etude et analyse des systèmes énergétique
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Etude et analyse des systèmes énergétiques
Cours enseigné par le Prof. Edgard Gnansounou
EPFL, Génie Civil 2011
Nguyen Ha-Phong
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
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Table des matières générale Résumé .....................................................................................................................................................2
Cours n°1 ..................................................................................................................................................3
Cours n°2 ............................................................................................................................................... 14
Cours n°3 ............................................................................................................................................... 26
Cours n°4 ............................................................................................................................................... 39
Cours n°5 ............................................................................................................................................... 44
Cours n°6 ............................................................................................................................................... 79
Cours n°7 ............................................................................................................................................. 104
Cours n°8 ............................................................................................................................................. 121
Bibliographie normalisée.................................................................................................................... 173
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
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Résumé
Ce dossier a pour objectif d’approfondir les notions fondamentales de l'énergie afin
d’acquérir les capacités de jugement sur son utilisation, et déterminer le rôle de l'énergie pour
un développement socio-économique durable.
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
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Cours n°1 Qu’est-ce l’énergie ...................................................................................................................................4
Problèmes en relation avec l’énergie......................................................................................................5
Systèmes énergétiques ............................................................................................................................5
Exercice ....................................................................................................................................................6
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
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Qu’est-ce l’énergie
Sur terre, nous disposons d’une multitude d’agent énergétique de qualité différente. On entend
par le terme ‘agent énergétique’ toute les sources d’énergie primaire qui peuvent être utilisé
pour satisfaire les besoins du consommateur. Parmi ces agents énergétiques, on distingue les
énergies renouvelables des énergies non renouvelables. Nous verrons plus tard dans ce cours
la signification plus approfondies de ces deux termes.
Avant d’aller plus loin, il me semble utile d’expliquer certain terme pour éviter toute
confusion. Le cycle de l’énergie est le suivant :
Energie primaire. Il s’agit d’énergie que l’on prélève de l’environnement physique
naturel (sol, atmosphère, espace). Ce sont par exemple le pétrole, le charbon, le gaz
naturel, le bois, etc.
Energie secondaire. Il s’agit de l’énergie qui provient de la transformation d’énergie
primaire. Ce processus est nécessaire pour pouvoir utiliser l’énergie dans les machines
et les installations. Les énergies secondaires sont par exemple l’électricité avant le
transport, les produits de raffinage du pétrole, etc.
Lors de la transformation, il y a toujours une part d’énergie qui se dégrade et qui n’est
pas utilisé. On l’appelle la perte énergétique.
Energie finale. On parle aussi d’énergie distribué. Il s’agit de l’énergie qui est vendu
au consommateur. Ce sont par exemple le gaz naturel à l’entrée dans la chaudière,
l’énergie électrique mesurée par le compteur électrique, etc.
Energie utile. Il s’agit de l’énergie finale transformée chez le consommateur. Celle-ci
lui permet de satisfaire ses besoins. Par exemple la température du salon, le niveau
d’éclairement, etc.
Différents scénario basés sur l’efficacité énergétique et les données socio-économiques sont
ensuite établi afin de prévoir l’évolution de la demande à moyen et long terme et d’estimer les
besoins en énergie des consommateurs. Ces différents scénarios sont :
Tendanciel, c.à.d. où la futur demande d’énergie évolue de manière quasi semblable
aux tendances observées jusqu’à maintenant. Dans ce cas, aucune nouvelle politique
n’est adoptée.
Haut, c.à.d. où la futur demande en énergie connaît une forte augmentation.
Bas, c.à.d. où la futur demande en énergie connaît une augmentation raisonnable.
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Problèmes en relation avec l’énergie
Tout au long de ce cours, nous allons tenter de répondre aux diverses problématiques liées à
l’énergie. En voici les principaux.
Demande d’énergie : quantité, évolution, consommateurs (dépend du stade de
développement économique. Par exemple Cameroun (subsistance) ≠Mexique
(développement) ≠France (masse)).
Offre d’énergie : disponibilité, organisation, distribution, objectif à atteindre.
Prix : évolution, statut offre-demande.
Evaluation économique d’un projet d’investissement : rentabilité, facteurs influençant,
incertitudes.
Performance technique de l’approvisionnement énergétique : étape de transformation,
rendement.
Performance d’un secteur énergétique : facteurs influençant.
Performance d’un secteur de consommation : facteurs influençant.
Impact sur l’environnement : évaluation, mesure, solution.
Impact de l’approvisionnement énergétique sur le développement économique : rôle,
mesure.
Marché énergétique : organisation, participant, prix, incertitude.
Régulation : règlement, moyen, pénalité.
Systèmes énergétiques
Définition : toute installation ou ensemble d’installations intervenant dans la chaine de
transformation-distribution-utilisation de l’énergie dans un contexte donnée (pays,
agglomération, usine, etc.). 1
Filière énergétique : ensemble des installations de conversion/transformation intervenant dans
la chaîne énergétique donné. 1 Ci-contre la représentation de la filière d’approvisionnement de
l’énergie électrique.
1 Système énergétique, Gérard Sarlos, Pierre-André Haldi, Pierre Verstraete.
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
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3%
11%
5% 1%
16%
29%
11%
23%
1% 0%
Consommation brute d'énergie 2010
Bois et charbon de bois
Force hydraulique
Ordures ménagères et déchetsindustriels
Charbon
Pétrole brut
Produits pétroliers
Gaz
Combustibles nucléaires
Autres énergies renouvelables
Exercice
1) La statistique globale suisse de l’énergie 2010 indique que la consommation brute
d’énergie était de 1'187’850TJ.
a) Sur la base des informations fournies par ce document, préciser la structure de
cette consommation.
b) S’agit-il d’une énergie primaire, secondaire, finale ou d’un autre type d’énergie ?
a) Tout d’abord, définissons ce qu’est la consommation brute d’énergie. Il s’agit de la
somme de la production indigène, de l’excédent des importations et des variations de
stock.
La structure de la consommation brute d’énergie pour 2010 est la suivante (en TJ):
Bois et charbon de bois 3.4% 39930
Force hydraulique 11.3% 134820
Ordures ménagères et déchets industriels 4.6% 54640
Charbon 0.5% 6420
Pétrole brut 16.3% 194040
Produits pétroliers 28.5% 338450
Gaz 10.6% 126010
Combustibles nucléaires 23.1% 274960
Autres énergies renouvelables 1.4% 16710
Electricité solde import/export 0.2% 1870
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Nous remarquons que la consommation d’énergie brute en 2010 provient pour 45% des
ressources pétrolières. Viens ensuite les combustibles nucléaires avec 23% suivit du gaz et
des ressources hydrauliques (11%).
Si nous regroupons ces différentes ressources en énergie renouvelable et non renouvelable,
on obtient le graphique suivant. Ces chiffres sont tirés du bilan des énergies renouvelables en
Suisse pour 2010 (TJ).
Energies renouvelables 210034
Energies non renouvelables 977816
On remarque donc que la consommation brute d’énergie en Suisse est principalement issue
des ressources non renouvelables.
Intéressons-nous maintenant à la répartition de la consommation finale d’énergie en 2010
selon les différents groupes de consommateurs.
Comme on s’en doutait, la mobilité qui est en constante augmentation représente le secteur le
plus consommateur d’énergie.
18%
82%
Part d'énergie renouvelable/non renouvelable dans la consommation brute 2010
Energies renouvelables Energies non renouvelables
34%
30%
19%
16%
1%
Part en 2010 des quatre secteurs en %
Transports
Ménages
Industries
Services
Différence statistique y compris l’agriculture
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b) Pour répondre à cette question, on reprend les données sur les consommations brutes
en TJ issues du bilan énergétique de la Suisse pour 2010. Nous mettons en vert les
énergies primaires.
Bois et charbon de bois 3.4% 39930
Force hydraulique 11.3% 134820
Ordures ménagères et déchets industriels 4.6% 54640
Charbon 0.5% 6420
Pétrole brut 16.3% 194040
Produits pétroliers 28.5% 338450
Gaz 10.6% 126010
Combustibles nucléaires 23.1% 274960
Autres énergies renouvelables 1.4% 16710
Electricité solde import/export 0.2% 1870
On voit que la part des énergies primaire représente environ 55% de la consommation
brute totale.
2) Sur la base des informations fournies dans le slide 1.12, on peut noter le changement
significatif de la structure de l’offre mondiale d’énergie primaire entre 1973 et 2008.
a) Identifier les principaux changements intervenus
b) Quelles peuvent être les principales raisons de ces changements ?
a) En premier lieu, on peut dire que l’offre mondiale d’énergie totale a environ doublé
entre 1973 et 2008. On remarque aussi que tout augmente de façon relative mis à part
le pétrole. Celui-ci ne représente plus que 33.2% en 2008 contre 46.1% en 1973. Le
charbon, le gaz et le nucléaire sont les énergies primaires qui ont augmenté le plus
rapidement entre 1973 et 2008. Nous allons tenter d’expliquer ces changements au
point b).
b) La part relatif du charbon a augmenté entre 1973 et 2008. Ceci peut s’expliquer par
la montée en puissance des pays émergents qui convoitent ce type d’énergie pour leurs
développements. Ils s’en servent principalement dans leurs centrales thermiques pour
produire l’électricité dont ils ont besoin. D’autres pays disposant d’importantes
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ressources en charbon (Allemagne, Chine) s’en servent pour promouvoir leurs
indépendances énergétiques.
Le nucléaire connaît aussi une augmentation relative importante. Ceci s’explique par les
nombreux progrès techniques concernant le sujet. Le nucléaire est surtout utilisé pour la
production d’électricité grâce à son faible coût de production. Prenons l’exemple de la
France où le nucléaire produit plus de ¾ de l’électricité. Cela a eu pour conséquences :
L’indépendance énergétique. La France ne doit plus importer d’importante quantité
de combustibles fossiles pour produire son électricité.
Electricité bon marché : moins cher que celle produite à partir du charbon ou du gaz.
Le nucléaire a permis à la France d’exporter de l’énergie.
Le gaz a connu une forte augmentation également. Ceci s’explique par une augmentation des
réseaux de distribution qui permet de faciliter son acheminement ainsi qu’une augmentation
d’utilisation du gaz dans la production d’électricité. On peut aussi citer l’importance des
réserves gazières,
La part relative du pétrole a diminué entre 1973 et 2008. Ceci peut être expliqué par la forte
volatilité des prix du pétrole. En effet, le contexte économique, l’équilibre offre demande du
marché pétroliers, les facteurs météorologiques et géopolitique et les anticipations
financières influencent fortement le prix du pétrole. De plus, avec les accords de Kyoto sur le
développement durable, ce phénomène s’accentue.
3) Sur la base des données fournies dans le slide 1.13, interpréter le changement
structurel de la consommation mondiale d’énergie finale. Pourquoi ces changements
sont-ils différents de ceux identifiés dans l’exercice précédent ?
Le slide 1.13 nous indique qu’entre 1973 et 2008, la consommation d’énergie finale a doublé.
La part relative du charbon et du pétrole a baissé car on se chauffe de moins en moins avec.
Dans le slide 1.12 était représentée l’offre mondiale d’énergie primaire. Tandis que le slide
1.13 nous renseigne sur la consommation mondiale d’énergie finale. Il s’agit de deux choses
très différentes. En effet, prenons l’exemple du charbon. Celui-ci représente une part relatif
de 27% en 2008 dans le slide 1.12, alors qu’il n’est plus que de 9.8% dans le slide 1.13 de la
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même année. Cela s’explique par le fait que le charbon est transformé en électricité avant
d’être consommé. On utilise que peu de charbon non transformé. En effet, la différence entre
la demande et la consommation ne se retrouve pas entièrement dans l’électricité
4) Discuter les profils des prix énergétiques présentés dans le slide 1.14.
D’après ces profils des prix énergétique pour différentes énergie en fonction du temps, on
remarque qu’il y a une ressemblance entre elles. Par exemple, on remarque pour 2008 un pic
simultané que ce soit du prix du pétrole, du gaz, du charbon ou de l’essence. Donc on
remarque que les prix des différentes énergies est en quelque sorte reliés. Ce sont
généralement les conflits et tensions géopolitiques qui sont à l’origine des hausses et baisse
du prix du pétrole. En voici les principaux :
1980 : L’Iran envahit l’Irak
1983 : 1ère
cotation du brut à New-York
1990 : L’Irak envahit le Koweït
1991 : 1ère
guerre du Golfe
1998 : Crise économique en Asie
2001 : Attentat du World Trade Center
2003 : Invasion américaine de l’Irak
2004 : Série d’attentat contre les installations pétrolières en Arabie saoudite
2004 : Russie menace de stopper les vente de loukos, la plus grosse compagnie du
pays
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2005 : Ouragan Katrina et Rita qui frappe la zone pétrolière du Golfe du Mexique
2008 : Crise économique. Prix record du baril s’élevant environ à 146 dollars.
Il serait intéressant de comprendre pourquoi les prix des différentes énergies ont connu un
pic simultané en 2008.
Quatre facteurs principaux expliquent la hausse ininterrompue du prix du pétrole depuis
2003 :
croissance économique
marges de production OPEP limitées
hausse des coûts de production
faiblesse du dollar La croissance économique en particulier des pays émergents est l’élément explicatif
premier de l’évolution du contexte à partir de 2003. De plus, le prix du gaz naturel est encore
largement défini par référence directe aux prix des énergies concurrentes en particulier le
fioul lourd et le fioul domestique, ce qui aboutit à un lien du marché du gaz avec le marché
pétrolier. Donc l’augmentation du prix du pétrole entraîne aussi l’augmentation du prix du
gaz naturel.
De son côté, le charbon a toujours été bon marché comparativement aux autres énergies
fossiles. Même si c’est lui qui a enregistré la plus forte progression de prix entre 2003 et
2008, avec une multiplication par près de 5, il est resté moins cher par unité d’énergie que
le pétrole ou le gaz. À fin 2008 et en 2009, la tendance s’inverse. La baisse de la demande
de gaz, due à la crise simultanée à une offre abondante provenant de l’exploitation des gaz
non conventionnels aux États-Unis et au développement de capacités de GNL dans les pays
exportateurs, a fait chuter les prix spot de gaz de manière importante. Ainsi, l’écart de
prix gaz/charbon se resserre fortement, faisant perdre au charbon sa compétitivité par
rapport à son principal concurrent pour la production électrique. Les opérateurs qui le
peuvent auront tendance à préférer utiliser du gaz qui, par ailleurs, offre l’avantage d’être
moins émetteur de CO2. Ceci pèse à la baisse sur les prix du charbon. Par ailleurs, la chute
des prix est également due à la baisse de la demande induite par la crise économique.
Pour conclure, on peut dire que l’inflation sur l’ensemble des matières premières est
clairement le résultat de la période exceptionnelle 2003-2008.
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5) Expliquer les changements structurels des émissions de CO2 tels qu’ils apparaissent
dans les slides 1.21 et 1.22.
Pour le slide 1.21, on remarque tout d’abord que les émissions de CO2 ont environ
doublé entre 1973 et 2008. La part relative du charbon passe de 34.9% à 42.9%. Ceci
vient du fait que l’on utilise de plus en plus de charbon et que celui-ci dégage plus de
CO2 que le pétrole. C.à.d. que pour une même quantité transformée de charbon et de
pétrole, les émissions de CO2 seront plus importantes pour le charbon. La part relative
d’émission de CO2 du gaz a aussi augmenté. La principale raison est que cette source
d’énergie est très convoitée par les pays industrialisés.
Dans le slide 1.22, seules les parts relatives de l’OCDE et de l’Union Soviétique ont
diminué. Pour être plus exact, ces parts croissent de manière moins rapide que pour les
pays en développement. Par exemple la Chine subit une croissance relative très
importante. Elle passe de 5.7% à 22.3%. De plus, ces pays en développement privilégient
les industries lourdes qui polluent plus. Ces pays en développements sont en train
d’emprunter le même chemin que les pays développés il y a une trentaine d’année.
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6) En vous inspirant du schéma du slide 1.33, représenter les filières de l’énergie
mécanique.
7) Estimer en TJ l’offre d’énergie primaire en 2008.
L’offre mondiale d’énergie primaire en 2008 est de 12 267 Mtoe, soit une valeur de
513.6 *106
TJ.
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Cours n°2 Moteurs de l’approvisionnement en énergie ...................................................................................... 15
Demande d’énergie et son évolution ................................................................................................... 16
Offre d’énergie et son évolution .......................................................................................................... 20
Sécurité d’approvisionnement ............................................................................................................. 20
Exercice ................................................................................................................................................. 21
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Moteurs de l’approvisionnement en énergie
Il est évident que la demande d’énergie va augmenter au fil des années qui suivent. La
croissance démographique ainsi que le développement économique sont les principaux
facteurs de cette augmentation. Pour répondre à cette demande, l’offre future d’énergie devra
être satisfaisante. Celle-ci va dépendre principalement de l’environnement technologique,
naturel et physique. Pour maintenir un certain équilibre entre l’offre et la demande d’énergie,
des mécanismes d’ajustement sont mis en place. Ces mécanismes ont pour but de supprimer
tout déséquilibre entre l’offre et la demande. Par exemple, le fait de disposer d’une certaine
réserve d’énergie en cas d’arrêt d’une centrale de production permettrait de résoudre à court
terme le problème. Ces mécanismes d’ajustement permettent d’avoir une certaine flexibilité
tout en évitant les problèmes de congestion. Le schéma ci-dessous reprend ce que nous
venons d’expliquer.
Donc il existe un ajustement entre la demande et l’offre d’énergie qui se fait via ces différents
mécanismes.
Société : opposition à certains projets
Technologie : sécurité, rendement de production
Institutions : organe gouvernemental qui régule le prix et l’implantation d’unité de
production. Dans le cas de la France, c’est la Commission de régulation de l’énergie.
Economie : investissement privé
Environnement : développement durable (Kyoto, Durban, etc.)
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Demande d’énergie et son évolution
La pyramide de Maslow2 des besoins de de l’Homme est illustré ci-contre. L’énergie va lui
permettre d’accéder à ces services et ainsi satisfaire ces besoins. On suppose donc que l’offre
d’énergie est dans ce cas suffisante pour couvrir ces besoins.
L’évolution de la demande en énergie dépend principalement de 3 facteurs :
Economie
Prix de l’énergie
Démographie
Si on veut comprendre la demande d’énergie, il faut distinguer deux cas.
Pays industrialisés : Dans ces pays, l’offre d’énergie est largement disponible. Sa
consommation dépend principalement de la classe sociale et du revenu. L’évolution de
la demande en énergie dépend principalement de l’évolution de l’économie, des prix
de l’énergie et de la démographie. En d’autres termes, ces pays vont avant tout essayer
de maintenir ses acquis socio-économique tels que l’emploi, la sécurité sociale,
l’éducation, l’infrastructure et vont développer leurs besoins qualitatifs (culture,
loisirs)3. La croissance démographique dans les pays industrialisés reste cependant
assez faible (de l’ordre de 0.7%), donc ce facteur n’influence que peu l’évolution de la
demande d’énergie. On précisera aussi que la demande d’énergie des pays
industrialisé est équivalente à la consommation d’énergie.
On remarque aussi que dans les pays industrialisés, on a une utilisation plus efficace
de l’énergie ainsi qu’une substitution énergétique plus importante (charbon->pétrole-
>gaz), ce que se traduit par une diminution de l’intensité énergétique (quantité
nécessaire pour créer une unité de PIB2).
Pays en voie de développement (PVD) : La demande d’énergie de ces pays consiste
principalement à obtenir un niveau de vie plus élevé (emploi, santé, formation, etc.).
La forte croissance démographique des PVD engendre aussi une forte demande en
énergie. L’évolution de la demande d’énergie dépend donc principalement de ces
2 http://www.colin-ducasse.net/2008/06/03/maslow-toi-meme
3 Système énergétique, Gérard Sarlos, Pierre-André Haldi, Pierre Verstraete.
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facteurs. On remarque que dans le PVD, l’intensité énergétique augmente fortement.
Ces pays ne sont pas encore concernés par les problèmes de protection de
l’environnement et n’optimise pas pour le moment leurs industries lourdes.
Le graphique ci-dessous nous montre l’évolution de l’intensité énergétique de différents pays.
Lorsque nous traitons de la demande d’énergie et de son évolution, nous devons nous attarder
sur l’évolution démographique. En effet, l’augmentation de la population engendrera
forcément une augmentation des consommateurs d’énergie. L’offre d’énergie devra par
conséquent augmenter pour pouvoir assurer à la population un niveau de vie satisfaisant.
Comme nous l’avons déjà mentionné auparavant, la croissance démographique est un facteur
déterminant pour les moteurs d’approvisionnement en énergie pour les PVD. Pour les pays
industrialisés, ce facteur représente une importance plus faible.
L’évolution démographique dépend principalement de deux facteurs. Le premier est la
croissance naturelle qui est caractérisé par le nombre de naissance et de décès. C’est la
différence entre le taux de naissance et le taux de mortalité qui dépend de la pyramide des
âges. Il est intéressant de comparer une pyramide des âges d’un pays développé avec celui
d’un PVD.4
4 D. Noin, « Atlas de la population mondiale », éd. RECLUS-La Documentation Française, 1996.
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Pour les pays industrialisé, la base de la pyramide est étroite. La fécondité est faible. Ceci peut
s’expliquer par les divers moyens de contraceptions largement utilisés. Le haut de la pyramide
est quant à lui assez large vu le nombre élevé de personne âgée. Le sommet de la pyramide
devient de plus en plus petit à cause de la mortalité des personnes très âgée. Il se peut que la
pyramide contienne des creux ou au contraire des bosses. Ceci peut être expliqué par la guerre
ou par une immigration massive vers le pays.
