur participation à ce projet ambitieux qui devrait permettre à terme l’installation d’environ 1 000 stations et la mise à disposition de 3 000 véhicules à la fin 2011 dans Paris et sa région. Depuis juillet 2010, trois candidats restaient dans la course : Bolloré, le consortium Avis-RATP développpement-SNCF-Vinci Park et le groupement VTLIB’ (Véolia Transport Urbain). Mais c’est finalement le groupe Bolloré qui l’a emporté, celui-ci s’étant distingué notamment « par une offre de services dans sa globalité la plus intéressante », a-t-on souligné du côté du Syndicat mixte Autolib’. Dès octobre prochain, Paris et sa région, du moins un certain nombre de communes, proposeront donc des voitures électriques en libre service. En tout, ce sont 3 000 véhicules à quatre places qui seront mis à disposition du public, ce qui, à cette échelle, en fait « une première mondiale » selon la mairie de Paris. Fabriquées en Italie, à Turin, ces voitures seront équipées de batteries au lithium métal polymère dont le temps de recharge est de 4 heures. Celles-ci seront fabriquées en Bretagne, au sein d’une usine du groupe Bolloré. Chacun de ces véhicules disposera ainsi d’une capacité de 30 kWh qui lui permettra de parcourir environ 250 km en cycle urbain. Ces véhicules, qui seront tous équipé d’un autoradio, d’un port USB et d’une prise jack afin de pouvoir y brancher toutes sortes de lecteurs multimédias, et dont la planche de bord sera dotée d’un écran permettant notamment le guidage GPS, seront accessibles via des stations où cohabiteront trois types de mobiliers urbains : des bornes de recharge, des bornes principales comparables à celles du service Vélib’, grâce auxquelles chaque usager pourra s’identifier et effectuer sa réservation, enfin des « Espaces Autolib’ », au nombre de 75, qui permettront de recevoir les utilisateurs d’Autolib’ à Paris et dans les communes adhérentes de ce service. Parallèlement, 250 bornes de recharges destinées aux véhicules particuliers seront installées, bornes auxquelles le public pourra accéder moyennant un abonnement de 15 euros par mois pour les voitures ou de 15 euros par an pour les véhicules deux-roues. Précisons que le stationnement y sera limité à deux heures, durée au-delà de laquelle chaque utilisateur devra payer un supplément de 6 euros par demi-heure. Moins de dix minutes suffiront pour s’abonner à Autolib’, en station, dans l’un des « Espaces Autolib' », et obtenir une carte dédiée nominative. Par la suite, il lui suffira de se rendre à la station Autolib’ la plus proche, de s’identifier sur la borne principale et de valider le choix du véhicule proposé. La borne lui délivrera alors un reçu et il n’aura plus qu’à débrancher le câble du véhicule, un câble qui s’enroule automatiquement dans la borne, monter à bord du véhicule, puis composer son code secret sur l’écran tactile de la planche de bord avant de pouvoir circuler librement dans Paris et sur l’ensemble du réseau routier francilien. Montant d’un abonnement mensuel : 12 euros + 5 euros en moyenne par demi-heure d’utilisation. Rendez-vous donc début octobre 2011 pour profiter de ce nouveau service de voitures électriques en libre service dans Paris et sa région.