Pour les PVD, la base de la pyramide est large ce qui indique un taux élevé de natalité. La
fécondité y est élevée. On remarque aussi que l’espérance de vie à la naissance est plus faible
que pour les pays industrialisé. La pyramide se rétrécit rapidement ce qui indique un taux de
mortalité très élevé notamment chez les enfants. Le sommet de la pyramide est très pointu car
le nombre de personne âgé est très faible. Les creux peuvent être l’effet de guerre, d’épidémie
ou d’émigration.
Le deuxième facteur qui influence l’évolution démographique est l’accroissement migratoire.
Celui-ci est directement lié à la politique migratoire et à la situation économique du pays. Par
exemple si un pays a un faible taux de chômage, il va attirer de nombreux travailleur.
Si la somme de l’accroissement naturel et de l’accroissement migratoire est positive, on a une
croissance démographique. Au contraire, si la somme est négative, on a un déclin
démographique.5
Maintenant, nous allons parler de la transition démographique. Il s’agit du passage d’un
régime où la fécondité et la mortalité sont élevées et s’équilibrent à peu près, à un régime où
la natalité et la mortalité sont faibles et s’équilibrent également6.
1ère
étape : fort taux de natalité et
de mortalité. Pics dû aux guerres,
épidémies, famines, etc. La
croissance démographique est
nulle.
2ème
étape : taux de mortalité chute
grâce au développement du pays.
Taux de natalité reste fort. Ceci
entraine une forte croissance
démographique.
3ème
étape : taux de naissance
baisse grâce à un changement de mœurs. La croissance démographique ralentit.
4ème
étape : taux de natalité et de mortalité faible. La population se stabilise.
5 http://fr.wikipedia.org/wiki/Accroissement_d%C3%A9mographique
6 http://www.ined.fr/fr/lexique/bdd/mot/Transition+d%C3%A9mographique/motid/9/
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Un autre point important de l’évolution démographique est l’urbanisation. Le taux
d’urbanisation est le pourcentage de citadin par rapport à la population totale. En 2010, ce
taux était de 50.6% au niveau mondial et s’élevait à plus de 77% pour l’Europe de l’Ouest. Le
calcul de ce taux est délicat car il est difficile de savoir exactement ce qui est urbain, et ce qui
est rural. Il est clair que la consommation d’énergie des zones urbaines est intensive. Mais si
l’on rapporte cela à une population dense (zone urbaine), on remarque que c’est relatif. En
d’autres termes, on peut dire que la densification urbaine est favorable à la décroissance de
consommation énergétique par habitant.
Un autre facteur influençant l’évolution démographique est la décohabitation. Il s’agit
moment au cours duquel des personnes formant un même foyer cessent d'habiter sous le
même toit7. Il peut par exemple s’agir du départ des enfants, du divorce ou pour des raisons
professionnelles. La décohabitation va contribuer à augmenter le nombre de ménage ce qui
peut entraîner une crise du logement, et à réduire la taille moyenne de ceux-ci. Le nombre de
personne par ménage tend ainsi à diminuer. Le décohabitation influence donc fortement
l’évolution démographique du pays, notamment pour les pays industrialisés.
La demande d’énergie est fortement influencée par l’évolution économique du pays. Cette
évolution comporte deux aspects.
a) La croissance économique. Un outil pour mesure cette croissance est le PIB. Il s’agit
du produit intérieur brut. Celui-ci peut être mesuré de trois manières. Soit par la
production, c.à.d. que c’est la somme des valeurs ajoutées produite dans le pays. Soit
par les dépense, c.à.d. que c’est la somme des dépenses de bien finaux. Soit par les
revenus, c.à.d. que c’est le revenu de tous les facteurs utilisés pour produire les biens
et services dans le pays. Pour mesure les performances économique et le niveau de vie
du pays, il faut comparer les PIB d’une année sur l’autre. Si le PIB augmente, on peut
dire qu’il y a croissance économique. Attention cependant à utiliser la valeur réelle du
PIB, c.à.d. la valeur à laquelle on a enlevé l’inflation. Car le PIB dépend des prix des
produits. Si on veut comparer les PIB de différents pays, on est confronté à un
problème : chaque pays utilise sa propre monnaie pour mesurer son PIB. Donc pour
pouvoir comparer le PIB de différents pays, il faut utiliser une monnaie unique en
fonction du taux de change d’une année donnée. Pour éviter la sous/sur évaluation des
différentes devises sur les marchés (par exemple, la Chine fixe un taux de change très
attractif pour gonfler ses exportations), on peut utiliser comme taux de change la
Parité des Pouvoir d’achat.
b) L’évolution structurelle de l’économie. On peut regrouper les activités productives en
trois secteurs : primaire, secondaire, tertiaire. Le PIB étant défini comme l’ensemble
de la production d’un pays, chaque secteur a sa part dans celui-ci. On appelle cette part
la valeur ajoutée. Dans les pays industrialisés, la valeur a ajoutée du secteur tertiaire
est plus importante que celle du secteur primaire et secondaire. La consommation
d’énergie de ces trois secteurs est aussi différente. Le secteur secondaire est ainsi plus
gourmand en consommation d’énergie.
7 http://fr.wikipedia.org/wiki/D%C3%A9cohabitation
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Nous allons maintenant aborder les prix de l’énergie. Il faut savoir que les prix de l’énergie
sont mesurés à différents niveaux. Cela dépend du type de consommateur, du niveau
d’élaboration de l’énergie et de la quantité. Par exemple on a les prix de gros qui concernent
les grandes quantités d’énergie. Leurs prix dépendent du marché énergétique. Et on a les prix
aux détails qui sont ceux payé par le consommateur final aux fournisseurs d’énergie. C’est
comme le marché de l’alimentation. Les prix de l’énergie sont aussi influencés par les coûts
de production et de fourniture qui dépendent des sources d’approvisionnement, de la qualité
de l’énergie, de la qualité des infrastructures de production, de transport, de distribution et par
les taxes prélevées par les pouvoirs publics. Ceux-ci varient fortement d’un pays à l’autre.
La demande d’énergie peut-être exprimée de deux manières. La première consiste à estimer la
demande d’énergie par habitant. Cela permet de supprimer les effets dû à la croissance
démographique. On peut aussi rapporter la demande d’énergie au PIB. Cela nous donne
l’intensité énergétique. Si on mesure l’intensité énergétique au niveau de l’énergie primaire,
celui-ci sera influencé par l’efficacité énergétique et par la structure de l’économie. Donc si
l’intensité énergétique augment ou diminue, il faut se poser la question si cela provient d’une
utilisation plus efficace de l’énergie ou d’une structure économique différente. Si on mesure
l’intensité énergétique au niveau de l’énergie finale, cela signifie que l’on tient compte de
l’utilisation rationnelle de l’énergie chez le consommateur. Pour résumer, l’évolution de
l’intensité énergétique dépend de :
L’utilisation plus ou moins rationnelle de l’énergie
L’évolution de l'efficacité énergétique
La croissance entre l’activité économique et la demande d’énergie
Offre d’énergie et son évolution
Les composantes principales de l’offre d’énergie sont : la production indigène qui comprend
l’ensemble de la production d’énergie primaire réalisé sur le territoire8 et l’importation nette
d’énergie. Pour analyse l’offre d’énergie d’un pays, il faut se pencher sur les aspects suivant :
les quantités disponible et les coûts de production de l’énergie, l’organisation du secteur de
production d’énergie, les origines des importations.
Sécurité d’approvisionnement énergétique
Pour augmenter la sécurité d’approvisionnement, on peut adopter les mesures suivantes :
Maitriser l’énergie en réduisant l’intensité énergétique et en accroissant l’efficacité
énergétique. Cela va permettre de faire des économies d’énergie.
Augmenter la production indigène d’énergie. Cela n’est pas toujours possible donc il
est important d’investir dans les énergies renouvelables.
Diversifier les sources d’importations. Il y a toujours un risque de grève des livraisons
des producteurs. Or si ce fournisseur ne détient pas le monopole, on peut toujours aller
voir ailleurs. Par exemple lors de la crise diplomatique entre la Suisse et la Lybie, les
8 Statistique global suisse de l’énergie 2010, OFEN
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 21
importations de pétrole brut provenant de la Lybie ont été remplacées par celles
provenant de l’Asie centrale.
Conserver sur son territoire des capacités de stockage suffisant et constituer des
stocks de sécurité.
Importer de tout. C.à.d. des produit fini et du pétrole brut que l’on va transformer
nous-même.
Etablir des règles stables sur les marchés énergétiques et dans les relations entre les
exportateurs et les importateurs d’énergie. Par exemple en établissant une coordination
en matière d'énergie entre les États de l’Union européenne permettrait de renforcer la
position de négociation de celle-ci avec ses fournisseurs internationaux9. On essaie de
mettre en place des stratégies communes qui seront bénéfique pour tous les membres.
Un autre exemple de stratégie est le Livre vert de la Commission du 29 novembre
2000: « Vers une stratégie européenne de sécurité d'approvisionnement » qui a pour
but de réduire les risques liés aux importations internationales vers l’UE.
Pour que l’approvisionnement énergétique soit conforme au développement durable, il faut
prendre en considération la dimension socio-économique et environnementale (lutte contre le
changement climatique).
Exercice
1) Analyse de la consommation d’énergie finale en Suisse.
a) Voici les taux moyens d’accroissement annuel de la consommation totale, des
combustibles pétroliers, des carburants, de l’électricité et du gaz naturel. Pour obtenir
ces taux, nous avons repris les valeurs de la consommation d’énergie finale en Suisse
entre 1990 et 2010, puis nous avons utilisé la fonction « logreg » dans Excel pour
obtenir les taux moyens pour les différents agents énergétiques.
Taux moyen d’accroissement
Consommation totale 0.50694734996412600
Combustibles pétroliers -1.3589522993255000
Carburants 0.74534154735617100
Electricité 1.3759863745431300
Gaz naturel 2.3233713050577800
b) La consommation de combustibles pétrolier est en recul entre les années 1990 et
2010. En effet, l’utilisation des huiles de chauffage (extra-légère, moyenne, lourde) a
nettement reculé. En effet, des taxes sur les huiles de chauffages ont été introduites et
le prix de ceux-ci a augmenté. Ces mesures visent à inciter les vieux bâtiments à se
rénover pour réduire leurs pertes énergétiques en se tournant vers les pompes à
chaleurs et le gaz naturel. On parle de modernisation des bâtiments. Le graphique ci-
9 http://ec.europa.eu/news/energy/110908_fr.htm
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 22
dessous10
illustre bien cette tendance. Le carburant a quant à lui connu un taux moyen
d’accroissement positif. Si on regarde la consommation finale de produit pétrolier en
Suisse11
, on remarque que les carburants routiers (essence) se sont stabilisés à partir
de 2000. Par contre, le diesel est en forte hausse malgré qu’il soit le plus taxé et le
plus cher. L’électricité en Suisse provient principalement des centrales nucléaires
(40%), hydrauliques (55%), thermiques et des importations. Son taux moyen
d’accroissement annuel est d’environ 1.35%. Celui des gaz naturel s’élève à plus de
2.3%. Nous allons maintenant expliquer ces tendances. En 1990, le conseil fédéral
adopte le programme « Energie 2000 ». Son but est de stabiliser la consommation
d’énergie fossile, d’émission de CO2, de freiner la consommation d’électricité et de
promouvoir les énergies renouvelables car ce sont des énergies indigènes qui polluent
peu et qui ont un potentiel considérable. A la fin de ce programme, en 2001, c’est le
programme « Suisse énergie » qui prend le relais avec les mêmes objectifs. A partir de
2006, l’accent est mis sur la modernisation des bâtiments, les énergies renouvelables,
l’efficacité énergétique, l’utilisation rationnelle de l’énergie et la mobilité
efficace.12
Tout ceci explique donc pourquoi le taux moyen d’accroissement annuel du
gaz naturel est aussi important. Celui-ci est de plus en plus utilisé pour se chauffer.
c) Le gaz naturel peut être utilisé pour produire de la chaleur domestique et industrielle,
pour chauffer l’eau, pour cuisiner, pour faire rouler les voitures, etc. Dans une
mesure encore limité actuellement, on l’utilise aussi dans de petites installations pour
produire à la fois de l’électricité et de la chaleur.13
Le gaz naturel se substitue aux
agents énergétiques fossiles émetteurs de CO2 comme par exemple les combustibles
pétroliers, l’électricité provenant des centrales nucléaires et thermiques, etc.
10
Office fédérale de l’énergie 11
Statistique globale Suisse de l’énergie 12
http://www.bfe.admin.ch/energie/00458/index.html?lang=fr&dossier_id=00720 13
Un pilier important et fiable de l’approvisionnement énergétique de la Suisse, Jean marc Hensch
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10
Intensité énergétique
2) Relation entre la consommation d’énergie finale et le PIB.
a) On voit que l'intensité énergétique évolue de manière irrégulière depuis 1990 car une
partie de la consommation d’énergie est utilisé pour produire de la chaleur. Comme
la demande de chaleur dépend du climat, celle-ci peut changer d’une année à l’autre
ce qui explique cette irrégularité. On remarque aussi que l’intensité énergétique a
baissé légèrement. Malgré cette réduction, on a vu à la question 1 que la
consommation d’énergie finale a quand même augmenté entre 1990 et 2010. Pour
conclure, on peut dire que la consommation d’énergie finale a augmenté grâce à la
croissance économique et que seule une partie de cette augmentation est compenser
par les progrès technologique concernant l’utilisation énergétique (efficacité).
b)
L’élasticité s’obtient à l’aide du modèle suivant : E=a*PIBα
Prenons le logarithme de ce modèle, on a ainsi : lnE=lna+αlnPIB
Où : a : une constante
E : énergie consommée
PIB : le PIB total
Cela nous permet d’effectuer une régression linéaire. Ainsi par régression linéaire avec les
données de la statistique nous obtenons ainsi α=0,11678516. Voir le rapport détaillé ci-
dessous.
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
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c)
Pour cette élasticité nous devons utiliser le même modèle. Cependant E devient l’énergie
totale par habitant et le PIB devient le PIB par habitant. Ainsi, nous obtenons :α=0,0690572.
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 25
3) Approvisionnement de la Suisse en gaz naturel
a) Malgré de nombreuses études, la Suisse ne dispose d’aucun gisement de gaz naturel
assez important pour être rentable. Donc elle importe tout le gaz naturel dont elle a
besoin. Le graphique ci-contre nous montre l’origine des importations suisses de gaz
naturel pour 2010. On remarque que plus de deux tiers des importations de gaz
naturel proviennent d’Europe Occidentale (UE, Norvège). On voit sur le graphique ci-
dessous qu’environ 24% du gaz naturel importé provient de la Russie. Or la Suisse
n’a aucun contrat direct avec les fournisseurs russes. Donc le gaz naturel russe arrive
en Suisse via les fournisseurs des pays voisin. On peut y voir là une stratégie
concernant la sécurité d’approvisionnement de gaz naturel. Donc la Suisse importe
son gaz naturel d’Allemagne, des Pays-Bas, de France et d’Italie.14
b) La perspective à long terme est d’utiliser le gaz pour produire de l’électricité. On
voudrait remplacer une partie de la production d’électricité provenant du nucléaire
par une production provenant de gaz naturel. Les quantités de gaz naturel
supplémentaire à transporter ne poseront pas de problème pour la Suisse. En effet, à
elle seule, la conduite Transitgaz transporte un volume de gaz naturel équivalant à six
fois la consommation suisse.15
De plus, les réserves mondiales de gaz naturel ont
augmenté grâce à la découverte de nouveaux gisements. Pour que cela soit possible, il
faudra définir une stratégie pour la production électrique future et mettre en place les
conditions générales nécessaires. Sans cela, il n’y aura pas d’investissement
d’envergure. Donc pour que ça fonctionne, les pouvoirs publics et l’économie gazière
doivent mettre en place un cadre approprié pour accueillir cette perspective.
14
http://www.gaz-naturel.ch/ 15
http://www.gaz-naturel.ch/fileadmin/customer/erdgasch/Data/Medienstelle/Medienmitteilungen/2011/Erdgas_in_der_Stromproduktion_f_190511.pdf
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
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Cours n°3 Chaîne de valeurs du pétrole ............................................................................................................... 27
Nature du pétrole ................................................................................................................................. 27
Historique et organisation .................................................................................................................... 28
Perspective pétrolière .......................................................................................................................... 30
Exploration et extraction ...................................................................................................................... 31
Transport du pétrole ............................................................................................................................. 33
Raffinage ............................................................................................................................................... 33
Raffinage pour l’année 2009 et tendance à moyen terme selon les régions ..................................... 34
Exercice ................................................................................................................................................. 36
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 27
Chaîne de valeurs du pétrole
La chaîne à valeur est une suite d’événement qui, à chaque étape, ajoutent de la valeur à une
matière première. Pour le pétrole, la chaîne de valeur se divise en trois secteurs (amont,
intermédiaire, aval).16
Pour le secteur amont (exploration, production), les points à prendre en
compte sont :
Gestion de risque et création de lien avec les pays producteurs
Recherche les champs à forte croissance
Coût d’exploration et de production faible, environ 10dollar/baril
Développement du gaz naturel
Les paramètres qui influencent ce secteur sont notamment les coûts du brut, de production,
d’exploration, de remplacement de réserves. Pour le secteur aval (raffinage, distribution), les
points à prendre en considération sont :
Problèmes structurels : surcapacité, demande, pression environnementale,
investissement lourd.
Maitrise de l’investissement
Les paramètres qui influencent ce secteur sont les marges de raffinage et de distribution. On
notera aussi que les spéculations peuvent aussi influencer de manière conséquente les prix du
pétrole.
Nature du pétrole
Le pétrole résulte de la succession de trois événements :17
Accumulation de matière organique, notamment végétale.
Maturation en hydrocarbure de cette accumulation grâce à une température et une
pression élevées.
Emprisonnement des hydrocarbures. Celle-ci se trouve piégée dans une zone
perméable et ne peut s’échapper à cause des couches imperméables.
Suivant leurs origines, leurs impuretés et leurs compositions chimique, on peut classifier ces
différents types de pétrole brut. Il en existe plus d’une centaine différente. Les plus connus et
qui servent également à fixer le prix du brut pour une région donnée sont :
Arabian Light (Moyen-Orient)
Brent (Europe)
West Texas Intermediate (Amérique)
On distingue trois sortes de bruten fonction de leur composition chimique :
Les bruts à prédominance paraffinique
Les bruts à prédominance naphtinique
Les bruts à prédominance aromatique
16
http://www.energy4me.org/download/classroom/PetroleumValueChainFR.pdf 17
http://fr.wikipedia.org/wiki/P%C3%A9trole
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
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On précisera que plus un brut est léger, plus il est apte à fournir une large gamme de produits
dérivés de qualité.
Historique et organisation du secteur pétrolier
Le 28 août 1859 est considéré comme la date de naissance de l’industrie pétrolière. C’est en
effet ce jour-là que le pétrole jaillit pour la première fois du sous-sol grâce à Edwin Drake.
Jusqu’en 1910, l’entreprise Standard Oil détient le monopole du marché pétrolier. A partir de
1911 et l’influence du libéralisme, ce sont plus d’une trentaine de compagnie pétrolière qui
succéderont à Standard Oil et ainsi entraîner une concurrence féroce sur les prix du pétrole.
Les accords d’Achnacarry de 1928 permettront de réguler les prix et d’éviter une concurrence
malsaine. A partir 1950, de nombreuses réserves seront découvert notamment en Irak, en
Arabie Saoudite et dans le Golfe Persique. Les pays producteurs s’affirmeront comme les
principaux acteurs du marché pétrolier. En 1960, l’OPEP voit le jour. Il s’agit d’une sorte de
cartel du pétrole où les pays membre s’entendent sur les quantités de pétrole à exporter. En
1973, la guerre du kippour éclate. Les pays producteurs arabe décident d’un embargo contre
Israël et ses alliés. Des mesures de sécurité d’approvisionnement tel que la négociation directe
avec le pays producteur et la constitution de réserves seront prises. Le 23 décembre 1973, le
prix du pétrole s’envole. Il est multiplié par quatre en trois mois puis se stabilise jusqu’en
1979, date de la révolution iranienne. Ses effets psychologiques entraineront la constitution de
nombreuses réserves d’urgences ce qui entrainera une augmentation des prix. La peur de
rupture entrainera aussi une diminution de la consommation et par conséquent la récession
économique. En 1982, afin de stabiliser les prix, l’OPEP adopte la politique des quotas. Cela
se révèle être un échec puisqu’en 1985, ayant besoin de liquidité, l’Arabie Saoudite augmente
sa production pétrolière ce qui provoque une surproduction et qui aboutit au choc pétrolier de
1986. Avec l’excédent de pétrole et la baisse de prix, cela provoque une diminution des
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
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marges, une surconsommation des produits pétroliers et une diminution de l’utilisation
d’autres produits non pétroliers. L’OPEP décidera finalement d’abandonner le principe d’une
fixation de prix officiel laissant cela à la situation du marché.
Les principaux acteurs du secteur pétrolier sont :
Les compagnies pétrolières : ce sont elles qui fournissent actuellement la quasi-totalité
du pétrole brut au monde.18
OPEP
AIE (Agence Internationale de l’Energie) : Est créée lors de l’embargo des pays arabes
contre Israël et ses alliés. Son but est de garantir la sécurité des approvisionnements de
pétrole, de maintenir des prix acceptable, de gérer la coordination des pays
importateurs et de réduire leur dépendance aux énergies non-renouvelables. 19
Or depuis quelques
temps, l’émergence des
pays tels que la Chine,
l’Inde ou le Brésil vient
bousculer le secteur
pétrolier. En effet, les
fortes croissances de
marché de la Chine et
de l’Inde ont et vont
encore fortement
accroître la demande de
pétrole. D’après un
rapport de l’Agence
Internationale de
l’Energie Atomique en 2010, la Chine est devenu le pays ayant la plus forte consommation
d’énergie. Le graphique ci-contre montre bien cette tendance. L’Arabie Saoudite qui est un
des plus important pays exportateur de pétrole, exporte la majorité de sa production pétrolière
en Chine. Les exportations de pétrole du Venezuela, notamment celles vers la Chine est celle
qui se développe le plus rapidement. 20
Donc on assiste actuellement à un changement du
moteur du secteur pétrolier qui se déplace de plus en plus vers l’Asie qui joue désormais un
rôle majeure dans le secteur pétrolier. Les perspectives à long terme du marché pétrolier mise
sur une augmentation de la demande pétrolière mondiale. Il est prévu que cette augmentation
augmente le plus en Amérique du Nord, en Chine et dans d’autres pays d’Asie. 21
Les réserves pétrolières resteront abondantes mais leur distribution se focalisera
essentiellement sur les pays du Moyen-Orient qui possèdent plus de deux tiers des réserves
18
http://swing-trading.daily-bourse.fr/post/P%C3%A9trole-%3A-Principaux-acteurs-du-march%C3%A9 19
http://www.investir-petrole.com/article/acteurs-marche-petrolier.html#startframe 20
http://www.chineinde.info/blog/energie/l-appetit-petrolier-de-la-chine.html 21
Agence Internationale de l’Energie
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 30
mondiale. En effet, malgré la découverte récente de nouveaux gisements marins, ceux-ci sont
plus coûteux à l’exploitation que les importantes réserves du Moyen-Orient. 22
Le graphique
ci-dessous nous renseigne sur le déficit (différence entre la production et la demande) de
pétrole pour différent pays. On voit que les membres de l’OPEP de l’Amérique du Nord ont
un déficit moins important qu’en 2007 notamment grâce au Canada où d’importants
gisements ont été récemment découverts. Comme expliqué avant, la Chine et l’Inde devront
faire face à un déficit plus important (importer plus).
Perspective pétrolière
D’après les scénarios de l’AIE, le pétrole va continuer à jouer u n essentiel dans
l’accroissement de la consommation d’énergie. En effet, le pétrole devrait en
2030 représenter 6000 millions de tonnes de consommation annuelle sur les
15000 millions de tep d’énergie totale. 23
En effet, le pétrole comporte plusieurs
avantages tels que :
Facilité de transport à travers le monde
Son pouvoir calorifique
Sa polyvalence qui va du bitume et des fuels pour le chauffage et l’industrie
à la production thermique d’électricité, aux carburants pour les transports
automobiles et les nombreux usages pour la pétrochimie.
Nous allons aborder les perspectives pétrolières sous trois visions (consommation, production,
réserve). L’analyse ci-dessous est tiré de l’article suivant : « Perspectives pétrolières et
l’Orient » d’André Pertuzio.
1) Consommation. Pour l’OCDE, l’augmentation sera annuellement de 0,5% dont
22
http://www.oecd.org/dataoecd/39/59/34087712.pdf 23
http://www.strategicsinternational.com/7_article6.pdf
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 31
0,5% en Europe et 1,4% en Amérique du Nord. En revanche, la moyenne des
pays dits « en transition » sera de 2,7% parmi lesquels la Russie restera dans
la moyenne mondiale de 1,6% tandis que la Chine atteindra 3,4% avec une
consommation annuelle de 13 millions de barils/jour contre 5 millions
aujourd’hui. Ce même taux de croissance de la consommation pétrolière sera
aussi celui de l’Afrique tandis que l’Inde et les autres pays asiatiques verront
leur consommation augmenter de 2,9 à 3% annuellement.
2) Production. On constate une fois de plus le déséquilibre entre les pays
consommateurs pour la plupart non ou insuffisamment producteurs (ce qui est le cas
des Etats-Unis, troisième producteur mondial) et les pays producteurs, relativement
faibles consommateurs à l’exception de la Russie, deuxième producteur mondial).
C’est ainsi que l’OPEP – Organisation des pays exportateurs de pétrole – fournit
aujourd’hui environ 34% de la production mondiale et que les pays du Proche et
du Moyen Orient assurent 30% de cette production. De plus, dans une
perspective qui est l’objet de cette étude, il apparaît qu’à l’horizon 2030
l’Orient produira plus de 50% des besoins pétroliers du monde. Il est donc
évident que les changements qui nécessairement se produiront dans les
structures des approvisionnements pétroliers assureront à cette région une
position dominante comme producteur de pétrole.
3) C’est là où apparaît clairement la position éminente de l’Orient et notamment des 5
pays: Arabie Saoudite, Irak, Iran, Emirats, Koweït indiqués plus haut. En effet, leurs
réserves s’établissent en moyenne à 90 ans ou plus. Il convient à ce sujet de distinguer
la situation particulière de l’Irak dont la production actuelle est de beaucoup
inférieure à ce qu’elle devrait être en raison de sa situation particulière entraînée
d’abord par la guerre du Golfe en 1990 et par l’intervention militaire américaine en
2003. Le ratio actuel réserves/production y est donc de 230 ans ! Donc l’Orient est
assuré de rester pour longtemps encore la région dominante en matière
d’approvisionnement énergétique et celle où le pétrole est le plus accessible, il
est également la région la plus instable politiquement, encore fragilisée par la
récente intervention des Etats-Unis en Irak. Le problème à résoudre est donc
très délicat et fait l’objet de réflexions et de débats d’autant plus difficiles qu’à
moyen terme on ne voit pas d’autres sources d’énergie se matérialiser dans des
conditions économiques possibles si ce n’est l’énergie nucléaire que la
France utilise grandement pour la production d’électricité mais dont l’emploi
reste techniquement limité et qui soulève de grandes oppositions dans le
monde.
Exploration et extraction du pétrole
Chaque pays a la souveraineté nationale sur ses ressources naturelles. Lorsqu’il existe une
probabilité d’existence de gisements, l’Etat accorde, sous certaines conditions, des
concessions à des compagnies compétentes pour la recherche et l’exploration de ceux-ci.
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
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La recherche de gisement s’effectue en deux étapes. La première étape (préparation) consiste
à réunir tous les renseignements utiles et disponibles sur la région afin de rechercher les
indices. Ensuite, la seconde étape (exécution) est une étude géologique plus précise effectuée
grâces aux techniques suivante : imagerie sismique, magnétométrie et gravimétrie. On
précédera à des forages d’exploration afin d’obtenir des informations in-situ.24
Ce n’est
qu’une fois le gisement repéré et classé comme rentable que l’on pourra commencer les
forages d’exploitation afin d’en extraire le pétrole.
Au début de l’exploitation, le pétrole remonte à la surface sous l’effet de la pression du fond
du gisement. C’est l’extraction primaire. Au fur et à mesure du temps, cette pression diminue
et la production s’arrête. Or il reste encore environ 50 à 70% de pétrole dans le gisement. On
peut alors soit injecter divers fluides afin d’augmenter la pression du gisement ou soit utiliser
un pompage mécanique. C’est l’extraction secondaire. On a aussi l’extraction tertiaire qui
concerne le pétrole présent dans les roches sédimentaire sous forme de bitume.25
Une fois le pétrole brut extrait, on le transporte vers les différentes raffineries. Le moyen de
transport le plus rationnel, le moins cher et le plus fiable est le pipeline. Si on doit traverser
des mers, on utilisera les pétroliers. On peut aussi utiliser le train routier pour acheminer le
pétrole.
Le pétrole tel qu’il est extrait ne permet pas d’être utilisé directement comme combustible ou
carburant. Il doit être raffiné c.à.d. qu’on va transformer le pétrole brut en une série de produit
pétrolier plus ou moins lourd à l’aide de nombreuses opération (épuration, distillation,
conversion, finition). La distillation est l’étape qui permet l’obtention de produit liquide,
gazeux et visqueux. A partir du pétrole brut, on peut à peu près obtenir tous les produits
pétroliers possibles. Par exemple le craquage permet d’obtenir des produits plus légers à partir
de produits lourds. Au contraire, le reformage d’un produit léger permet d’obtenir un produit
plus lourd. Les produits pétroliers pouvant être obtenu dans une raffinerie peuvent être classé
de la manière suivante :
Produits lourds : bitumes, fuels lourds, diesel marin, cire, paraffine
Produits moyens : Gas-oil, diesel, lubrifiant
Produits légers : Essence, carburéacteur tel que le Jet A1
Produits très légers : GPL (butane, propane)
Le type de pétrole brut qu’utilise une raffinerie dépend des caractéristiques de ces pétroles et
des équipements à disposition. Certaine raffineries se spécialiseront dans les produits légers,
d’autres dans les produits lourd. Mais pour avoir une certaine flexibilité, une raffinerie va
s’approvisionner en différent types de pétroles.
Au cours des dernières décennies, ce sont les produits légers qui sont le plus demandés. Avec
la croissance de la consommation de produits pétroliers, on assiste actuellement à une
saturation des capacités de raffinage (82mb/d). Concernant les marges de raffinages, celles-ci
24
http://fr.wikipedia.org/wiki/P%C3%A9trole 25
Système énergétique, Gérard Sarlos, Pierre-André Haldi, Pierre Verstraete.
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 33
dépendant principalement du prix du pétrole brut et du prix de vente qui ne sont pas liés. Ces
marges fluctuent de manière importante car la prévision des futurs besoins est difficile.
Transport du pétrole
Le déplacement du pétrole du lieu d'extraction au lieu de raffinage peut être effectué par
transport oléoduc, maritime, routier ou ferroviaire. Ces deux dernier mode de transport sont
minoritaires et servent souvent parcours.
Les avantages et les inconvénients du transport par oléoduc sont regroupés dans le tableau ci-
dessous.
Avantages Désavantages
Mode de transport le moins polluant
Transport successif de différents types de
produits pétrolier
Transport en toute sécurité
Transaction contraignante (contrats bilatéraux et
pas de concurrence)
Cout de transport élevé (construction réseau et
maintenance)
Incertitude (problème géopolitique avec pays
limitrophes)
Les avantages et les inconvénients du transport maritime sont regroupés dans le tableau ci-
dessous.
Avantages Désavantages
Grande flexibilité
Mise en concurrence plusieurs producteurs de
pétroles
Permet l’affranchissement de contrainte éventuel
géopolitiques.
Risque lié aux incertitudes naturelles et
humaines
Raffinage
Ensemble de technique servant à la transformation du pétrole brut en divers produits plus ou
moins lourds. Ces techniques sont
La distillation : séparation des composants d'un mélange liquide.
Le craquage (thermique, hydrocraquage) : obtention des produits plus léger.
Une raffinerie s'approvisionnera en type de pétrole brut en fonction de ces équipements et des
caractéristiques de pétrole qu'elle veut produire. En France par exemple, on privilégiera le
diesel à l'essence. Cependant, afin d’avoir une certaine flexibilité, une raffinerie
s'approvisionnera en divers types de pétroles. Le raffinage du pétrole est représenté dans la
figure ci-dessous.
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 34
Les marges de raffinage dépendent de l'évolution du prix du brut (achat) et des produits
pétroliers (vente), ces deux produits ont des variations qui ne sont pas lié ou ne se font pas en
même temps (contre choc). Ces fortes fluctuations de marges ne permettent pas de prévoir les
futurs investissements.
Raffinage pour l’année 2009 et tendance à moyen terme selon les régions
On observe les tendances suivantes pour la situation de raffinage pour l’année 2009. Ces
informations sont tirés de l’article suivant : « Raffinage : situations contrastées selon les
régions » de Constancio Silva.
Amplification des surcapacités mondiales de raffinages. L’année 2009 est marquée
par une baisse de la consommation de pétrole dans le monde, amplifiant les
surcapacités de raffinage qui atteignent 6,8 millions de barils par jour (Mb/j) en
2009. Stimulées par le dynamisme économique de certaines zones, les capacités de
raffinage vont croître au niveau mondial, accentuant davantage les surplus existants.
Cette tendance est le résultat de situations considérablement contrastées selon les
régions. En Asie-Pacifique, l’évolution des capacités de raffinage n’a pas vraiment
été affectée par le ralentissement de l’économie mondiale. L’installation de nouvelles
capacités, après un accroissement modéré, a retrouvé un rythme de croissance élevé
en 2009 (+ 6,4 %). Dans le même temps, la demande de pétrole a ralenti (+ 1,3 %),
favorisant l’apparition d’une légère surcapacité (+0,8 Mb/j). À l’intérieur de cette
zone, la Chine et l’Inde affichent encore une fois des performances remarquables. À
l’inverse, le Japon connaît une baisse sensible de sa demande interne alors que les
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
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capacités de raffinage restent stables. Les États-Unis enregistrent un net recul de leur
demande pétrolière et une quasi-stabilité des capacités de raffinage, entraînant une
réduction du déficit des capacités. L’Amérique du Nord reste, malgré une nette
tendance à l’équilibre, la seule région déficitaire. La baisse de la consommation de
distillats (– 12 %) et de fiouls résiduels (– 14 %) est à l’origine de cette tendance.
L’Europe connaît une évolution similaire avec une baisse significative de la
demande et une légère diminution de ses capacités de raffinage. Au Moyen-Orient,
la croissance de la demande reste forte (+ 4 %) malgré un léger ralentissement, et les
capacités de raffinage suivent à un rythme proche (+ 3 %). La Russie qui affiche
des surplus conséquents. Il s’agit d’un pays exportateur de produits, notamment des
distillats moyens vers l’Europe.
Globalement, les excédents croissants en capacités de raffinage s’expliquent par des
progressions opposées entre d’un côté la demande, qui poursuit sa baisse, et d’un
autre côté les capacités de raffinage qui, malgré une situation globalement
défavorable, continuent de croître.
Maintien des marges de raffinage dégradées
Résultats nets encore en baisse
Ralentissement des dépenses dans l’industrie du raffinage
Renforcement en cours des normes d’émissions
Nouveaux projets en diminution et reports de projets
La tendance à moyen terme des raffinages est la suivante. Dans les pays de l’OCDE,
notamment sur les marchés nord-américain et européen, où la demande tend à ralentir à long
terme, les surcapacités devraient continuer à augmenter. La continuité ou la dégradation des
taux d’utilisation des raffineries devrait fragiliser davantage cette situation. Dans ces régions,
un nouvel équilibre reste à établir entre l’outil de raffinage et la demande interne, de manière
à répondre à la fois au renforcement des spécifications sur la qualité des produits
(principalement la teneur en soufre) et sur les orientations structurelles de la demande
(poids du diesel en Europe, etc.). Certaines compagnies pétrolières dont Total ont déjà
commencé ce réajustement. Dans les pays émergents en Chine et en Inde principalement la
situation n’est pas la même : la demande est forte et malgré la baisse conjoncturelle des
projets, l’activité demeure forte. Les capacités, récemment légèrement excédentaires en
Chine, devraient suivre l’évolution de la demande.
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
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Exercice
Un raffineur dispose de deux types de pétrole brut A et B et fournir les produits pétroliers
suivants: essence (E), diesel (D), Huile lourde (HL). Les rendements sont supposés être les
suivants:
Pétrole brut A B
E 0,2 0,4
D 0,4 0,2
HL 0,4 0,4
Pour simplifier, on a supposé qu’il n’y a pas de perte et que le raffineur se limite à ces trois
produits. On suppose d’autre part que pour chacun de ces deux pétroles bruts lui procure les
bénéfices nets suivants en cas d’utilisation:
b1 = 140 $/tonne pour A
b2= 150$/tonne pour B
Enfin, du fait de contraintes de logistique, il doit respecter les productions maximales
suivantes :
Emax = 1200 tonnes; Dmax = 1200 tonnes; Hlmax= 1400 tonnes
a) Trouver la production optimale avec les pétroles bruts A et B
b) Trouver les quantités optimales à produire pour chaque produits pétroliers. Résoudre
d’abord à la main, puis avec Excel.
a) Soit :
XA : quantité de produit A
XB : quantité de produit B
Systèmes :
Equations à maximiser :
Contraintes :
Contrainte sur E :
Contrainte sur D :
Contrainte sur HL :
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Page 37
Résolution manuelle
Résolution graphique: XA = 1000 tonnes et XB = 2500 tonnes.
Résolution par l'algorithme du simplex : XA = 1000 tonnes et XB = 2500 tonnes
XA XB X1 X2 X3 0.2 0.4 1 0 0 1200 λ1=6000
0.4 0.2 0 1 0 1200 λ2=3000
0.4 0.4 0 0 1 1400 λ3=3500
-140 -150 0 0 0 0
XA XB X1 X2 X3 0 0.3 1 -0.5 0 600 λ1=2000
1 0.5 0 2.5 0 3000 λ2=6000
0 0.2 0 -1 1 200 λ3=1000
0 -80 0 350 0 420000
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
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XA XB X1 X2 X3 0 0 1 1 -1.5 300 λ1=300
1 0 0 5 -2.5 25000 λ2=500
0 1 0 -5 5 1000 λ3=∞
0 0 0 -50 400 500000
XA XB X1 X2 X3 0 0 1 1 -1.5 300
1 0 -5 0 5 1000
0 1 5 0 -2.5 2500
0 0 50 0 325 515000
Résolution par Excel en utilisant la fonction solveur
E D HL
Pétrole A 0.2 0.4 0.4
Pétrole B 0.4 0.2 0.4
Quant/ Petr 1200 900 1400
Produ.Max 1200 1200 1400
quantité valeur
Pétrole A 1000 140
bénéfice 515000
Pétrole B 2500 150
On trouve donc XA = 1000 tonnes et XB = 2500 tonnes
b) Connaissant les quantités de A et B, le problème revient à résoudre 3 équations.
Avec : XE : quantité de produit E
XD : quantité de produit D
XHL : quantité de produit HL
Avec Excel, on utilise la fonction solveur et on trouve les mêmes résultats que la résolution de
ces 3 équations. (Voir tableau solveur ci-dessus).
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
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Cours n°4 Le pétrole, une matière première particulière .................................................................................... 40
Développement des marchés pétroliers .............................................................................................. 40
Exercice ................................................................................................................................................. 42
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
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Le pétrole, une matière première particulière
Le pétrole tient un rôle important tant dans notre vie quotidienne en tant que première source
d’énergie mais aussi en tant que produit de base pour l’industrie chimique. Il représente
environ 30% de l’offre énergétique globale d’énergie primaire. Cette dépendance au pétrole
oblige ainsi les pays importateurs à assurer la sécurité de l’approvisionnement. Ceci se traduit
par exemple par une diversification des voies d’importations ou une non dépendance à un seul
pays fournisseur. Pour les pays exportateurs, c’est la sécurité des recettes pétrolières qui est la
préoccupation principale. En effet, les fluctuations sur le prix du pétrole et sur la quantité
exportée dû à des crises économiques sont préjudiciables pour l’économie du pays
exportateur. Il s’agit pour ces pays-là de garantir la sécurité de la demande, c.à.d. satisfaire la
même demande à la même valeur. Pour les pays où l’exportation de pétrole représente une
grande partie des recettes totales du pays, les fluctuations de prix peuvent fortement
vulnérabilisé ces recettes pétrolières. On parle du syndrome hollandais. Prenons par exemple
le Nigéria. Plus de ¾ des recettes du pays provient de l’exportation de pétrole. Si le prix
diminue c’est l’économie entière du pays qui en souffrirait. Pour éviter cela, il dévalue leur
monnaie pour adapter leur recette avec la baisse de prix ce qui constitue pourtant une
mauvaise solution (cercle vicieux de la détérioration). Un marché idéal consisterait à ce que
les marchés internationaux régulent la demande et que la concurrence reflète les prix de la
demande et de l’offre. Or le marché n’est pas parfait à cause du manque de transparence
(OPEP) et par conséquent les prix ne sont pas exactement en fonction de l’offre et de la
demande.
Développement des marchés pétroliers
Jusqu’au début des années 1960, l’exploitation du pétrole était intégrée verticalement, de la
production à la commercialisation par les groupes internationaux qui décidaient du prix et qui
reversaient un droit d’exploitation aux pays détenteurs de pétrole. 26
Ces grandes compagnies
(majors) dominaient donc le soit disant « marché » du pétrole puisqu’ils se contentaient
d’échanger entre eux. Le commerce international était confiné dans les pays industrialisé qui
possédaient ces majors.
Dès le début des années 1970 et avec l’accroissement de la consommation de pétrole, les pays
producteurs prennent progressivement le contrôle de la production en nationalisant les
entreprises qui exploitent les gisements. La part des majors dans la production de pétrole
diminuait fortement. Le système de concession (contrat de concession) est progressivement
remplacé par des relations contractuelles de long terme avec les nouvelles compagnies
nationales. Les majors n’ont plus une influence aussi importante sur les prix du pétrole brut
qu’ils avaient jusqu’en 1960. Seules ces contrats à long terme leurs assurent une sécurité
d’approvisionnement. Les prix du pétrole sont fixés par l’OPEP. Ces prix étaient largement
supérieurs aux prix officiellement fixés par les pays producteurs, ce qui favorisera le
développement des marchés spots dans les années 1980. A partir de 1988, c’est cette nouvelle
organisation du marché qui fixera les prix du pétrole. Sur les marchés spots, les échanges se
26
http://www.unctad.org/infocomm/francais/petrole/societes.htm
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 41
font à court terme et les prix fluctuent de manière importante. Pour faire face à cette volatilité
des prix, des instruments financiers tels que les bourses pétrolières se développent. En effet,
ces variations permanentes de prix engendrent pour les acteurs du marché pétrolier de
nombreux risques financier (gestion du risque).