ZOOM sur les Etats-Unis

1, 2, 3, soleil

Les Etats-Unis sont engagés dans une bataille : celle des technologies propres. Et le vocabulaire utilisé récemment par le secrétaire général du Département de l’Energie (DoE), Steven Chu, n’était pas sans rappeler certaines heures de la guerre froide : il parlait de « Moment Sputnik » en Novembre dernier, faisant référence à la prise de conscience par les USA des capacités technologiques de l’Union Soviétique pour les vols spatiaux habités. Cette prise de conscience avait mené à la course à la Lune, ou « Moon Shot ». C’est donc naturellement que Steven Chu annonçait la semaine passée le nouveau programme Américain « SunShot » dont les ambitions sont d’atteindre le prix mythique de 1 dollar le Watt de photovoltaïque installé en 2017. C’est à ce prix que l’industrie du solaire Américain pourrait gagner son bras de fer face à l’Asie et à la Chine plus particulièrement. C’est lors d’un atelier de travail organisé l’été dernier par le DoE que le programme a été défini. C’était un gigantesque brainstorming où étaient invités une soixantaine de chercheurs, d’industriels, d’entrepreneurs et d’investisseurs du secteur photovoltaïque (PV) ou de domaines adjacents. L’objectif étant de repositionner les Etats-Unis en situation de dominance du marché PV mondial alors que la part de marché actuelle est de 6%. Pour cela, il faut réduire de 75 % le coût du PV installé, qui comprend le coût du module, de l’électronique de puissance et de tout le reste y compris l’installation. On peut voir sur la Figure ci-dessous une décomposition du coût du PV installé suivant 3 scénarios :

• colonne 1 : le coût actuel ;

• colonne 2 : le coût en 2016 sans l’initiative SunShot ;

• colonne 3 : le coût avec le programme 1 dollar/W.

Les objectifs sont les suivants pour 2017 :

• Etre capable de produire les composants majeurs et les méthodes d’installation de systèmes de 5MW au minimum au coût d’$1/watt, ce qui équivaut à un prix moyen pondéré de l’électricité de 6 cents/kWh ;

• Le coût doit inclure tous les équipements et installations nécessaires pour que l’électricité produite soit injectée sur le réseau ;

• Utiliser des matériaux abondants ;

• Fabriquer des composants recyclables ;

• Etre compatible avec les standards de sécurité et environnementaux.

Encore une fois c’est un professeur de UC Berkeley qui se trouve nommé à un poste de responsabilité dans le domaine de l’énergie au niveau fédéral et qui vient grossir les rangs des représentants de la Baie de San Francisco à Washington. C’est le Professeur Ramamoorthy Ramesh qui vient de prendre pour au moins 2 ans la tête de l’équipe de 12 personnes qui gère l’initiative SunShot au sein de la division Energy Efficiency and Renewable Energy (EERE) du DoE. Techniquement en congé de son poste de directeur d’une équipe de recherche à Berkeley, ce spécialiste des couches minces et des nanostructures continue néanmoins à travailler à distance avec ses 25 étudiants et chercheurs le soir et le week-end, en s’appuyant sur l’aide des plus expérimentés. Cette hyper-activité ne l’a pas empêché de se prêter de bonne grâce au jeu de l’interview.

Il est intéressant de noter qu’il a travaillé par le passé à Bell Labs sous la responsabilité de Jean-Marie Tarascon, spécialiste mondial de nanochimie et de stockage énergétique, aujourd’hui Professeur à l’université de Picardie, membre de l’académie des sciences et professeur au collège de France.

Un programme ambitieux

Le budget de ce programme n’est pas finalisé, mais il le sera sous peu. Il s’agit de rediriger une grande partie du budget solaire du DoE sur ce programme. En 2010 cela représentait 200 dollars millions, dont la majeure partie allait aux laboratoires NREL, Sandia National Lab, ainsi que quelques universités et entreprises. Tout d’abord il s’agit de caractériser les différents domaines technologiques sur lesquels des avancées notables doivent être faites :

• les modules ;

• l’électronique de puissance ;

• l’installation.