Comme nous allons aborder la question de la formation du prix, nous devons définir les deux
types de prix suivants :
Prix FOB : se réfère au prix du pétrole brut au port de chargement. Dans une vente
FOB, la propriété du pétrole brut passe du vendeur à l’acheteur qui est dès lors
responsable du fret et des assurances.
Prix CIF : se réfère au prix du pétrole brut dans le port de déchargement. Dans une
vente CIF, le vendeur est responsable des coûts du fret et des assurances.
Nous allons maintenant nous intéresser aux principaux contrats d’achat et de vente de pétrole.
Nous avons premièrement les contrats à long termes, c.à.d. pour une durée en général d’un an
reconductible. L’avantage pour les compagnies nationales des pays exportateur de ce type de
contrat est qu’elles assurent une stabilité pour l’écoulement de leur pétrole brut. Pour les
acheteurs, l’avantage de ce contrat est qu’il leurs permettent de couvrir la base de leurs
besoins. Nous avons aussi les contrats spots où les achats et les ventes de gré à gré d’une
cargaison dont le départ intervient sous quelques jours à un mois maximum.27
Les principaux
marchés spot se trouvent essentiellement à Londres, à New-York et à Singapour pour le
pétrole brut. Concernant les produits pétroliers, ils se trouvent à Amsterdam-Rotterdam-
Antwerp, à Singapour et à New-York également. Les principaux acteurs des marchés spots
sont les traders des compagnies pétrolières qui assurent l’approvisionnement des raffineries en
affrétant des cargos et en négociant la livraison. Le prix des contrats spots sont liés à un indice
de référence qui est « les bruts de référence » (Brent, Dubaï, WTI). Ce système de référence
de prix peut créer d’importante fluctuation des prix du pétrole brut, c.à.d. que le prix convenu
lors d’un contrat spot peut fluctuer en fonction du marché spot. Finalement nous avons les
contrats forward/à terme. Il s’agit de contrat d’achat/vente pour une livraison à un lieu donné
à un prix fixé et dans un délai entre un et trois mois. Les marchés terme fonctionnent comme
les marchés spots sauf que le délai est plus long. Concernant les prix, ceux-ci sont fixe ce qui
permet à l’acheteur de gérer le risque lié aux fluctuations importantes des prix sur les marchés
spots. Les prix fixes représentent donc cet avantage de garantir les prix à la livraison mais
aussi l’inconvénient que si les prix baissent, on devra payer le prix fixé lors du contrat à
terme. Un autre inconvénient des contrats à terme est le nombre de transaction.
27
http://www.annales.org/ri/2002/0383-2/houssin018-022.pdf
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 42
Exercice
A refiner is required to make the following minimum quantities of three products
Motor gasoline: 1600 tons
Gas oil: 2000 tons
Heavy Fuel oil (HFO): 2800 tons
What crude oil slate will minimise manufactury costs? Note that in this problem the figures
for the cost of crude includes the refiners gate price of the crude plus the variable operating
costs.
Crude A B C
Motor gasoline (yield% wt) 0.20 0.25 0.40
Gas oil (yield% wt) 0.40 0.25 0.20
HFO (yield% wt) 0.40 0.50 0.40
Cost ($/ton) 150 140 160
Soit :
XA : quantité de produit A
XB : quantité de produit B
Xc : quantité de produit C
Systèmes :
Equations à minimiser :
Contraintes :
o Contrainte sur Motor gasoline :
o Contrainte sur Gas oil :
o Contrainte sur HFO :
A l'aide de la fonction solveur d’Excel.
Motor gasoline Gas oil HFO
A 0.2 0.4 0.4
B 0.25 0.25 0.5
C 0.4 0.2 0.4
Quant/ crude 1600 2000 2800
quantité min 1600 2000 2800
quantité valeur
A 3000 150
cout 946000
B 2400 140
C 1000 160
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
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XA = 3000 tonnes, XB = 2400 tonnes et XC = 1000 tonnes
Ce qui lui permettera de produire :
Motor gasoline : 1600 tonnes
Gas oil : 2000 tonnes
HFO : 2800 tonnes
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
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Cours n°5 Chaîne de valeurs du gaz naturel ......................................................................................................... 45
Nature et formation ............................................................................................................................. 45
Exploration et extraction ...................................................................................................................... 46
Traitement ............................................................................................................................................ 46
Transport ............................................................................................................................................... 47
Stockage et distribution ....................................................................................................................... 48
Marchés du gaz naturel ........................................................................................................................ 48
Industrie gazière à l’horizon 2020 ........................................................................................................ 50
Exercice ................................................................................................................................................. 52
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 45
Chaîne de valeurs du gaz naturel
La chaîne de valeur du gaz est la même que celle du pétrole. Nous n’allons pas nous y attarder
dessus. Par contre, on peut séparer les différentes activités suivant ce schéma :
On peut dégager les intérêts pour chacune des activités ci-dessus.28
Segments Intérêts
Exploration/production
La libéralisation n’a aucune incidence sur le caractère
oligopolistique du segment.
Synergies avec l’extraction du pétrole
Négoce Ouverture à la concurrence
Stockage Accès aux tiers non obligatoire
Maillon stratégique pour les négociants
Transport, distribution
Situation de monopole naturel
Activité centrale
Risque limité : niveau de rémunération garantie
Rendement d’échelles croissantes
Fourniture/commercialisation Ouverture à la concurrence
Nature et formation
La formation de gaz naturel peut être associée à celle du pétrole, il s’agit seulement
d’hydrocarbure plus léger (méthane). Le processus est la suivant :
Accumulation pendant des millions d’années de matière organiques végétales ou
issues de planctons.
Transformation en hydrocarbures liquides ou gazeux avec un rapport gaz/huile qui
dépend des conditions de températures et de pression.
Au sens le plus large, le gaz naturel est un fluide naturel qui se présente à l’état gazeux dans
les conditions normales de température et de pression. La composition du gaz naturel dépend
du gisement. Il est constitué de plusieurs hydrocarbures qui contiennent au maximum quatre
atomes de carbone. Il s’agit principalement de méthane, et dans une moindre mesure d’éthane,
de propane et de butane. Le gaz naturel peut aussi contenir du gaz carbonique, de l’hydrogène
sulfuré, de l’hélium, de l’argon et de l’azote. On privilégiera les gisements de gaz naturel
contenant le plus de méthane possible.
D’un point de vue sécurité, la masse volumique du gaz naturel est plus faible que celle de l’air
c.à.d. qu’il est toujours plus léger. Donc en cas de fuite, le gaz naturel se dissipe dans
l’atmosphère et ne reste pas proche du sol.
28
http://sch-paris.over-blog.com/categorie-1028236.html
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 46
Dans l’écorce terrestre et à différentes profondeurs, le gaz naturel se présente sous diverses
formes qu’on peut distinguer de la façon suivante.
Gaz associé et non associé. Le gaz associé est celui qui est dans un gisement
d'hydrocarbures liquides (pétrole). Il peut être présent sous deux formes : dissous dans
le pétrole ou sous forme de 'gas cap' c.à.d. de dôme de gaz au sommet du gisement de
pétrole. La production des gaz naturels associé est donc liée à celle d’autres
hydrocarbures notamment du pétrole brut. Le gaz non associé est celui qui provient
d'un gisement dépourvu de pétrole. Sa production n’est liée à aucune autre production
d’hydrocarbure.
Gaz acides et non acide. Les gaz naturels acides contiennent une forte teneur d’hydrogène
sulfuré (H2S) et de dioxyde de carbone (CO2). Ces impuretés devront être enlevées avant le
transport car ils sont très corrosifs.
Exploration et extraction
Les réserves de gaz naturel sont plus difficile à évaluer correctement que celle du pétrole car
la consommation du premier s’étant développé plus récemment que celle du second.29
On
estime actuellement que la découverte de nouveaux gisements de gaz naturel croît plus
rapidement que sa consommation. Les techniques d’explorations (réflexion sismique,
magnétométrie, gravimétrie, etc.) du gaz naturel sont semblables que celle du pétrole car on
trouve ces deux agents soit dans les mêmes gisements, soit dans des gisements similaire.
Que ce soit en terre ou en milieu marin, les installations d’extraction du gaz naturel sont
presqu’identique à ceux du pétrole. Elles sont logiquement semblables lorsqu’il s’agit de gaz
associé. Concernant les gaz non associés, leurs exploitations dépendent principalement des
critères économiques (infrastructure de transport). Comme on l’a dit, le forage peut être
effectué sur terre ou en mer. Il dépend de la profondeur du gisement et de la nature de la
roche. Pour les gisements peu profonds, des câbles de forage peuvent être utilisés. Pour des
gisements plus profonds, des plates-formes de forage rotatives sont nécessaires.30
En général,
le gaz naturel sous pression sort du puits sans intervention extérieure. Toutefois, il est parfois
nécessaire de faire appel à des pompes ou à d'autres méthodes plus compliquées comme pour
le pétrole.
Traitement
Le traitement du gaz naturel implique le regroupement, le conditionnement et le raffinage du
gaz naturel brut afin de le transformer en énergie utile pour satisfaire aux spécifications
requises à l’utilisation. Le gaz brut extrait qui n’est pas du méthane pur doit subir des
traitements afin de l’épurer. En effet, le gaz naturel contient de l’eau, de la vapeur d’eau, du
dioxyde de carbone, des gaz plus lourds tels que le propane et le butane et doit donc être
purifié.
29
Système énergétique, Gérard Sarlos, Pierre-André Haldi, Pierre Verstraete. 30
http://fr.wikipedia.org/wiki/Gaz_naturel
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 47
Transport
A cause de sa forme gazeuse et de sa faible densité énergétique, le transport du gaz est plus
délicat et plus cher que celui du pétrole. Les deux modes de transports spécifiques au gaz
sont :
Gazoduc : moyen le plus répandu pour transporter le gaz naturel. Ce sont de grosse
conduite en acier avec un diamètre jusqu’à 1.5m et d’une dizaine de millier de
kilomètre de longueur. Le gaz est comprimé tous les 120 à 150km dans des stations de
compressions afin d’en augmenter la densité et de diminuer le débit-volume. Il existe
deux types de gazoducs. Les gazoducs sous-marin comme ceux reliant les gisements
norvégiens aux terminaux européens ou ceux reliant les gisements d’Afrique du Nord
à la Sicile. Les gazoducs terrestres comme ceux qui composent le réseau russe
(160000 km de long). Ils sont enterrés dans le sol pour des raisons de sécurité. On voit
sur la carte ci-dessous les principaux gazoducs d’Europe.
Méthanier : bateau destiné à recevoir du gaz naturel liquéfié (GNL). C.à.d. qu’on va
réduire son volume en abaissant la température (-161°C) et ainsi le liquéfier afin de le
transporter. Ce mode de transport est pour le moment encore marginal. Il implique la
mise en place d’une chaîne d’infrastructure qui est un investissement extrêmement
important. L’avantage de ce mode de transport est la flexibilité (permet de faire jouer
la concurrence, pas d’obligation d’accord à long terme) qu’il offre ainsi que
l’indépendance aux pays fournisseurs.
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 48
Stockage et distribution
Le stockage peut s’effectuer sous différentes formes :
Dans des cuves sur terres
Dans des aquifères, sous-sol
Dans des cavités salines poreuses où l’extraction est plus simple par la suite
Les stockages de gaz est important car il permet :
De combler les déséquilibres entre les approvisionnements, relativement constants au
cours de l'année, et les consommations de gaz naturel qui varient fortement suivant les
saisons (variations saisonnières). Donc cela permet d’éviter le dimensionnement des
gazoducs en pointe.
D’assurer la sécurité d'approvisionnement en cas de défaillance des pays fournisseurs.
De moduler les flux d’approvisionnement.
Les stockages sont donc indispensables pour assurer la continuité de fourniture du gaz naturel
au grand public comme aux industriels. Un jour de pointe de froid en hiver, les stockages
contribuent à répondre à la demande à hauteur de plus de 60%, les sources
d'approvisionnement aux frontières et les terminaux méthaniers n'intervenant qu'à hauteur de
40%.31
Pour gérer les variations saisonnières, on peut aussi joue sur la demande en coupant
tout simplement le gaz (coût incitatif).
Marchés du gaz naturel
Les contrats d’approvisionnements gaziers sont régis par des contrats à long terme. Ceci
s’explique par le degré de dépendance mutuelle élevé entre les producteurs et les acheteurs.
En effet, des investissements importants sont requis pour de créer les infrastructures
nécessaires à l’extraction, au transport et à la distribution du gaz naturel. Ces contrats portant
sur de longues périodes présentent l’avantage d’assurer la sécurité d’approvisionnement. Au
cours des années récentes, on peut relever les tendances suivantes :
La croissance soutenue de la demande de gaz naturel jusqu’en 2008 où la crise
économique entraina la baisse de l’activité économique. Le gaz naturel est la valeur
énergétique qui augmente le plus. Historiquement cette augmentation de la demande
débuta après le 2ème choc pétrolier, cette demande résultant de la volonté de
substitution du pétrole. De plus l'utilisation du pétrole pour la production d'électricité
est de plus en plus remplacé par l'utilisation de gaz naturel, qui grâce au différents
progrès dans les technologies de productions tel que le cycle combiné permet de se
rapprocher du rendement du nucléaire (environ 50%). L'utilisation du gaz naturel pour
le chauffage et l'utilisation comme carburant participe aussi à cette augmentation de la
demande.
31
http://sch-paris.over-blog.com/categorie-1028236.html
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 49
Le développement de marchés sport (au cours du jour) à partir du GNL. Le marché du
gaz naturel commence à devenir fluctuant et spéculatif comme l’est celui du pétrole.
On a dorénavant non seulement une concurrence du gaz naturel avec les autres agents
énergétiques mais également une concurrence entre les fournisseurs.
Le développement de l’exploitation en Amérique du Nord des gaz de schistes
bitumineux (gaz naturel non conventionnel) afin de valoriser leurs ressources.
L’influence des gaz naturel non conventionnel et de la baisse de l’activité économique
sur les prix du gaz naturel dans les marchés européens.
Baisse des prix du gaz naturel sur les marchés européens résultant d'une surproduction
lié à l'utilisation des ressources non conventionnelles et d'autres part à la baisse de la
consommation lié à la chute de l'économie résultant de la crise économique de 2008.
On peut donc résumer les choses de la manière suivante. Extrait de la Politique de sécurité :
analyse du CSS.
«Il y a quelques années, les prix du gaz, indexés sur celui du pétrole, augmentaient
rapidement. Il s’agissait surtout du gaz naturel liquéfié (GNL) transportable mondialement
qui s’est imposé ces dernières années. Une demande en hausse et des capacités limitées ont
permis aux producteurs de dicter tant le prix que la politique dans le secteur du gaz naturel.
Aujourd’hui, la situation est différente: d’un marché vendeur, le gaz est devenu un marché
acheteur, ce qui s’explique en partie par la crise économique qui se manifeste par une baisse
de la demande de gaz. Mais la détente sur le marché du gaz s’explique aussi par
l’exploitation croissante de ressources de gaz naturel «non conventionnel». On trouve à
l’avant-plan le gaz de schiste qui peut être exploité de manière plus rentable depuis peu grâce
à de nouvelles technologies d’exploration et de forage. Les Etats-Unis, qui disposent
d’énormes gisements de gaz naturel non conventionnel et prennent de plus en plus le pas sur
la Russie, jusqu’à présent plus grand producteur de gaz, sont la force motrice derrière ce
développement. Mais de nombreux autres Etats les ont aussi rejoints, puisqu’il se pourrait
que les gisements mondiaux de gaz de schiste soient, selon les estimations de l’Agence
internationale de l’énergie, jusqu’à cinq fois supérieurs aux réserves prouvées dans
l’exploitation de gaz nature traditionnel. Une restructuration potentiellement profonde des
marchés du gaz naturel avec de nouveaux producteurs et un pouvoir de marché plus faible
des fournisseurs traditionnels s’ébauche sur cette toile de fond. Face à la sécurité
d’approvisionnement des Etats occidentaux, il convient de trouver cette restructuration
positive. Il convient cependant de mettre en garde contre des attentes démesurées. Il y a
encore en effet de gros points d’interrogation en ce qui concerne la quantité de gaz non
conventionnel effectivement exploitable. Il se pourrait qu’une nouvelle tension se produise
plus vite que prévu sur le marché, notamment en raison d’une forte hausse de la demande
dans les Etats non membres de l’OCDE. Les matières premières ont un caractère résolument
conjoncturel. Les Etats consommateurs devraient tenir compte de ces facteurs dans leur
politique vis-à-vis des Etats fournisseurs traditionnels – même si ces derniers ne peuvent pas
penser pour le moment, en raison de la surabondance de gaz, à des mesures telles qu’une
limitation du volume d’extraction ou même la création d’un cartel similaire à l’OPEP. »
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
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Industrie gazière à l’horizon 2020
Cette partie est largement inspirée de l’article suivant : « L’industrie gazière à l’horizon
2020 » de Marie-Françoise Chabrelie.
Bien que limitées à très long terme, les ressources gazières n’en sont pas moins suffisamment
abondantes pour apporter à l’industrie énergétique du XXIe siècle une contribution majeure.
Doté de qualités intrinsèques qui en font une énergie moins polluante que ses concurrentes, le
gaz naturel est l’énergie commerciale dont la croissance dans le bilan énergétique futur reste
potentiellement la plus forte. Alors que la concurrence entre sources d’énergie s’intensifie, en
liaison avec des prix élevés, le gaz naturel reste celle dont la progression dans le bilan
énergétique devrait continuer à être la plus rapide dans les années à venir.
En dépit de perspectives de prix durablement élevés, un taux de croissance économique
soutenu, de l’ordre de 2,5 %/an, couplé aux obligations de respect des engagements
nationaux pris à Kyoto continuent à offrir au gaz naturel de belles perspectives de
développement. Ainsi, la demande mondiale de gaz devrait progresser à un rythme de l’ordre
de 2 %/an d’ici à 2020 et atteindre 3 800 109 m3 à cet horizon, représentant alors 26 à 27 %
de la demande d’énergie primaire.
Des taux de croissance très contrastés selon les régions
Les marchés d’Amérique du Nord et d’Europe, où la part du gaz est de 24 à 25 %, pourraient
continuer à se développer à un rythme de 1,7 %/an et 2,2 %/an respectivement. Ainsi, selon
les dernières perspectives publiées par l’Energy Information Administration, la demande de
gaz progresserait peu dans le secteur résidentiel-tertiaire. Par ailleurs, la hausse sensible du
prix du gaz pourrait aussi ralentir sa croissance dans le secteur électrique, au profit de
nouvelles centrales au charbon.
En Europe-OCDE, les avantages économiques et environne- mentaux, qui sont devenus très
importants, séduisent un nombre croissant de consommateurs dans le résidentiel- tertiaire
(Belgique, Espagne, etc.). Dans le sud de l’Europe (Espagne, Italie), en particulier, mais aussi
au Royaume-Uni, voire aux Pays-Bas ou même en France, c’est sans aucun doute le secteur
électrique qui reste le moteur de l’expansion gazière dans la région.
Dans les pays non-OCDE d’Asie et au Moyen-Orient la croissance de la demande de gaz
pourrait progresser à un rythme d’environ 3,5 %/an d’ici à 2020. Outre le secteur électrique
qui va, là aussi, jouer un rôle majeur dans le développement de la demande, le secteur
industriel, dans lequel la part du gaz est très inférieure à celle qu’elle occupe dans les pays
industrialisés, devrait représenter le principal vecteur de croissance. En Asie (Inde,
Indonésie, etc.), la production d’engrais devrait nécessiter des volumes croissants de gaz
naturel à la fois comme combustible et comme matière première pour la fabri- cation d’urée
et d’ammoniaque. Au Moyen-Orient, le gaz sera de plus en plus utilisé dans les usines de
dessalement d’eau de mer et, d’une manière générale, dans toute l’industrie.
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 51
Le secteur électrique conforte sa position
D’ici à 2020, le secteur électrique devrait absorber environ 35 % du gaz commercialisé
chaque année.
Une offre abondante mais concentrée
Environ 70 % des réserves gazières mondiales sont concentrées dans deux régions — le
Moyen-Orient et la CEI — et leur répartition géopolitique reste malgré tout assez similaire à
celle du pétrole. Avec 88,9 1012 m3, les pays de l’OPEP disposent d’environ 50 % des
réserves gazières totales, par rapport à 75 % dans le cas du pétrole. La CEI bénéficie d’une
situation plus avantageuse dans le cas du gaz, avec 32 % des réserves gazières contre
seulement 10,2 % des réserves de pétrole. Dans le cas des pays OCDE, la situation n’est
guère différente dans un cas comme dans l’autre, avec 10 % des réserves de gaz et 7 % des
réserves pétrolières
La dépendance croissante de l’Europe
L’UE à 25, dont 89 % des réserves gazières sont concentrées dans trois pays (Norvège,
Pays-Bas et Royaume-Uni) seule- ment, va connaître une dépendance croissante vis-à-vis
des fournisseurs extérieurs. Malgré le fort potentiel norvégien, la production européenne ne
devrait maintenir son niveau de 310 109 m3 que jusqu’au tournant de cette décennie, avant
de décliner à environ 260 109 m3 (Norvège comprise) d’ici à 2020. À cet horizon, la
demande dans la région pourrait atteindre près de 730 109 m3, ce qui porte à quelque 65 %
sa dépendance gazière contre 40 % actuellement. Le GNL représenterait alors 15 à 18 % de
l’approvisionnement total en gaz de l’Europe
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
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Exercice
1) Analyser l’évolution de la consommation du gaz naturel.