Ensuite dans chacune de ces catégories il faut financer des travaux de R&D ambitieux par des acteurs privés ou publics, sur le modèle de ce que fait ARPA-E. Puis lorsque les technologies sont matures – un délais de 3 ans est prévu pour les développements technologiques – il s’agira d’intégrer verticalement les acteurs travaillant sur des segments différents dans des équipes transversales Modules/Electronique/Installation en compétition entre elles pour créer des champions du PV capables de fournir une technologie complète à 1dollar/W installé au bout de 3 ans supplémentaires. Les premiers investissements annoncés ne concernent que le manufacturing. Mais il s’agit simplement d’une communication maladroite : les 27 millions de dollars annoncés sont en réalité le premier échelon d’un plan d’investissement qui en comportera huit ou neuf. Par ailleurs les projets, illustrés sur la carte, étaient sur le point d’être annoncés. Il s’agit de 20 millions de dollars consacrés à des startups travaillant sur des procédés de fabrication de cellules PV ainsi que de 7 millions de dollars pour soutenir des startups dans le cadre du PV Technology Incubator du NREL. Il faut s’attendre donc à voir un certain nombre de nouveaux financements se faire sur les autres catégories telles que l’électronique de puissance et l’installation dans les mois qui viennent. Par ailleurs il est intéressant de noter qu’un certain nombre de lauréats de bourses ARPA-E ont su attirer des capitaux privés. Le DoE mise sur le même mécanisme pour faire en sorte que les startups financées au départ sur les deniers de l’état finissent pas trouver grâce aux yeux des investisseurs privés.

Comment le DoE va-t-il en pratique mettre en place l’intégration verticale après les deux premières années de recherche des acteurs travaillant sur des sujets différents ? Il ne s’agit en aucun cas de désigner des groupes devant travailler ensemble. Une série d’ateliers de travail sera organisée, au cours de laquelle on assistera à l’émergence spontanée d’équipes désireuses de se rapprocher. Cela pourra amener à la création de nouvelles architectures, de nouvelles façons de procéder. Selon Pr Ramesh il faut s’attendre à voir cela arriver dans les dernières années du programme. Ce serait donc une sorte de gigantesque brainstorming sur plusieurs années.

Il est surprenant de voir que dans la liste des lauréats du PV Technology Incubator du NREL se trouve l’entreprise Solexant qui va développer des cellules couches minces à base de tellure de cadmium. Pourtant le tellure est un composé peu abondant, et le cadmium assez toxique. Selon le chef de l’initiative SunShot, cela n’est pas incompatible avec les objectifs. En effet les recherches doivent être d’abord poursuivies dans toutes les directions technologiques : Silicium, cellules multi-junction (III-V) à base d’arsenure de gallium, CIGS et CdTe. Le fait de vouloir utiliser des matériaux abondants est important, mais il ne sera pas réalisé dans la période allant jusqu’à 2017. L’objectif du programme est avant tout de réaliser le 1 dollar/W maintenant avec les technologies disponibles.

Il est aussi surprenant de voir que le stockage n’a pas pour l’instant sa place dans la liste des domaines abordés par l’initiative SunShot. Selon le Pr Ramesh, cela vient de la faible pénétration actuelle du marché (de l’ordre de 0,1%) et le peu d’impact que cela aurait sur la fluctuation. Mais le problème se posera très vite et c’est pourquoi il supervise la mise en place de programmes sur ce sujet en collaboration avec ARPA-E (notamment dans le programme GRIDS). En 2017, quoi qu’il arrive, d’autres pays seront sans doute capables de parvenir au chiffre d’1 dollar /W. L’objectif pour SunShot est de permettre aux Etats-Unis de garder des parts de marché, c’est pourquoi il faut avant tout rendre le PV compétitif avec les autres sources d’énergie. Cette initiative ne ferme pas la porte à des collaborations internationales et des partenariats sont mis en place avec l’Inde et l’Australie. EERE possède d’ailleurs une division qui finance des projets de collaborations internationaux similaires aux fonds France-Stanford et France-Berkeley qui permettent de financer des travaux de recherche entre des laboratoires français et ces deux universités.

Du nouveau pour les baroudeurs écolos

Les globes-trotteurs ont trouvé leur allié avec le kit solaire EXTEL NOMAD 13. Pratique, compact et efficace, il permet de subvenir aux besoins en énergie où que l’on soit. L’électricité verte produite par les panneaux solaires photovoltaïques représente une solution écologique et économique. Petit format, petit prix, NOMAD 13 est grand par son autonomie et idéal pour les aventuriers avides de liberté ! Prêt à poser, ce kit est idéal pour un éclairage d’appoint. Avec sa production de 12V, il permet une utilisation quotidienne de 4 heures : la solution idéale pour les inconditionnels de voyage vert ! Multi-usage, on peut recharger un téléphone, un lecteur ou une lampe ou bien encore alimenter un ordinateur, outillage électro portatif… Il est également possible de brancher un convertisseur de tension 230V. Simple à utiliser, il est également facile à transporter grâce à ses mallettes. Peu encombrant, il se range facilement dans un coffre pour encore plus de praticité. Une solution simple et économe pour les besoins en éclairage des installations nomades. Du câble de branchement aux douilles de fixation, en passant par l’interrupteur, EXTEL fournit tout ! Des kits ultra complets et « prêts à poser » ! Une offre exclusive sur le marché du bricolage…

Modules photovoltaïques : l’encombrement diminue, le rendement augmente

À l’occasion du Salon des Énergies Renouvelables qui s’est tenu du 15 au 18 février à Lyon, SOLON a présenté son nouveau système intégré au bâti : le SOLON SOLitaire. Il s’agit de la seconde génération perfectionnée du modèle précédent déjà primé à plusieurs reprises. Ce système est la solution idéale pour une installation entièrement intégrée en toiture avec une puissance pouvant atteindre 3 kWc. En France, le tarif d’achat pour les installations d’une puissance inférieure à 3 kWc s’élève à 58 cents par kilowattheure. Les modules, dont la puissance nominale peut aller jusqu’à 250 Wc, fournissent une puissance de sortie maximale même sur une surface réduite et leur installation est simple et rapide. Ce système entièrement intégré est adapté à toute sorte de couverture de toit, y compris en ardoises, et ne nécessite aucune sous-construction supplémentaire. Il est monté directement sur les liteaux à l’aide des vis et des joints contenus dans le système. 12 de ces modules à haut rendement SOLON suffisent à réaliser une installation de 3 kWc sur une surface de 25 m², capable à la fois de tirer au mieux profit des incitations financières et de couvrir les besoins annuels en électricité d’une famille de quatre personnes. En plus de ce tarif d’achat élevé, il est possible de bénéficier d’un crédit d’impôt allant jusqu’à 4 000 euros. En outre, le SOLON SOLitaire a été le premier module photovoltaïque intégré au bâti à passer avec succès le test incendie du Centre Scientifique et Technique du Bâtiment (CSTB). Il s’agit  du premier module intégré au bâti en France à remplir une des conditions préalables essentielles permettant, à partir de 2011, de souscrire une assurance du bâtiment et de l’installation, assurance obligatoire pour un financement bancaire. Le nouveau SOLON SOLitaire pèse 14 kg par m² et convient à des inclinaisons de toit entre 10 et 60 degrés. À partir de 22 degrés, des mesures d’étanchéité supplémentaires deviennent inutiles, les modules eux-mêmes servant de surface de drainage. Cela associé au cadre en polyuréthane de haute qualité, résistant aux intempéries et aux UV, garantit une étanchéité totale du système. Le système de ventilation permet une circulation optimale de l’air derrière les modules afin d’éviter toute perte de puissance liée à l’élévation de la température. Le SOLON SOLitaire est composé de 60 cellules polycristallines mais peut être également proposé avec des cellules monocristallines sur simple demande. Les deux variantes seront disponibles à partir de janvier 2011 auprès du fabricant, elles comprennent l’assurance solaire gratuite SOLON, une garantie produit de 10 ans et une garantie de puissance à cinq niveaux sur 25 ans.

Par S.B.