Définissons déjà les différentes régions de l’OECD.
OECD countries: Australia, Austria, Belgium, Canada, Czech Republic, Denmark, Finland,
France, Germany, Greece, Hungary, Iceland, Ireland, Italy, Japan, Korea, Luxembourg,
Mexico, Netherlands, New Zealand, Norway, Poland, Portugal, Slovak Republic, Spain,
Sweden, Switzerland, Turkey, United Kingdom, United States.
OECD North America, Canada, Mexico and the United States.
OECD Pacific : Australia, Japan, Korea and New Zealand.
OECD Europe : OECD countries excepté Australia, Canada, Japan, Korea, Mexico,
New Zealand and the United States.
La consommation de gaz naturel dans les différentes régions de l’OCDE entre 1980 et 2008
est la suivante.
Million cubic metres 1980 1990 1993 1996 1999 2002 2005 2008
OECD NA 638520 623474 676120 737660 754540 782210 762108 813141
OECD P 35788 83562 93140 110170 125010 141240 151067 175253
OECD E 263312 320083 355740 423830 461040 488600 545713 556813
OECD Total 937620 1027119 1125000 1271660 1340590 1412050 1458888 1545207
0
500000
1000000
1500000
2000000
2500000
3000000
3500000
1980 1990 1993 1996 1999 2002 2005 2008
Mil
lio
n c
ub
ic m
etre
s
World natural gas consumption by OECD region
Total OECD
OECD Europe
OECD Pacific
OECD North America
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 53
Entre 1980 et 2008, la consommation de gaz naturel a augmenté de 27 %, 390% et 111%
respectivement pour les régions de l’OECD NA, OECD P et OECD E.
Les deux fromages suivant nous montrent les parts relatives des différentes régions de
l’OECD dans la consommation totale de gaz naturel de l’OECD.
La part relative de consommation de gaz naturel pour les pays de l’OECD North America a
diminué entre 1980 et 2008, représentant ainsi 68% en 1980 et 53%. Les parts relatives pour
les régions de l’OECD Pacific et Europe représentent une part relative plus importante en
2008 comparé à 1980. On voit donc que le poids du contient Nord-Américain dans le marché
mondial du gaz diminue rapidement. En effet, la production de gaz naturel au États-Unis est
en constante diminution et elle n’est pas suffisamment compenser par l’augmentation de la
production canadienne. Donc la consommation de gaz au États-Unis s’adapte donc au déclin
de la production américaine de gaz. Pour la région Pacifique de l’OECD, le Japon
notamment, a considérablement augmenté sa consommation de gaz naturel principalement du
gaz naturel liquéfié (GNL) importé et utilisé pour générer l’électricité qu’elle a besoin. Dans
les pays industrialisé occidentaux, le gaz naturel perd du terrain dans le secteur industriel de
gros consommateurs (centrales électriques, sidérurgies, cimenteries, gros usages à vapeur)
68%
4%
28%
1980 OECD region's gas
consumption of total OECD gas
consumption
OECD NA
OECD P
OECD E
53%
11%
36%
2008 OECD region's gas
consumption of total OECD gas
consumption
OECD NA
OECD P
OECD E
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car il subit la concurrence du charbon et du pétrole, En revanche, sa consommation y
progresse dans la moyenne et petite industrie.
2) Analyse du développement du marché du GNL. Principaux importateurs et
exportateur.
Comme on l’a vu avant, l’utilisation du GNL est imposée si la construction de réseau de
gazoduc est impossible, trop coûteuse ou géopolitiquement inconcevable. Lorsqu’on parle de
marché du GNL, on sous-entend le transport de gaz naturel liquéfié. Evidemment, le marché
du GNL fait partie du commerce international du gaz naturel. Ces dernières décennies, cette
énergie voit sa contribution dans la consommation mondiale de gaz augmenter de manière
régulière. Cette contribution devrait ainsi passer de 7% environ en 2008 à près de 11% en
2015. 32
Il faut dire que le GNL, contrairement au gaz transporté par gazoduc, peut être
assez facilement détourné de sa destination initiale Donc on a une certaine une flexibilité qui
est encore plus renforcé grâce à la forte amélioration des capacités logistiques (méthaniers,
terminaux de regazéification) depuis quelques années. Le marché international du gaz naturel
liquéfié se résume sur trois principaux marchés.
1. En Europe : Le GNL ne représente qu’une minorité de la demande en gaz mais cette
proportion augmente régulièrement et la consommation de GNL va croître très
significativement dans les prochaines années. D’après la Table 27: «World LNG
imports by origin» tiré de «Natural gas information 2010», on remarque que
l'essentiel du commerce du GNL repose sur les ventes de l'Algérie, deuxième
producteur mondial, à destination principalement de la France, de l'Espagne, de la
Belgique, de la Turquie et dans une moindre mesure de l'Italie. La Libye produit
également du gaz naturel liquide à destination de l'Espagne. Avec l’ouverture des
marchés, on va assister à l’apparition de nouveau client, à la réalisation
d’infrastructure de réception et à l’augmentation des échanges à court terme et spot.
2. En Asie : Le GNL satisfait la quasi-intégralité des besoins en gaz du Japon, de la
Corée du Sud et de Taïwan, trois pays qui représentent aujourd’hui environ deux tiers
du marché mondial du GNL D’après la Table 27: «World LNG imports by origin» tiré
de «Natural gas information 2010» on distingue trois importateurs, à savoir le
premier au monde, le Japon qui achète 60 % de la production mondiale, la Corée et
Taiwan. Ils reçoivent du GNL produit dans sept pays à savoir l'Indonésie qui est le
premier exportateur mondial avec plus de 30 % de la production mondiale, la
Malaisie, Bruneï, l'Australie, Abu Dhabi, le Qatar et les Etats-Unis. Le Japon est donc
le premier importateur de GNL et l’utilise pour deux tiers à la génération électrique et
un tiers à l’alimentation de réseaux de distribution de gaz. Ses importations de GNL
vont continuer à augmenter à cause des préoccupations environnementales et de
sécurité énergétique. D’après la Table 28 « World LNG terminals» tiré de « Natural
gas information 2010 », afin recevoir le GNL, le Japon s’est doté de nombreux
32
http://dc235.4shared.com/doc/KiwMSiqf/preview.html
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 55
terminaux (Chita, Chita Kyodo,Chita-Midorihama Works, Fukuoka, Futtsu, etc) et de
nouveaux projets sont en construction.33
Comme le besoin d’un approvisionnement plus flexible s’est développé et l’offre
commerciale s’est diversifiée, les contrats à court et moyen termes se développent de
plus en plus. Par exemple, la Chine et l’Inde seront le moteur de la croissance de
l’industrie du GNL en Asie. En effet, en Chine et en Inde, la demande de gaz augmente
rapidement et n’est pas satisfaite par la production domestique et par les contrats
d’import par gazoduc. Elles vont donc sécuriser leurs importations par un nombre
croissant de contrats d’achats GNL à long terme et développer la logistique de
réception adéquate.
3. En Amérique du Nord : Le GNL joue un rôle marginal dans la consommation globale
de gaz naturel. D’après la Table 27 : «World LNG imports by origin » tiré de
«Natural gas information 2010», les Etats-Unis sont à la fois exportateur en Alaska et
importateur sur la côte Est, mais pour des quantités faibles dans les deux cas. Or, la
situation évolue depuis quelques années avec la diversification accrue de l’offre (gaz
non conventionnels (schistes bitumineux)) en Amérique du Nord et la mise en place de
capacités de regazéification importantes. Donc avec la croissance importante des gaz
non conventionnels dans la production domestique des Etats-Unis et la croissance de
la demande dans cette zone, les besoins en GNL vont considérablement augmenté.34
Pour conclure, on peut dire que le développement du commerce mondial de GNL affecte ces
trois marchés. On assiste à une mondialisation des échanges. Par exemple, le GNL en Europe
provient bien sûr de l'Algérie, du Nigeria et de la Lybie, mais peut-être aussi du Golfe Arabo-
Persique, de la zone Caraïbe, de la Norvège et de la Russie. Des contrats à court terme ont
même permis d'importer en Espagne du GNL australien. De plus en plus de pays sont
concernés aujourd'hui par le GNL qui est une filière en pleine croissance.
On peut regrouper les principaux fournisseurs et terminaux de GNL dans le monde dans le
tableau suivant.
33
http://books.google.ch/books?id=AFtUFnaVvnEC&pg=PA342&lpg=PA342&dq=consommation+de+gaz+ocde+am%C3%A9rique&source=bl&ots=PoAkQjjgIi&sig=p-R52yAx3U_YRhinCtlZIxyiCb0&hl=fr&ei=XEO9TqDvHMnCtAalifWaAw&sa=X&oi=book_result&ct=result&resnum=2&sqi=2&ved=0CCMQ6AEwAQ#v=onepage&q&f=false 34
http://www.total.com/MEDIAS/MEDIAS_INFOS/3129/FR/GNL-28pages-A4-FR.pdf?PHPSESSID=30a129c4a8b2cd7f97b8521fc149ef46
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
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Principaux importateurs Principaux fournisseurs
Japon
Corée du Sud
Espagne
États-Unis
France
Taiwan
Inde
Turquie
Belgique
Italie
Portugal
Royaume-Uni
Chine
Mexique
Grèce
Porto Rico
République dominicaine
Argentine
Indonésie
Malaisie
Qatar
Algérie
Trinidad
Australie
Nigeria
Brunei
Oman
Émirats
États-Unis (Alaska)
Libye
3) Pour les pays suivants: Allemagne, Japon, Etats-Unis, France, Pologne, Suisse,
estimer les indicateurs suivants et leur évolution entre 1980 et 2008
3.1 La part du gaz naturel dans l’approvisionnement en énergie primaire du pays
(TPES)
3.2 La part de l’importation dans l’approvisionnement en gaz naturel du pays
3.3 Le prix du gaz naturel pour les consommateurs industriels
3.4 Le prix du gaz naturel pour les consommateurs du secteur résidentiel
3.5 Le prix du gaz naturel utilisé pour la production d’électricité
3.1 La part du gaz naturel dans l’approvisionnement en énergie primaire du pays
France
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
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Allemagne
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 58
Japon
Pologne
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Page 59
Suisse
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 60
États-Unis
3.2 La part de l’importation dans l’approvisionnement en gaz naturel du pays
France
Année import France consommation France ratio
1973 161,04 180,14 89,4
1980 164,71 191,77 85,9
1990 139,39 223,89 62,3
1995 138,57 236,66 58,6
2007 169,8 263,89 64,3
2008 175,86 266,5 66,0
2009 162,61 253,01 64,3
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 61
Allemagne
Année import Allemagne consommation Allemagne ratio
1973 199,97 334,7 59,7
1980 213,75 357,18 59,8
1990 189,14 351,4 53,8
1995 218,06 337,05 64,7
2007 246,41 332,9 74,0
2008 253,26 335,28 75,5
2009 239,79 318,83 75,2
0.0
20.0
40.0
60.0
80.0
100.0
1'973 1'978 1'983 1'988 1'993 1'998 2'003 2'008
Part de l'importation dans l'approvisionnement en gaz naturel de la France
0.0
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
70.0
80.0
90.0
100.0
1'973 1'978 1'983 1'988 1'993 1'998 2'003 2'008
Part de l'importation dans l'approvisionnement en gaz naturel
de l'Allemagne
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
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Japon
Pologne
Année import Pologne consommation Pologne ratio
1973 15,25 92,88 16,4
1980 24,65 126,62 19,5
1990 23,85 103,1 23,1
1995 23,62 99,47 23,7
2007 41,96 97 43,3
2008 44,49 97,88 45,5
2009 42,7 93,56 45,6
84.0
86.0
88.0
90.0
92.0
94.0
96.0
98.0
100.0
1'973 1'978 1'983 1'988 1'993 1'998 2'003 2'008
Part de L'importation dans l'approvisionnement en gaz naturel du
Japon
Année import Japon consommation Japon ratio
1973 320,25 320,37 100,0
1980 320,71 344,52 93,1
1990 382,77 439,32 87,1
1995 421,79 496,26 85,0
2007 451,87 515,33 87,7
2008 439,21 495,84 88,6
2009 404,9 473,69 85,5
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 63
0
20
40
60
80
100
1'973 1'983 1'993 2'003
Part de L'importation dans l'approvisionnement en
gaz naturel de la Suisse
Suisse
Année ratio
1973 100
1980 100
1990 100
1995 100
2007 100
2008 100
2009 100
États-Unis
Année import USA consommation USA ratio
1973 340,7 1729,9 19,7
1980 382,4 1804,7 21,2
1990 452,5 1915,0 23,6
1995 536,1 2067,2 25,9
2007 841,1 2336,6 36,0
2008 801,8 2283,7 35,1
2009 724,6 2172,1 33,4
0.0
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
70.0
80.0
90.0
100.0
1'973 1'978 1'983 1'988 1'993 1'998 2'003 2'008
Part de l'importation dans l'approvisionnement en gaz naturel de la Pologne
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
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Comparaison des pays
3.3 Le prix du gaz naturel pour les consommateurs industriels
France
Année 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
Prix
France 157,75 147,1 178,08 197,14 182,46 241,77 262,18 330,18 412,16 414,11 607,28 438,88
0.0
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
70.0
80.0
90.0
100.0
1'973 1'978 1'983 1'988 1'993 1'998 2'003 2'008
Part de l'importation dans l'approvisionnement en gaz naturel au USA
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
1'973 1'978 1'983 1'988 1'993 1'998 2'003 2'008
Comparaison de la part de l'importation dans l'approvisionnement en gaz naturel
Suisse
USA
Pologne
Japon
Allemagne
France
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
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Allemagne
Japon
Année 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Prix Japon 356,0 385,9 452,6 406,5 357,2 384,8 392,3 401,5 435,5 454,0
0.0
100.0
200.0
300.0
400.0
500.0
600.0
700.0
800.0
900.0
1000.0
1998 2000 2002 2004 2006 2008
Prix du gaz pour les consommateurs du secteur résidentiel
en France
160
165
170
175
180
185
190
1998 1998.5 1999 1999.5 2000
Prix du gaz pour les consommateurs industriels en Allemagne
Année 1998 1999 2000
Prix Allemagne 177,7 161,45 187,93
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
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Pologne
Année 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
Prix Pologne 132,0 121,8 133,0 173,3 173,1 175,9 179,4 224,7 294,2 375,0 531,7 432,7
Suisse
Année 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
Prix Suisse 238,8 215,0 222,9 296,4 279,2 320,4 352,4 402,6 487,6 576,6 745,4 704,3
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Prix du gaz pour les consommateurs industriels au Japon
0
100
200
300
400
500
600
1998 2000 2002 2004 2006 2008
Prix du gaz pour les consommateurs industriels en Pologne
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 67
Etats-Unis
0
100
200
300
400
500
600
700
800
1998 2000 2002 2004 2006 2008
Prix du gaz pour les consommateurs industriels en Suisse
0
50
100
150
200
250
300
350
400
1998 2000 2002 2004 2006 2008
Prix du gaz pour les consommateurs industriels au USA
Année 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
Prix USA 119,0 118,7 171,0 198,6 154,4 223,8 252,1 325,2 302,0 293,8 371,3 202,6
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 68
3.4 Le prix du gaz naturel pour les consommateurs du secteur résidentiel
France
Année 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
Prix France 437,1 387,6 347,5 402,7 425,6 521,6 544,3 590,5 706,9 785,75 920,4 847,9
Allemagne
Année 1998 1999 2000
Prix Allemagne 147,31 139,45 153,44
0.0
100.0
200.0
300.0
400.0
500.0
600.0
700.0
800.0
900.0
1000.0
1998 2000 2002 2004 2006 2008
Prix du gaz pour les consommateurs du secteur résidentiel
en France
370.0
375.0
380.0
385.0
390.0
395.0
400.0
405.0
410.0
1998 1998.2 1998.4 1998.6 1998.8 1999 1999.2 1999.4 1999.6 1999.8 2000
Prix du gaz pour les consommateurs du secteur résidentiel en Allemagne
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 69
Japon
Année 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Prix Japon 1068,5 1196,5 1293,7 1168,4 1086,8 1194,8 1270,9 1245,6 1238,9 1236,9
Pologne
Année 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
Prix Pologne 248 244 248 304 337 340 370 443 554 688 933 802
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Prix du gaz pour les consommateurs du secteur résidentiel au Japon
0.0
100.0
200.0
300.0
400.0
500.0
600.0
700.0
800.0
900.0
1000.0
1998 2000 2002 2004 2006 2008
Prix du gaz pour les consommateurs du secteur résidentiel en Pologne
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 70
Suisse
Année 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
Prix Suisse 439,7 412,3 411,3 490,5 494,7 562,6 613,0 670,7 765,3 866,9 1093,5 1000,6
États-Unis
Année 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
Prix USA 262,2 257,2 321,5 369,1 303,8 365,5 412,8 492,1 528,2 500,7 533,5 460,0
0.0
200.0
400.0
600.0
800.0
1000.0
1200.0
1998 2000 2002 2004 2006 2008
Prix du gaz pour les consommateurs du secteur résidentiel en Suisse
0.0
100.0
200.0
300.0
400.0
500.0
600.0
1998 2000 2002 2004 2006 2008
Prix du gaz pour les consommateurs du secteur résidentiel au USA
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 71
Comparaison des pays
3.5 Le prix du gaz naturel utilisé pour la production d’électricité
France : aucune donnée
Allemagne
Année 1998 1999 2000
Prix Allemagne 147,31 139,45 153,44
Japon : aucune donnée
Pologne : aucune donnée
0.0
200.0
400.0
600.0
800.0
1000.0
1200.0
1400.0
1998 2000 2002 2004 2006 2008
Prix du gaz pour les consommateurs du
secteur résidentiel
USA
France
Allemagne
Pologne
Suisse
Japon
138
140
142
144
146
148
150
152
154
156
1998 1998.2 1998.4 1998.6 1998.8 1999 1999.2 1999.4 1999.6 1999.8 2000
Prix du gaz pour la production d'électricité en Allemagne
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 72
Suisse : aucune donnée
États-Unis
Année 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
Prix USA 94,3 102,1 172,9 176,3 140,5 213,1 235,7 325,9 274,6 281,5 362,4 185,9
Comparaison des pays
0.0
50.0
100.0
150.0
200.0
250.0
300.0
350.0
400.0
1998 2000 2002 2004 2006 2008
Prix du gaz pour la production d'électricité au USA
0.0
50.0
100.0
150.0
200.0
250.0
300.0
350.0
400.0
1998 2000 2002 2004 2006 2008
Prix du gaz pour la production d'électricité
USA
Allemagne
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 73
4) Pour les différentes régions de l’OCDE calculer pour la date la plus récente le ratio
entre les réserves de gaz naturel et la production.
Pour 2009 on a :
Production Réserve Ration (%)
OECD NA 802925 9036000000 0,00888585
OECD P 55563 904000000 0,00614635
OECD E 290402 4559000000 0,00636986
5) Identifier sur la base des statistiques, les sources d’approvisionnement en gaz naturel
des pays cités dans la question 3. L’approvisionnement en gaz naturel de ces pays est-
il diversifié? Comment pouvez-vous apprécier la sécurité d’approvisionnement en gaz
naturel de ces pays?
France
On a une certaine stabilité dans la diversification des sources d'approvisionnement depuis
2007. En effet, les importations de gaz proviennent de nombreux pays se trouvant sur
20%
31% 17% 2%
7%
14% 9%
Répartiton de l'approvisionnement en
gaz de la France 2007
Pays Bas Norvège Algérie Egypte
Nigéria Russie Autres
19%
32% 15%
2%
5%
15%
12%
Répartiton de l'approvisionnement en
gaz de la France 2008
Pays Bas Norvège Algérie Egypte
Nigéria Russie Autres
18%
30% 15%
3%
2%
14%
17%
1%
Répartiton de l'approvisionnement en
gaz de la France 2009
Pays Bas Norvège Algérie Egypte
Nigéria Russie Autres Qatar
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 74
différents continent et il n'y a pas de grande dépendance par rapport à un pays. Ceci permet à
la France d'avoir une grande sécurité dans son approvisionnement.
Allemagne
On a une certaine stabilité dans la diversification de ses sources d'approvisionnement depuis
2007. Les importations de gaz proviennent principalement de trois pays se trouvant sur le
même continent (Europe) à proportions environ égale. L'Europe étant une zone sans grand
danger géopolitique, l'Allemagne possède donc une assez bonne sécurité
d'approvisionnement.
25%
29%
43%
3%
Répartiton de l'approvisionnement en
gaz de l'Allemagne 2007
PaysBas Norvège Russie Autres
22%
30%
44%
4%
Répartiton de l'approvisionnement en
gaz de l'Allemagne 2008
PaysBas Norvège Russie Autres
23%
34%
38%
5%
Répartiton de l'approvisionnement en gaz
de la Allemagne 2009
PaysBas Norvège Russie Autres
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 75
Japon
On a une certaine stabilité dans la diversification des sources d'approvisionnement depuis
200. En effet, les importations de gaz proviennent de très nombreux pays. Néanmoins, 60%
des importations proviennent de trois principaux pays. Il faut cependant relativiser, ces trois
pays se trouvent sur des continents différents. Il n'y a pas de grande dépendance par rapport
à un pays ou à une zone géographique, le Japon possède donc une grande sécurité dans son
approvisionnement.
0%
17%
1%
1%
10%
2%
1%
20% 19%
2%
6% 12%
1%
8%
Répartiton de l'approvisionnement en
gaz de la Japon 2007
Norvège Australie
USA Algérie
Brunai Egypte
Guinée Equatoriale Indonésie
Malaysie Nigéria
Oman Qatar
Trinidad et Tobago Emirats Arabe Unis
0%
18%
1%
1%
9%
2%
2%
20% 20%
3%
4% 12%
0%
8%
Répartiton de l'approvisionnement en
gaz de la Japon 2008
Norvège Australie
USA Algérie
Brunai Egypte
Guinée Equatoriale Indonésie
Malaysie Nigéria
Oman Qatar
Trinidad et Tobago Emirats Arabe Unis
19%
1%
0%
9%
2% 19% 19%
0%
4%
12%
0% 8% 7%
Répartiton de l'approvisionnement en gaz de la Japon 2009
Australie USA Algérie
Brunai Egypte Guinée Equatoriale
Indonésie Malaysie Nigéria
Oman Qatar Trinidad et Tobago
Emirats Arabe Unis Russie
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 76
Pologne
On remarque que depuis 2007, la diversification des sources d'approvisionnements a
diminué. Les importations depuis la Russie augmentent. Depuis 2009, la Pologne dépend de
plus de 80 % de la Russie pour ses importations de gaz, il y a donc un grand monopole dans
les sources de son approvisionnement. La Pologne n'a pas de sécurité dans son
approvisionnement puisqu'elle dépend en grande partie de son voisin Russe.
8%
68%
24%
Répartiton de l'approvisionnement en
gaz de la Pologne 2007
Allemagne
Russie
Autres pays de l'ancienne Union soviétique
8%
70%
22%
Répartiton de l'approvisionnement en
gaz de la Pologne 2008
Allemagne
Russie
Autres pays de l'ancienne Union soviétique
12%
88%
0%
Répartiton de l'approvisionnement en gaz de la
Pologne 2009
Allemagne
Russie
Autres pays de l'ancienne Union soviétique
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 77
Suisse
On a une certaine stabilité dans la diversification des sources d'approvisionnement depuis
2007 avec cependant une baisse des importations depuis les Pays Bas au profit des
importations allemande. Les importations de gaz proviennent exclusivement de pays
européen. La Suisse est dépendante de ces pays-là. Comme l'Europe est considérée comme
une zone géopolitiquement stable, la Suisse possède une relative sécurité
d'approvisionnement.
14%
66%
2% 18%
Répartiton de l'approvisionnement en
gaz de la Suisse 2007
France Allemagne Italie Pays Bas
10%
72%
2% 16%
Répartiton de l'approvisionnement en
gaz de la Suisse 2008
France Allemagne Italie Pays Bas
12%
72%
2% 14%
Répartiton de l'approvisionnement en gaz de la Suisse
2009
France Allemagne Italie Pays Bas
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 78
États-Unis
On a une certaine stabilité dans la diversification des sources d'approvisionnement depuis
2007. Les importations de gaz proviennent en grande partie du Canada. Les Etats Unis sont
dépendante du Canada, néanmoins comme les Etats Unis et le Canada sont de grands alliés,
les Etats Unis possèdent une relative sécurité d'approvisionnement.
0% 2%
82%
1%
3% 2%
0%
10%
Répartiton de l'approvisionnement en
gaz aux USA 2007
Guinée Equatorial Algérie
Canada Mexique
Egypte Nigéria
Qatar Trinidad et Tobago
90%
1%
2% 7%
Répartiton de l'approvisionnement
en gaz aux USA 2008
Canada Mexique
Egypte Nigéria
Qatar Trinidad et Tobago
Norvège
87%
1% 4%
1%
0%
6%
1%
Répartiton de l'approvisionnement en gaz aux USA 2009
Canada Mexique Egypte
Nigéria Qatar Trinidad et Tobago
Norvège
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 79
Cours n°6 Formation et nature du charbon .......................................................................................................... 80
Exploration et extraction ...................................................................................................................... 82
Traitement et transformation .............................................................................................................. 83
Transport ............................................................................................................................................... 86
Avantages et désavantages du charbon .............................................................................................. 86
Environnement et charbon................................................................................................................... 87
Pourquoi le charbon est-il une source d’énergie stratégique ............................................................. 87
Exercice ................................................................................................................................................. 89
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 80
Formation et nature du charbon
Comme tous les combustibles fossiles, le charbon est une forme d’énergie solaire stockée
depuis les temps géologique. Il s’est formé il y a des millions d’années par le dépôt de
biomasse, à la fin de l'ère primaire, il y a 300 à 350 millions d'années, à la période du
carbonifère. Voici les quatre étapes de la formation du charbon.
1. Le climat sur terre est chaud et humide avec une végétation très importante.
D’énormes quantités de débris végétaux (bois, écorces, feuilles, spores, algues
microscopique) s’accumulent dans un site géologique propice sous une faible
profondeur d’eau.
2. A la suite d’un affaissement du sol, les débris végétaux sont recouverts par des dépôts
terrigènes plus ou moins grossiers.
3. Ces dépôts s’accumulent et isolent les sédiments végétaux de l’atmosphère. A l’abri de
l’air commence la fermentation de cette houille végétale, de telles sortes que les
sédiments végétaux s’enrichissent en Carbonne et perdent d’autres substances. Sur la
couche de dépôts terrigènes va se reconstituer une nouvelle végétation.
4. Le cycle recommence avec l’apparition du foret plus loin.
Les différents charbons se distinguent par l’aspect physique, la composition chimique et les
propriétés spécifiques en tant que combustibles.
La tourbe est une matière fibreuse, à forte teneur en eau et de couleur noirâtre ou
brune. Elle est extraite des marais et contient le moins de carbone (50 à 55%)
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 81
La lignite est également fibreux mais plus homogène et de couleur plus foncée que la
tourbe. Elle est plus riche en carbone que la tourbe (55 à 75%), mais avec une teneur
en volatiles élevée. Le lignite reste un mauvais combustible.
La houille et l’anthracite sont les «vrai » charbons. Elles ont une structure plus
homogène que le lignite. Elles sont plus riches en carbone (75 à 90% pour la houille,
et plus de 90% pour l’anthracite) et renferment moins d’eau et de matières volatiles.
A cause des caractéristiques des charbons et des exigences liées à leurs diverses utilisations, il
est nécessaire de classer les différentes espèces de charbon. Les actuelles classifications des
charbons sont basées sur les paramètres suivants.
L’indice de matières volatiles
Les pouvoirs calorifique supérieur (quantité d'énergie dégagée par la combustion
complète d'une unité de combustible, la vapeur d'eau étant supposée condensée et la
chaleur récupérée) et inférieur (inférieur représente le poids à sec, l'énergie de
vaporisation de l'eau dans le combustible et les produits de réaction ne sont pas
récupérés).
L’indice de gonflement
La teneur en cendre
La granulométrie
Etc.
Ci-dessous, un exemple de classification des charbons. On note que la nomenclature de ces
derniers varie d’un endroit à un autre.
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 82
Exploration et extraction
Le charbon étant une matière minérale, sa prospection comprend les mêmes opérations et
étapes que celles mises en œuvre pour la recherche des autres minéraux. Lors de sa
prospection, deux questions doivent se poser.
Existence du charbon
Evaluation des ressources de charbon
On a donc deux phases principales qui sont la recherche initiale des gisements et ensuite
l’évaluation de la quantité et de la qualité du charbon trouvé pour définir si l’exploitation de
celle-ci est rentable.
La prospection est basée sur des modèles géologiques et des connaissances techniques. A la
base, elle fait appel à des indices de caractère général, notamment la présence de schistes,
d’ardoise ou de grès souvent révélateurs de l’existence de gisements de charbon.
Suite à cette étape, si les indices sont jugés sérieux, on procède à des forages et des carottages
et à une analyse pétrographique des échantillons. A l’issue de la prospection, les réserves du
gisement sont estimées afin de définir la stratégie d’extraction.
Comme le charbon se trouve dans des couches situées à des profondeurs différentes, on
distingue deux types de gisement.
1. A faible profondeur, l’extraction se fait
dans des mines à ciel ouvert qui
nécessitent d’importants travaux de
terrassement et des surfaces très
importantes comme on peut le voir sur
cette photo d’une mine à ciel ouvert en
Australie. 35
On procède par
terrassement de plus en plus profond par
tranches horizontale. Une fois
l’exploitation terminée, on remblais et
on rétablit la végétation.
2. Dans la plupart des cas, le charbon
se trouve à une profondeur de 500 à
1000m. L’extraction se fait donc
dans des mines souterraines qui
nécessitent des dispositifs plus
importants, un aménagement de
grande ampleur, des forages de
puits et de galeries. Leur
35
http://photos.mongabay.com/fr/Open_Pit_Mine.htm
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 83
exploitation consiste à creuser des puits verticaux pour atteindre les couches de
charbons. Il s’agit en général de deux puits qui permettent l’air de circuler. Ces puits
sont reliés à des galeries horizontales (transport du personnel, du matériel et du
charbon) en direction des couches de charbon. A la tête de ces puits, on a les sites
industriels qui récupèrent et traitent le charbon. Cette méthode d’extraction est
nettement plus difficile à réaliser que la première, chaque année des accidents se
produisent à cause de l’instabilité du site souterrain.
Traitement et transformation
Le charbon extrait de la mine contient des matières stériles (terres, pierres, corps étrangers)
qui doivent être éliminées en vue des utilisations domestiques et industrielles de ce
combustible.
Il est lavé afin de le débarrasser des matières stériles.
Les gros blocs sont concassés, puis criblé afin de séparer les différents calibres prêts à
l’utilisation.
Ces différentes opérations donnent lieu à la formation de quantités de fines (diamètre
inférieur à 6mm) qui sont agglomérées et destinés aux usages domestiques.
Les utilisations énergétiques du charbon sont essentiellement le chauffage des maisons, la
production de chaleur pour des besoins industriels et la production d’électricité (rendement
faible 30 à 40%). Le charbon sous forme solide ne se prête guère aux applications mobiles.
C’est la raison pour laquelle on développe des techniques de conversion du charbon en
combustibles ou carburants liquides ou gazeux. Et grâce aux recherches effectuées
aujourd’hui, différentes transformations sont en cours d’amélioration.
La liquéfaction du charbon permet d’obtenir un liquide semblable à du pétrole brut qui
pourra être raffiné pour obtenir un carburant automobile de qualité. Son rendement est
bon mais son coût de production et son bilan environnemental sont critiquables. Le
développement qui suit est inspiré de l’article : « La liquéfaction du charbon : où en
est-on aujourd’hui » de Pierre Marion.
A ses origines, seul un contexte géopolitique particulier, comme un embargo (ex :
embargo international lié au régime de l’apartheid) permettait de justifier cette filière ;
le prix de revient des carburants de synthèse étant en effet beaucoup plus élevé que
celui des carburants à base de pétrole, principalement à cause de la hauteur des
investissements nécessaires et du coût alors faible du pétrole brut.
Des études récentes et convergentes estiment que le nombre de véhicules à moteur en
circulation dans le monde pourrait doubler d’ici 2030 et donc la consommation de
carburants continuer sur un rythme de croissance annuel élevé. L’une des causes est la
très faible élasticité de la demande en carburants vis- à-vis du prix du pétrole brut.
Certes, ces projections tendancielles ne prennent en compte ni les éventuels
changements de comportement individuel, ni les possibles mesures gouvernementales
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 84
en faveur de la réduction des gaz à effet de serre, ni l’introduction des biocarburants,
ni le potentiel offert par des technologies économes telles que la motorisation hybride,
voire 100 % électrique. Mais on peut penser que la tendance fondamentale pour les
années à venir reste bien une augmentation de la demande mondiale en carburants.
Dans ce contexte, le charbon, dont les réserves sont encore abondantes tant en volume
(près de 500 milliards de tonnes équivalent pétrole (Gtep), soit 3,5 fois les réserves
pétrolières) qu’en termes d’années de production (plus de 150 ans au rythme actuel)
représente une solution crédible pour assurer un complément d’approvisionnement
pour les transports.
Malgré des coûts de production élevés et un bilan environnemental critiquable, des
projets CtL devraient émerger dans les pays disposant d’importantes ressources
charbonnières et fortement importateurs de pétrole. Dans beaucoup de cas, le souci de
sécuriser une partie de l’approvisionnement énergétique par une ressource locale
semble passer devant les critères purement économiques. Il n’est pas surprenant que
la Chine, devenue importatrice nette de pétrole mais disposant de vastes réserves
charbonnières à un coût imbattable (coût de production à partir de 5 $/t dans les
meilleures mines), se soit récemment lancée dans des projets de ce type. D’autres
pays présentant le même profil énergétique pourraient lui emboîter le pas : en
témoignent les projets actuellement à l’étude aux États- Unis, ainsi qu’en Inde et aux
Philippines.
Mais tant en raison des coûts de production prohibitifs des liquéfiats – quand le
charbon est acheté au prix international – que de la concurrence avec la filière
électrique, qui absorbe à ce jour la quasi-totalité de la production de charbon, on ne
prévoit pas un développement massif du CtL dans les 20 prochaines années ; le
développement de cette filière devrait rester limité et centré sur quelques zones
géographiques.
Il n’en reste pas moins que compte tenu de la problématique de réchauffement
climatique global et au vu des émissions records de gaz à effet de serre "de la mine à
la roue" (230 % de la filière pétrolière classique), un développement même partiel de
la filière CtL nous paraît indissociable de la filière de captage et de stockage du CO
afin d’assurer la demande énergétique mondiale tout en limitant les effets sur
l’environnement dans un contexte de développement durable.
Ci-dessous les deux procédés de liquéfaction du charbon.
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 85
La gazéification du charbon produit du gaz qui peut être utilisé comme combustible ou
carburant. Elle permet aussi de développer un couplage avec la technologie du cycle
combiné pour la production de l’électricité. Son rendement est actuellement faible
mais des recherches afin d’améliorer celui-ci sont en cours. Le développement qui
suite est inspiré de l’article : « CBM : bilan et perspectives » de Guy Maisonnier.
Le Coalbed Methane (CBM) ou le "gaz de charbon" est un nom donné au méthane,
c’est-à-dire le gaz naturel, récupéré à partir du charbon. Le CBM peut être récupéré
suivant trois voies :
1. Le drainage dans les mines de charbon existantes (Coal Mine Methane ou CMM),
pour des raisons de sécurité afin d’éviter le risque du "coup de grisou", mais aussi
désormais pour valoriser le gaz ;
2. Extraction à partir des mines de charbon abandonnées (Abandoned Mine Methane ou
AMM) ;
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 86
3. Production par forage des couches de charbon souterraines non exploitées (Virgin
Coal Bed Methane ou VCBM).
Le CBM constitue potentiellement une ressource énergétique significative pour les
pays producteurs de charbon, en particulier pour les six pays qui concentrent 80 %
environ de la production mondiale : Chine (39 %), États-Unis (19 %), Inde (7 %),
Australie (7 %), Russie (5%) et Indonésie (4%).
Le gaz de charbon ou Coalbed Methane (CBM), exploité depuis de nombreuses
années aux États Unis, connaît un intérêt croissant dans de nombreuses régions du
monde. La volonté de limiter le niveau de dépendance gazière de certains nouveaux
pays gaziers (Inde, Chine, etc.) justifie sans aucun doute son développement. La
nécessité de contrôler les émissions de gaz à effet de serre contribue aussi à son essor,
en particulier grâce aux mécanismes mis en place par le protocole de Kyoto. Enfin, la
hausse des prix du gaz sur les marchés internationaux favorise également cette
tendance.
Transport
Le transport du charbon représente une part importante dans le prix de revient de celui-ci. On
s’efforcera donc à implanter les gros consommateurs de charbon dans les régions minières.
Cependant, les contraintes liées aux différentes utilisations du charbon font que le transport
sur des grandes distances est parfois nécessaire. Selon les conditions géographiques, les
distances et les quantités à transporter, les moyens de transport utilisés peuvent être : des
voies ferrées, des bateaux, des transports routiers, des carboducs.
Avantages et désavantages du charbon
Le développement suivant est largement inspiré de l’article : « Charbon : ressources, réserves
et production » de G. Besserau & A. Sanière.
Avantage :
Le charbon est une énergie fossile :
abondante: au rythme actuel de production, les réserves actuelles permettent d’assurer
145 ans de consommation actuelle. Même si les chiffres de réserves dans certains
pays sont soumis à caution (Chine, Russie) et que la production est amenée à
augmenter rapidement, la tendance lourde persiste.
relativement bien répartie géographiquement, en tout cas mieux que le pétrole et le gaz
: l’Amérique du nord, l’Asie/Océanie et la CEI détiennent en effet chacune 27 à 30 %
des réserves actuelles de charbon. Celui-ci contribue ainsi activement à
l’indépendance énergétique de certains pays gros consommateurs d’énergie tels que la
Chine ou les USA.
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 87
peu onéreuse comparativement aux autres énergies fossiles: son prix a certes été
multiplié par près de 2 entre 2003 et 2007, mais le charbon reste encore près de 5 fois
moins cher que le pétrole et 3 fois moins cher que le gaz par unité d’énergie.
Dans le contexte actuel de difficulté d’accès à la ressource en pétrole et gaz pour les
pays non producteurs et de hausse des prix, ces trois atouts sont très importants et
expliquent l’engouement récent pour cette énergie qui a pu être considérée comme
étant "d’un autre siècle".
Désavantage :
Mais le charbon constitue également la source d’énergie la plus émettrice (au niveau de sa
combustion) de CO2, gaz reconnu pour son effet sur le réchauffement climatique, et c’est là
tout le dilemme associé à son utilisation. Il apparaît aujourd’hui difficilement concevable
que le développement de l’utilisation du charbon, tel que prévu par les nombreux
scénarios tendanciels, se fasse sans revoir profondément la manière dont il est
consommé.
Environnement et charbon
Le développement suivant est inspiré de l’article : « Quelles ressources en
charbon » de G. Besserau & A. Sanière.
La tendance actuelle à tenter de réduire l’impact environnemental des activités industrielles
fait peser une menace certaine sur le marché du charbon en réduisant la demande. La mise en
place de règlementations environnementales, notamment celles concernant les émissions de
gaz à effet de serre, incitent en effet les acteurs à préférer d’autres sources énergétiques
au charbon telles que le gaz ou les énergies renouvelables, comme c’est le cas en Allemagne
par exemple.
Pour répondre à cette menace, les opérateurs ont développé le concept de “charbon propre”
avec une feuille de route en trois étapes :
Amélioration de l’efficacité énergétique des centrales, ce qui diminue d’autant la
Demande de charbon.
“Retrofit” des anciennes centrales.
Effort important de R&D notamment sur le captage et le stockage du CO2 (CSC).
Capter et stocker le CO2 apparaît alors comme étant l’avenir du charbon dans la mesure où
cette technologie permet de rendre son utilisation plus acceptable d’un point de vue
environnemental.
Source d’énergie stratégique
Le développement suivant est inspiré de l’article : « Les technologies du charbon propres » de
Pierre Marion.
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 88
Source d’énergie primaire incontournable depuis le début de l’ère industrielle, le charbon est
aujourd’hui utilisé principalement dans deux domaines : la production d’électricité (ou
charbon vapeur) et le marché des cimenteries (plus de 78 % de la consommation de charbon à
eux deux), suivi par la production de coke métallurgique.
En 2005, le charbon a satisfait environ 25,3 % de la demande énergétique mondiale (contre 35
% pour le pétrole), loin devant le nucléaire et les différentes énergies renouvelables (tableau
1). Selon les scénarios de l’AIE (tant tendanciels que ceux impliquant des politiques
volontaristes des pouvoirs publics en faveur des énergies non fossiles), le charbon conservera
une place importante dans les décennies à venir, son destin étant étroitement lié au secteur
électrique. En effet, l’électricité des pays de l’OCDE (dont certains disposent de l’énergie
nucléaire) resterait produite en 2030 à 38 % à partir de charbon, cette proportion grimpant à
51 % pour les pays non-OCDE, moins équipés de réacteurs nucléaires.
Cette bonne santé du charbon dans notre paysage énergétique est fondamentalement liée à
son abondance et à son faible coût : malgré deux siècles d’exploitation continue, nous
conservons plus de 400 milliards de tonnes équivalent pétrole (Gtep) de réserves, soit plus de
150 années au rythme de consommation actuel, loin devant le pétrole qui conserve près de
170 Gtep de réserves conventionnelles prouvées (hors bitumes et extra lourds), soit plus de
40 ans de consommation au rythme actuel, ou le gaz naturel (près de 150 Gtep, 60 années de
consommation), Quant au prix, il reste l’un des atouts majeurs de la filière charbon (voir
fiche panorama sur la liquéfaction du charbon) : le charbon est environ trois fois moins cher
que les fuels lourds issus du pétrole pour la même quantité d’énergie produite, et quatre fois
moins cher que le gaz naturel ! Les principales mines se trouvant de plus dans des pays
considérés comme politiquement stables (USA, Chine, Australie notamment), le charbon est
logiquement considéré comme un combustible stratégique.
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 89
Exercice
1) Quels sont les principaux produits charbonniers qui font l’objet d’un commerce
international?
La houille et la lignite représentent les deux principaux types de charbon en terme de
production mondiale. Ayant une valeur thermique plus élevé, la houille est économiquement
plus adaptée au commerce international.
2) Quels sont les principaux pays producteurs de charbon dans le monde ?
On distinguera la houille et la lignite.
Principaux pays producteur de la lignite
On peut dire que la répartition de la production mondiale de lignite est relativement stable
entre 2007 et 2009. Les plus grands producteurs de lignite sont : Allemagne, Turquie, Russie,
USA, Grèce, Australie et Pologne.
19%
8%
7%
7%
7% 7% 6%
5% 4%
4%
4%
4%
4%
3% 2%
10%
Production mondiale lignite 2007
18%
8%
9%
7%
7% 8% 6%
5% 4%
4%
4%
3%
4%
3%
2%
9%
Production mondiale lignite 2008
19%
8%
7%
7%
7% 7% 6% 5%
4%
4%
4%
4%
3%
3% 2%
9%
Production mondiale lignite 2009
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 90
Principaux pays producteur de la houille
On peut dire que la répartition de la production mondiale de houille est stable entre 2007 et
2009. On remarque une légère progression pour la Chine qui représente 50% de la
production mondiale de houille en 2009. Viennent ensuite : USA, Inde, Australie, Indonésie,
Afriques du Sud, Russie et Kazakhstan.
45%
18%
8%
6%
4%
5%
4% 2%
2% 1%
1%
1% 0% 1% 0% 2%
Production mondiale houille 2007
47%
17%
8%
6%
4%
4%
4%
2% 1%
1% 1% 1% 0%
1% 0% 2%
Production mondiale houille 2008
50%
15%
9%
6%
4%
4%
4% 2%
1%
1% 1% 1% 0% 0% 0%
1% Production mondiale houille 2009
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 91
3) Quels sont les principaux pays consommateurs de charbon dans le monde ?
17%
4%
3%
2%
2% 2%
1% 1%
1%
1% 1%
1%
0% 0% 0%
0% 0% 0%
0%
1%
41%
8%
4%
3%
1%
1%
1% 1%
0% 0% 0%
0% 0% 0%
0% 0% 0% 0% 0% 1% Pays consommateur charbon 2007
16%
3%
2%
2%
2% 2% 1%
1%
1% 1% 0%
0% 0%
0%
0%
0% 0% 0%
0%
1%
43%
8%
4%
3%
1% 1%
1% 1% 1%
0% 0% 0%
0%
0%
0% 0% 0%
0% 0% 1%
Pays consommateur 2008
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 92
Les trois principaux consommateurs sont la Chine (proportion qui augmente), les Etats Unis
(proportion qui diminue) et l'Inde.
14%
3% 2%
2% 2%
2%
1% 1%
1%
1% 0%
0% 0%
0% 0%
0%
0%
0% 0%
0%
48%
8%
3%
3%
1% 1%
1% 1%
1% 0% 0%
0%
0%
0%
0% 0% 0% 0%
0% 1% Pays consommateur 2009
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 93
Distinguons maintenant les consommateurs faisant partie de l’OCDE et ceux qui n’en font
pas partie
On peut dire que les pays OECD consomment moins de charbon que les pays Non-OECD.
Cette tendance se renforce au fur à mesure des années.
Distinguons maintenant les consommateurs faisant partie de l’UE et le reste du monde.
36%
64%
Proportion consommation
charbon 2007
OECD Non-OECD
34%
66%
Proportion consommation
charbon 2008
OECD Non-OECD
30%
70%
Proportion consommation charbon
2009
OECD Non-OECD
9%
91%
Proportion consommation
charbon 2007
Union Européenne Reste du Monde
8%
92%
Proportion consommation
charbon 2008
Union Européenne Reste du Monde
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 94
On peut dire que les pays de l’UE consomment moins de charbon que le reste du monde, ce
qui est logique vu la différence démographique. Cette tendance se renforce au fur et à mesure
des années.
4) Quels sont donc les principaux importateurs et exportateurs de charbon dans le
monde?
On distinguera la lignite de la houille.
Pays importateur de lignite
On peut dire que les principaux importateurs de lignite sont le Japon, la Chine et la Corée.
La proportion du Japon et de la Chine augmente au cours des années.
7%
93%
Proportion consommation charbon
2009
Union Européenne Reste du Monde
18%
5%
11%
8%
5% 5% 5%
4% 4%
2% 3%
2%
3% 2%
3%
20%
Pays importateur lignite 2008
15%
14%
11%
8% 6%
5% 4%
3%
3% 2%
2% 2%
2% 2%
2% 18%
Pays importateur lignite 2009
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 95
Pays exportateur de lignite
On remarque que les principaux exportateurs sont l'Indonésie, l'Australie et la Russie, leur
proportion augmente au cours du temps.
Pays importateur de la houille
25%
17%
12% 10%
9%
3%
6%
6%
5% 1%
6%
Pays exportateur lignite 2008
28%
19%
15%
10%
9%
4%
3%
3% 3% 1%
5%
Pays exportateur lignite 2009
21%
6%
10%
6% 7% 5%
5% 3% 3%
4%
3%
3% 3%
2%
2% 22%
Pays importateur houille 2007
20%
4%
11%
7% 6%
5% 5% 3% 2%
3% 2%
3% 2%
2%
2% 22%
Pays importateur houille 2008
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 96
Le principal importateur d’houille est le Japon. On remarque cependant que cette dominance
se réduit au profit de la Chine.
Pays exportateur de la houille
18%
15%
11% 7% 7%
4% 4%
3% 2%
2%
2% 2%
2%
2%
2%
18%
Pays importateur houille 2009
26%
21%
11%
7%
7%
6%
3%
4% 6%
3% 6%
Pays exportateur houille 2007
27%
22%
10%
7%
6%
8%
3%
2%
5% 5%
5%
Pays exportateur houille 2008
28%
24% 12%
7%
7%
6%
3% 3%
3% 2%
5%
Pays exportateur houille 2009
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 97
On peut dire que les principaux exportateurs d’houille sont l'Australie, l'Indonésie et la
Russie, leur proportion augmente au détriment du Kazakhstan et de la Chine.
5) Procéder à une analyse comparative de l’évolution des prix du pétrole, du gaz et du
charbon.
Le graphique36
ci-dessous montre l’évolution respective des prix spot du gaz et du pétrole en
Europe. Sur cette période, on remarque que le prix du gaz semble suivre celui du pétrole.
Pour confirmer cela, prenons le graphique37
ci-dessous qui représente l’évolution respective
des prix spot du pétrole (échelle de droite, en dollars par baril) et du gaz en Europe (échelle
de gauche, en dollars par million de BTU).
36
IFP Panorama, 2006 37
Flash Economie, Natixis, 16 mars 2010
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 98
Comme l'échelle est plus fine, on remarque qu’il y a des décrochages ponctuels de temps en
temps. Cependant, la tendance est la même qu’avant. La corrélation est évidente même si la
période récente a donné lieu à un décrochement.
Jusqu’ici nous avons traité que les données pour l’Europe, regardons si la tendance est la
même dans le monde. Le graphique38
ci-dessous représente l’évolution respective des prix
spot du gaz pour plusieurs zones, et du pétrole depuis 1984.
On peut dire que la corrélation semble bien établie.
Nous nous somme intéressé jusqu’ici au prix du pétrole et du gaz. Mais qu’en est-il de celui
du pétrole et du charbon. Le graphique39
ci-dessous montre l’évolution respectives des prix
spot du charbon pour deux zones importatrices (échelle de gauche, en dollars par tonne) et
du pétrole (échelle de droite, dollars par baril).
38
BP Statistical Review, 2010 39
BP Statistical Review, 2010
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 99
On remarque une fois de plus que la corrélation presque parfaite. En effet, les prix du pétrole
et du charbon se suivent : ils ont tendance à monter ou descendre ensemble, avec des
amplitudes proches.
Pour confirmer nos dires, prenons le cas de la France. Le graphique40
ci-dessous représente
l’évolution respective des prix à l'importation des énergies pour la France depuis 1970. On
remarque une fois de plus que le pétrole et le gaz semblent bien monter ou descendre
ensemble, et cela reste vrai dans une moindre mesure pour le charbon.
A travers tous ces graphiques, nous avons pu constater que les prix du gaz et du charbon sont
à peu près corrélé sur le prix du pétrole. Nous allons voir maintenant à quoi cela peut être
dû.
Une première explication pourrait provenir du fait que comme le pétrole est la première des
énergies consommées dans le monde, on a en quelque sorte l’application de la loi du plus fort
concernant les prix. Cependant on voit bien que cet argument est simpliste. En effet, pourquoi
donc le charbon, qui sert principalement à alimenter les centrales électriques, verrait son prix
varier comme celui du pétrole, sachant que l'essentiel de son coût de production et de
transport est du coût de main d'œuvre au sens classique du terme ?
L'explication n'est donc pas à chercher du côté des coûts de production, qui seraient corrélés
les uns aux autres, mais plutôt du fait que la quasi-totalité de l'énergie consommée dans les
pays occidentaux est vendue. Tout processus de vente suppose qu’il y ait des acheteurs et des
vendeurs. Si la demande augmente sans que rien ne change du côté de la production, les prix
prennent l’ascenseur et les producteurs gagnent plus d'argent.
En effet, lorsque le prix du pétrole monte, cette hausse de prix du pétrole va donner envie à
certains consommateurs d'utiliser d'autres énergies pour certains usages, lorsque la
substitution est possible évidemment. Cette substitution n'est certes pas instantanée, mais à
l'échelle de quelques années elle peut commencer à se mettre en place, et créer une demande
40
Bilan énergétique de la France pour 2009, Service de l’observation et des statistiques
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 100
supplémentaire suffisante pour faire monter les prix du reste. Donc lorsque le prix du pétrole
monte, on peut avoir des effets de substitution. Nous pouvons imaginer :
le passage du chauffage au fioul au chauffage au gaz qui va faire monter le prix du
gaz en augmentant la demande.
la modification des durées de fonctionnement des centrales thermiques utilisées pour
équilibrer les réseaux : ces centrales comprennent en effet des unités au charbon, au
gaz et au fioul lourd, et si le fioul devient trop cher on peut utiliser un peu plus les
unités au charbon ou au gaz, ce qui augmente un peu la demande de gaz ou de
charbon,
un effet du même ordre existe avec les chaudières industrielles qui peuvent soit brûler
tout type de combustible, soit être modifiées à relativement bref délai pour changer de
combustible, soit être plus ou moins sollicitées au sein d'un parc donné en fonction des
prix des différents combustibles,
dans les transports, mais sur des périodes longues, un petit effet de cette nature existe,
avec le passage du véhicule classique à essence ou gazole à des véhicules au gaz
liquéfié (ce qui déplace donc un peu de consommation du pétrole vers le gaz), ou, de
manière encore plus marginale, des voitures particulières vers les trains (qui utilisent
de l'électricité, donc indirectement du charbon et du gaz avant tout) ou les véhicules
électriques.
Une autre explication possible de la corrélation des prix du pétrole avec les autres énergies
provient des causes communes. Par exemple la production d'électricité, qui utilise à peu près
les deux tiers du charbon produit sur la planète, va de pair avec l'activité humaine. Quand
celle-ci s'emballe, comme ce fût le cas de 2000 à 2008, cela augmente à la fois l'appel à
l'électricité (donc au charbon vapeur), l'appel à l'acier (donc au charbon à coke), et l'appel
aux transports. Dans ce contexte, les prix de toutes les énergies augmentent en même temps.
Pour résumé, que la cause soit commune ou dû à des effets de substitution, on peut dire (en
première approximation) qu’un pétrole en forte hausse a toutes les chances de signifier que
les autres énergies se vendront aussi plus cher dans la foulée.
6) Quels sont selon vous les principaux moteurs de l’évolution du marché du charbon
dans le monde ?
Les prix du Marché du Charbon
Le marché du charbon est un marché libre, régulé uniquement par les lois de l’offre et de la
demande. Alors que les contrats bilatéraux à long terme étaient prédominant jusqu'à la fin
des années 90, depuis 2000, on assiste à une véritable révolution dans la commercialisation
du charbon: contrats spot, émergence de bourses et contrats à terme, indices de prix.
Contrairement au gaz ou au pétrole, la diversité politique et géographique des pays
producteurs de charbon rend difficile ententes et pressions, ce qui favorisait historiquement
la stabilité des prix du marché. Traditionnellement, le prix du charbon demeure fonction des
coûts d’extraction et de transport. On observe de grandes différences selon les régions et la
proximité des mines. Malgré les investissements apportés au cours des dernières années, la
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 101
forte croissance de la demande mondiale, notamment par les pays tels que la Chine et l’Inde,
se traduit par une pression sur le marché. Dans ce contexte, on constate une augmentation de
la volatilité des prix, jusqu’alors faible.
Évolution des prix spots du charbon vapeur
Le marché spot du charbon vapeur s’est rapidement développé lors des 25 dernières années.
L’introduction de systèmes électroniques de trading et d’indices de prix favorise la
transparence du marché. En 2004, sous l’impulsion de la demande chinoise en charbon et
minerais de fer, les prix spots subissent une envolée et atteignent 79 US$/tonne. En effet, au
cours de ces deux dernières années, le pays a connu une forte croissance avec une activité
soutenue de secteurs consommateurs de charbon. L'ensemble de ces facteurs a été à l'origine
d'une indisponibilité passagère des cargos pour le transport de charbon, contribuant ainsi au
renchérissement du fret qui connaît des niveaux record à la fin 2003 et au début 2004. Dans
une moindre mesure, d'autres facteurs ont ajouté à la nervosité du marché, comme la
canicule de 2003 en Europe, ou l'indisponibilité de quelques centrales nucléaires en Asie. La
forte demande asiatique et l’augmentation du cours du fret maritime provoquent une hausse
vertigineuse des prix du marché: en juillet 2008, le cours du charbon au port de Newcastle en
Australie atteint 195$/t. Depuis septembre 2008, le marché s’est retourné et les prix sont
maintenant orientés à la baisse. Ce mouvement s'inscrit dans le cadre de la crise financière,
qui pousse les edge funds à se désengager massivement des marchés des matières premières
mais résulte aussi de la réduction des importations chinoises et d’un recul du cours du fret
maritime.
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 102
7) Comparer pour différents pays producteurs le ratio entre les réserves et la production
en 2009.
On peut dire que les ratios entre les différentes régions ont le même ordre de grandeur,
variant de 0,3 % à 1,5 %.
8) Le charbon est-il selon vous une énergie du futur ?
Pour répondre à cette question, nous devons déjà nous rappeler du rôle du charbon. Il s’agit
du combustible fossile le plus anciennement utilisé. Aujourd’hui, il la deuxième source
d’énergie primaire dans le monde avec 27% de la demande. En se basant sur le scénario de
référence de l’AIE dans le World Energy Outlook 2009, la consommation du charbon
augmentera de 1,9% par an d’ici 2030. Il devrait couvrir environ 29% des besoins mondiaux
en énergie primaire. Il faut aussi savoir que la combustion du charbon émet 1,3 fois plus de
CO2 que le pétrole et 1,7 fois plus que le gaz. Ceci peut paraître paradoxal dans un contexte
de développement durable. On notera aussi que le charbon est principalement utilisé comme
combustible dans les centrales électriques ou les cimenteries. Il est aussi utilisé dans la
sidérurgie (composition de l’acier). De plus, le charbon s’assure de nouveaux débouchés
comme la production de carburants de synthèse (CTL) ou celle de méthane (CBM).
On a vu que les énergies fossiles, dont le charbon (scénario de l’AIE) sont encore largement
nécessaires afin de satisfaire à la croissance de la demande énergétique mondiale. Le
charbon sera donc une énergie du futur malgré les enjeux d’un développement durable qui
constitue un défi majeur à relever. Une énergie du futur car le charbon possède des réserves
équivalentes à plus de 120 années au rythme actuel d’extraction. De plus, il est mieux répartit
géographiquement à l’échelle mondiale que le pétrole. Donc le charbon apparaît comme une
énergie particulièrement sûre. Malgré l’ascension rapide des énergies renouvelables, ceux-ci
ne jouent que pour le moment rôle réduit dans le mix énergétique mondial. Donc le charbon
0.5%
0.3%
1.6%
0.9%
0.6%
0.8%
0.0%
0.2%
0.4%
0.6%
0.8%
1.0%
1.2%
1.4%
1.6%
1.8%
Ratio entre production et réserve
Ratio entre production et réserve
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 103
sera de plus en plus présent. Ce constat est inquiétant car le charbon est aussi l’énergie la
plus néfaste pour l’environnement comme on l’a mentionné précédemment. Il s’agit là d’un
cercle vicieux car d’un côté le charbon constitue l’essentiel des ressources énergétiques pour
certain pays et continuera d’accroître son importance, et de l’autre c’est la source d’énergie
fossile la plus néfaste pour l’environnement.
Dans le futur, je ne pense pas que l’on pourra se passer du charbon. Une solution serait de
développer de techniques dites de “charbon propre” comme par exemple le captage et le
stockage du CO2. Cela va nécessiter de lourd investissement pour la R&D.
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 104
Cours n°7 Nature de l’énergie nucléaire ............................................................................................................. 105
Cycle du combustible .......................................................................................................................... 106
Prospection, extraction, purification ............................................................................................... 106
Conversion gazeuse ......................................................................................................................... 107
Enrichissement de l’uranium ........................................................................................................... 107
Elément combustibles ..................................................................................................................... 108
Fonctionnement d’une centrale nucléaire et principales filières ..................................................... 109
Economie du nucléaire ....................................................................................................................... 111
Fukushima, quel développement du nucléaire après ? .................................................................... 112
Sortie de la Suisse du nucléaire à l’horizon 2034 .............................................................................. 113
Exercices .............................................................................................................................................. 115
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 105
Nature de l’énergie nucléaire
L’énergie nucléaire est de l’énergie thermique qui est obtenue à la suite de réactions nucléaire
de fission ou de fusion.
La fusion nucléaire est obtenue par deux noyaux légers qui fusionnent en un noyau
plus lourd mais instable. Ce noyau se stabilise en éjectant des particules (noyau
d’hélium, neutron, proton, photon). La fusion nucléaire se produit à des températures
extrêmement élevées, car il faut suffisamment d'énergie aux noyaux pour qu'il puisse
se heurter et fusionner. La fusion nucléaire libère énormément d'énergie.
La fission est une réaction provoquée. Il s'agit de faire heurter un neutron à une vitesse
réduite sur un noyau lourd et instable (uranium par exemple). Ce neutron va alors être
capturé par le noyau, qui va ensuite se séparer en deux noyaux plus léger suivie d’un
dégagement de chaleur. Cette séparation du noyau libère alors deux ou trois neutrons
qui vont à leur tour aller heurter un autre noyau lourd qui se séparera aussi et ainsi de
suite. On parle de réaction en chaîne. Les barres de plomb permettent d’éviter les
réactions en chaîne.
On précisera aussi que la fusion dégage beaucoup plus d’énergie que la fusion. Cependant,
seule l’énergie de fission est actuellement exploitée pour générer de la chaleur et de l’énergie
électrique dans les centrales nucléaires. L’exploitation à des fins commerciales de l’énergie de
fusion est toujours au stade de la recherche et du développement. Si on parvient à obtenir une
électricité commerciale à partir d’une fusion nucléaire, on aura une énergie quasi inépuisable,
générant peu de déchets radioactifs et aucun gaz à effet de serre. Or les recherches et
développement devront permettre de :
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 106
Réaliser des alliages métalliques pour les parois intérieures de la machine, capables de
tenir à des températures proches de celles à la surface du soleil.
Valider des systèmes de chauffage du plasma sur la durée.
Maîtriser la stabilité du plasma sur la durée.
Mettre au point des procédés de récupération et de stockage des cendres radioactives
du tritium utilisé dans la fabrication. 41
Un combustible nucléaire est un matériau capable de fournir de l’énergie sous forme
thermique à partir de réaction nucléaire. On s’intéressera ici qu’à la réaction de fission donc
on parlera de combustible nucléaire fissile. A l’état naturel, ces combustibles de fission sont
des oxydes, des silicates, des sels de potassium, phosphore, cuivre, vanadium, calcium
contenant une faible quantité d’uranium. L’uranium est le matériau qui est utilisé dans les
centrales nucléaires. A l’état naturel, il ne contient que 0.72% de matière fissile (l’isotope
U235
, le reste étant constitué de l’isotope non fissile U238
). Or pour pouvoir être utilisé dans les
réactions de fission, le combustible subira des traitements afin de concentrer la matière fissile
à un taux suffisant.
Cycle du combustible
Prospection, extraction et purification
La prospection des minerais nucléaires est différente des autres minerais car on a la possibilité
de détecter à distance les rayonnements qui sont émis par l’uranium. La radiométrie permet de
détecter les rayonnements de l’uranium jusqu’à 1 km de distance. Le tableau ci-dessous
illustre les différentes étapes de la prospection de minerais d’uranium.
L’exploitation du minerai est effectuée dans des mines à ciel ouvert pour des gisements peu
profond. Pour des gisements plus profonds, l’exploitation se fait dans des galeries
souterraines. On a aussi l’exploitation en lixiviation on situ. Il s’agit de deux forages dans un
desquels on injecte une solution chimique qui par réaction avec le minerai libère l’uranium
41
http://www.planete-energies.com/fr/l-energie-demain/les-voies-du-futur/la-fusion-nucleaire/la-fusion-nucleaire-quel-avenir-297.html
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qui remonte en surface par le deuxième forage. On peut aussi exploiter l’uranium avec
d’autres minerais tels que le phosphate, le cuivre ou l’or.
Après l’extraction, le minerai est concassé et moulu afin de briser la gangue de l’oxyde
d’uranium. Ensuite, comme le minerai contient une faible concentration d’uranium, celui-ci
est purifié afin de ne retenir pratiquement que l’uranium. Il en résulte de cette phase un
uranate de couleur jaune ou orangée (« yellowcake » que l’on sépare par filtration. La
prochaine étape du cycle de combustible dépend du type d’utilisation de l’uranium.
Si l’uranium est destiné à un réacteur à uranium naturel, on continue la purification
pour obtenir un uranium naturel de très grande pureté.
Si l’uranium est utilisé dans des réacteurs à eau ordinaire, il faut enrichir l’uranium
naturel afin d’augmenter sa teneur en isotope U235
.
Conversion gazeuse
L’enrichissement de l’uranium nécessite que celui-ci soit sous forme gazeuse. La
transformation du « yellowcake » en UF6 qui est le seul composé d’uranium gazeux et stable
aux températures proches de la température ambiante se fait en quatre étapes.
1. Purification plus poussée du « yellowcake » par des procédés chimiques
2. Production de bioxyde UO2
3. Production de tétrafluorure UF4
4. Production de l’hexafluorure UF6
Enrichissement de l’uranium
L’enrichissement est l’opération qui a pour objectif de faire passer le combustible d’une
teneur en U235
de 0.71% à 3-4% nécessaire pour les réacteurs à eau ordinaire. Comme les
deux isotopes U235
(fissile) et U238
(fertile) ont les mêmes propriétés chimiques, leurs
séparations se fait principalement par des procédés physiques basés sur la faible différence de
masse qui existe entre les noyaux de l’un et l’autre types. Voici les principaux procédés
d’enrichissement de l’uranium.
Diffusion gazeuse
Ultracentrifugation
Centrifugation par tuyère
Chimique
Laser
La diffusion gazeuse et la centrifugation sont les deux procédés les plus utilisés. La diffusion
gazeuse consiste à faire passer le gaz d’hexafluorure d’uranium à travers des barrières.
Comme les molécules de U235
F6 sont plus légère que les molécules de U238
F6, le gaz qui
traverse ces barrières sera légèrement enrichi en U235
et celui qui n’a pas traversé est
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
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légèrement appauvri en U235
. L’uranium enrichi en U235
est envoyé à l’étage suivant tandis
que l’uranium appauvri en U235
est renvoyé à l’entrée de l’étage précédent.42
Eléments de combustibles
La fabrication d’éléments combustibles est la dernière étape avant l’introduction du
combustible dans le réacteur. Celle-ci se fait en quatre étapes.
1. Conversion chimique d’UF6 enrichi en poudre d’oxyde UO2
2. Fabrication de pastille
3. Fabrication de barreaux
4. Assemblages des éléments combustibles
42
Système énergétique, Gérard Sarlos, Pierre-André Haldi, Pierre Verstraete.
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Page 109
Fonctionnement d’une centrale nucléaire et principales filières
Le principe de production de l’électricité dans une centrale nucléaire est le suivant.
1. La fission des atomes d’uranium engendre de la chaleur
2. Grace à cette chaleur, on fait chauffer de l’eau
3. L’eau ainsi chauffée permet d’obtenir de la vapeur
4. La pression de cette vapeur fait tourner une turbine
5. La turbine entraîne un alternateur qui produit de l’électricité
Les principales filières sont :
Les filières à base d’uranium qui sont les plus importantes sur le marché. Elles
comprennent les filières à eau ordinaire.
Les filières à base de thorium (marginal)
Les filières à sels fondus (marginal)
Nous allons nous intéresser aux réacteurs à eaux qui se répartissent en trois filières dont les
parts respectives sont 65, 25 et 10%.
Les réacteurs à eau pressurisé (REP) disposent de deux circuits distincts et
indépendants : un circuit primaire, totalement fermé, où circule l’eau chauffée par le
combustible. Ce dernier produit de la chaleur qui chauffe à son tour l’eau d’un second
circuit dont la vapeur sert ensuite à produire de l’électricité.
Les réacteurs à eau bouillante (REB). Ce type de réacteur dispose d’un circuit unique
qui transmet directement l’eau qui a été chauffée et transformée en vapeur dans le
cœur du réacteur, vers la turbine pour produire de l’électricité
Les réacteurs canadiens (CANDU)
Les réacteurs à eau bouillante sont légèrement moins coûteux que les réacteurs à eau
pressurisée, mais les coûts de formation y sont supérieurs. Ils sont généralement privilégiés
lorsque plusieurs réacteurs sont installés sur un même site. Un autre facteur qui différencie les
REP des REB est que la vapeur produite par les REB est radioactive contrairement à celle des
REP où le circuit primaire est totalement fermé.
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Page 110
Ces types de réacteur appartiennent à la génération actuelle (génération II). Voici un schéma
des différentes générations de réacteurs.43
2ère
génération : ces réacteurs sont tous basés sur des technologies développées dans les
années 1960, et constamment améliorées depuis grâce à l'expérience acquise au cours de leur
exploitation. La durée de vie envisagée pour ces réacteurs lors de leur conception était de 40
ans. Aujourd'hui, les plus anciens ont atteint 30 ans et plus, notamment aux États-Unis, où il
est question de prolonger leur existence jusqu'à 60 ans.
3ème génération : La plupart des constructeurs et des exploitants de réacteurs nucléaires ont
étudié à partir de la fin des années 1980 des projets qui répondent à des cahiers des charges
intégrant l'ensemble des enseignements tirés de plus de 20 ans d'exploitation des réacteurs de
génération II et de gestion de leurs combustibles. La plupart de ces projets visent de fortes
puissances unitaires, pour des raisons économiques et, souvent, de disponibilité de sites. Les
différents constructeurs tentent de se placer sur les marchés asiatiques, européens et
américains dans la perspective d’une « renaissance du nucléaire ».44
43
http://fr.wikipedia.org/wiki/G%C3%A9n%C3%A9ration_de_r%C3%A9acteur_nucl%C3%A9aire 44
http://www.sfen.org/-Nucleaire-et-societe-
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Economie du nucléaire
Intéressons-nous au graphique ci-dessous. Celui-ci nous renseigne d’une part sur les coûts
internes de l’énergie nucléaire en fonction de la zone géographique de production et d’autre
part, sur le coût de production de l’électricité provenant du nucléaire par rapport à d’autres
mode de production d’électricité dans diverses zone géographique. On précisera que les coûts
internes ne prennent pas en compte les coûts relatifs de la sécurité et les coûts externes
(impact sur l’environnement par exemple).
On remarque déjà que le cout de production d'électricité à partir du nucléaire varie selon les
zones géographiques. C’est en Asie que ce cout est le plus faible. On constate également, quel
que soit la zone géographique, l'énergie nucléaire est le moyen le moins coûteux pour
produire de l’électricité. Ces constatations doivent cependant être nuancées. En effet, dans ce
graphique, le cout de production de l'énergie nucléaire ne prend pas en compte le cout réel
mais le cout interne. De récentes études et expériences ont notamment mise en avant le fait
que les coûts de destruction ou démantèlement de centrale nucléaire prévu lors de la phase de
construction (pris en compte dans le cout interne) sont parfois sous-estimé. Il y a aussi une
incertitude sur le cout de gestion et de retraitement des déchets nucléaires à long terme. Enfin,
dans ce graphique la valeur moyenne du cout de production de l'électricité peut résulter de la
prise en compte de plusieurs générations de réacteurs, qui plus est que dans certaines zones.
Analysons aussi les deux graphiques ci-dessous. Comme montré, les centrales nucléaires
existantes sont compétitives. Le faible niveau et la stabilité des coûts de production
marginaux représentent un avantage important. En effet, les coûts liés au cycle du
combustible représentent moins de 20% du coût total de la production d’électricité nucléaire
et l’uranium représente moins de 5% du coût total. C’est beaucoup moins que pour le gaz, par
exemple.
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Page 112
Les nouvelles centrales nucléaires peuvent donc concurrencer les autres filières, telles que les
centrales au gaz et au charbon. Les principaux facteurs qui rend compétitifs les centrales
nucléaires nouvellement conçues, et qui peuvent être commandées aujourd’hui, sont leur
rapport coût-efficacité, et leurs performances techniques supérieures : durée de vie plus
longue, disponibilité en énergie plus élevée et meilleure utilisation du combustible.
L’augmentation du prix des combustibles fossiles rend aussi compétitif le nucléaire. De plus,
la tarification des émissions de carbone augmentera la marge concurrentielle des sources
d’énergie qui n’émettent pas ou très peu de carbone comme le nucléaire.
La rationalité économique de l’énergie nucléaire n’est donc pas discutable. Seul le
financement de la construction de centrales nucléaires et d’installations du cycle du
combustible pose problème. De récentes décisions prises en Europe pour la construction de
nouvelles centrales laissent entrevoir un plus grand intérêt des investisseurs, mais ceux-ci
continuent de s’interroger sur les risques financiers à long terme. Pour les rassurer, les
pouvoirs publics doivent au moins fournir des cadres réglementaires stables dans les
domaines de la sûreté nucléaire et de la radioprotection, et les étayer par des politiques claires
destinées à limiter les émissions de gaz à effet de serre.45
Fukushima, quel développement du nucléaire après ?
Le développement suivant est inspiré de l’article : http://www.sfen.org/Apres-Fukushima-le-
nucleaire-va.
La production d’électricité nucléaire va augmenter de 27 % d’ici à 2020. Cette croissance
résultera de la mise en service des réacteurs dont la construction est d’ores et déjà engagée au
niveau mondial et qui n’est pas remise en cause par les pays concernés. La durée de ces
constructions est évaluée à 15 ans, ce qui constitue une marge plus que « confortable » pour
des réalisations qui demandent généralement entre 6 et 8 ans.
45
http://www.observateurocde.org/news/fullstory.php/aid/1661
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Il est à noter que cette croissance de 27 % de l’électronucléaire mondial prend en compte la
décision de l’Allemagne de sortir du nucléaire à l’horizon 2020. Mais l’arrêt définitif des
réacteurs allemands sera plus que compensé par la mise en service de nouveaux réacteurs,
notamment en Chine, en Inde et en Russie. Après que 16 nouveaux réacteurs aient été
démarrés en 2010, les réalisations en cours montrent que de nouvelles unités seront
régulièrement mises en service dans les toutes prochaines années.
La nombre de réacteurs nucléaires dans le monde va encore augmenter, même si le rythme ne
sera pas aussi rapide qu’avant. Et si l’Allemagne a revu sa politique en matière d’énergie
nucléaire, de nombreux autres pays pensent qu’ils ont besoin des réacteurs nucléaires,
notamment pour lutter contre les émissions de gaz à effet de serre et le réchauffement
climatique.
En fait, ces prévisions de croissance du nucléaire mondial sont tout à fait logiques dans la
mesure où, de tous les pays « nucléaires », seule l’Allemagne, après l’accident de Fukushima,
a pris la décision ferme et définitive de sortir du nucléaire. Aucun des autres pays ayant des
centrales nucléaires n’a programmé une telle décision (même si la Suisse et la Belgique en
envisagent sérieusement l’éventualité, mais à une échéance non précisément définie). Tous
ces pays ont affiché plus ou moins explicitement leur volonté de poursuivre leur recours au
nucléaire et entendent parachever la construction de leurs réacteurs en chantier.
Certes, l’accident de Fukushima a suscité une forte émotion dans l’opinion mondiale et il est
vraisemblable que le développement du nucléaire s’en trouve ralenti, tout au moins pour un
temps. Mais tout indique que, contrairement à ce que certains ont annoncé un peu vite, le
nucléaire verra ses capacités augmenter à l’échelle de la planète dans la prochaine période et
continuera d’être un élément important du mix électrique global.
Sortie de la Suisse du nucléaire
Le développement qui suit est inspiré de l’article : http://www.enerzine.com/2/12100+arret-
du-nucleaire-en-suisse-dici-25-a-35-ans+.html.
Situation actuelle
La Suisse n'est pas autosuffisante sur le plan énergétique, loin de là. En 2006, 85% de
l'énergie finale consommée dans le pays provient d'importations : produits pétroliers, gaz
naturel ou combustible nucléaire. L'énergie hydraulique fournit plus de la moitié de
l'électricité produite dans le pays, soit environ 56%, contre 39% pour le nucléaire.
Défis
Entretemps, la Suisse devra assurer son approvisionnement en développant davantage les
énergies alternatives comme l'hydro-électricité, le solaire et l'éolien. Elle pourrait aussi
compter sur les centrales de cogénération à gaz (chaleur / électricité) ou encore en optimisant
l'énergie, par la mise en place de plans d'économie d'énergie. D'autres points restent encore
sans réponses concernant les modalités d'application. On peut citer en vrac, la fiabilité des
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
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réseaux électriques, aussi bien que les recherches à mener dans le domaine énergétique, ou
encore l'estimation du coût global pour "sortir" du nucléaire. Selon le gouvernement, cette
sortie progressive du nucléaire devrait permettre à la Suisse d'assumer sa nouvelle politique
énergétique. La Suisse n'est pas autosuffisante sur le plan énergétique, loin de là. En 2006,
85% de l'énergie finale consommée dans le pays provient d'importations : produits pétroliers,
gaz naturel ou combustible nucléaire. L'énergie hydraulique fournit plus de la moitié de
l'électricité produite dans le pays, soit environ 56%, contre 39% pour le nucléaire.
Conséquence pour l’économie
Les entreprises suisses ne supporteraient pas un abandon immédiat de l’énergie nucléaire.
L’économie suisse ne peut pas se passer du nucléaire à l’heure actuelle. Des problèmes
d’approvisionnement en résulteraient et les prix de l’électricité prendraient l’ascenseur, avec
au bout du compte d’inévitables suppressions d’emplois. L’abandon éventuel de l’énergie
d’origine nucléaire ne pourra être examiné que lorsque nous disposerons de solutions de
substitution sûres, compétitives, autonomes, et respectueuse de l’environnement. La Suisse
importe déjà 15% de son électricité. Si elle renonçait à l’atome, elle afficherait un taux d’auto-
approvisionnement inférieur à 40% en hiver. Avec les graves problèmes d’approvisionnement
qui apparaissent en Europe, la Suisse doit conserver une large autonomie. Pour l’heure, il est
important de renforcer tant les énergies renouvelables que l’efficacité énergétique. Le recours
temporaire aux centrales à gaz permettrait d’éviter une pénurie d’électricité. Pour autant
toutefois que la législation sur le CO2 soit adaptée en conséquence et que la souplesse
nécessaire soit accordée en matière de compensation par rapport aux mesures prises en Suisse
et à l’étranger. Les prix de l’électricité concurrentiels sont un pilier du succès helvétique. Une
augmentation du prix de l’électricité de 30%, soit 3 centimes par kilowattheure environ,
entraînerait des coûts supplémentaires pour l’industrie de plus d’un demi-milliard de francs
par an. Cela se traduirait par des suppressions d’emplois et des délocalisations d’entreprises.
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Page 115
Exercice
7.1 Sécurité et sureté nucléaire.
a) Définition
b) Mesure d’accroissement de la sureté nucléaire et contexte
c) Institution veillant à la sécurité nucléaire
a) Il est important de distinguer la notion de sureté nucléaire de celle de sécurité nucléaire.
Voici leurs définitions respectives tiré de l’AIEA.
Sûreté nucléaire : « Obtention de conditions d’exploitation correctes, prévention des
accidents ou atténuation de leurs conséquences, avec pour résultat la protection des
travailleurs, du public et de l’environnement contre des risques radiologiques indus ».
Cette définition de la sûreté inclut la radioprotection.
Sécurité nucléaire : « Mesures visant à empêcher et à détecter un vol, un sabotage, un
accès non autorisé, un transfert illégal ou d’autres actes malveillants mettant en jeu
des matières nucléaires et autres matières radioactives ou les installations associées,
et à intervenir en pareil cas ».
Donc on voit que la sécurité et la sureté nucléaire ont en commun la protection de l’homme et
de l’environnement vis-à-vis des effets des rayonnements ionisants. En revanche, on voit que
la sureté nucléaire cherche à maitriser les risques provenant de l’exploitation des
installations nucléaire ou des transports de matière radioactive tandis que la sécurité
nucléaire vise à se protéger contre les actions d’origine malveillante résultant de l’utilisation
de matières radioactives ou nucléaires, pouvant conduire à des conséquences radiologiques
ou à des effets dévastateurs (utilisation pacifique).
b) La sureté nucléaire est basé sur le principe de la défense en profondeur et sur le
confinement des matières radioactives. La défense en profondeur consiste à mettre en place
trois types de mesures pour empêcher toutes défaillances.
1. Prévoyance : Dès la conception de la centrale, on imagine tous les scénarios possibles
de défaillance et on prévoit tous les dispositifs et équipements de secours appropriés,
souvent doublés, voire triplés.
2. Surveillance : Pendant la phase d’exploitation de la centrale on cherche à limiter
l’occurrence des incidents et à arrêter leur évolution (prévention, surveillance, action
pour revenir à un état sûr).
3. La troisième disposition consiste à limiter les conséquences de la défaillance au cas
où une situation accidentelle surviendrait. Des procédures décrivent les actions à
effectuer selon le type d’accident survenu, afin de le maîtriser et d’en limiter les
conséquences.
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 116
Ces mesures gouvernent donc l’exploitation des centrales nucléaires dans les différents
contextes qui sont le fonctionnement normal, en cas d'incident, ou de risque de relâchement
de produit radioactif.
Le confinement des matières radioactives est une
mesure conçus pour garantir la sûreté des centrales
nucléaires. Cela consiste à enfermer dans trois
barrières de confinement superposées les produits
radioactifs présents dans le cœur du réacteur. Pour
éviter la défaillance de ces barrières, trois fonctions
doivent être assurées en permanence.46
1. contrôler l'évolution de la fission par le bore contenu dans l'eau du circuit primaire et
par les grappes de commande. Ceux-ci en absorbant les neutrons permettent de
limiter la puissance du réacteur. On évite ainsi toute fusion des gaines du combustible
due à un dégagement de chaleur trop important.
2. contrôler le refroidissement du cœur du réacteur par la circulation d'eau. Le
refroidissement évite la fusion de la gaine du combustible.
3. contrôler le confinement c'est à dire l'étanchéité des barrières pour empêcher la
dispersion des produits radioactifs en cas d'accident
En plus des mesures citées ci-dessus, d’autres mesures doivent être pris en considération
pour améliorer la sureté nucléaire.
La formation des personnels
La qualité des matériels
Le retour d’expérience
La coopération internationale
c) C’est l’agence internationale de l’énergie atomique (AIEA) qui, sous l’égide des Nations
unies, œuvre pour la coopération dans l’utilisation pacifique du nucléaire et veille au respect
du traité de non-prolifération (vise à réduire le risque que l'arme nucléaire se répande à
travers le monde).
46
http://info-nucleaire.jimdo.com/la-sureté/
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7.2 Fukushima
a) Type de réacteur
b) Causes de l’accident
a) La centrale nucléaire de Fukushima Daiichi (exploitée par TEPCO) possède 6 réacteurs
nucléaires de type REB (réacteur à eau bouillante). Dans un REB l’eau est directement
transformée en vapeur dans la cuve et envoyée dans la turbine qui produit l’électricité. L’eau,
qui circule au travers des assemblages combustibles, entre en ébullition dans la partie haute
du cœur et la vapeur produite va directement à la turbine pour se détendre, et se recondenser
ensuite en eau. Il n’y a donc qu’un seul circuit.47
b) Lorsque le séisme survient, les capteurs sismique arrête automatiquement les trois
réacteurs en service de la centrale. Mais les matériaux fissiles continuent de dégager une
chaleur résiduelle. La centrale perd aussi son alimentation électrique. Les générateurs de
secours se mettent alors en marche pour refroidir les cœurs nucléaires. Le tsunami qui atteint
la centrale moins d’une heure plus tard inondent les groupes électrogènes. Les réacteurs ne
sont plus refroidis par les turbines, les cœurs chauffent et l’eau s’évapore. Les tubes de
combustibles nucléaire, habituellement immergé, se retrouvent à l’air libre. Ils réagissent
chimiquement et produisent entre autre de l’hydrogène. Pour éviter une surpression, les
ingénieurs décident de relâcher de la vapeur radioactive dans l’atmosphère. L’hydrogène
ainsi relâché produit une forte explosion au contact de l’oxygène.
Donc on voit que les réacteurs 1, 2 et 3 de la centrale se sont arrêtés normalement et
automatiquement dès les premières secousses du séisme. Mais ensuite, le tsunami d’une
ampleur considérable a submergé les digues anti-tsunami puis noyé les prises d’eau de
refroidissement des centrales. Donc la principale cause de l’accident de la centrale de
Fukushima est la défaillance du système de refroidissement.48
47
http://www.regards-citoyens.com/article-les-caracteristiques-du-reacteur-de-fukushima-n-1-le-monde-69162617.html 48
http://www.techniques-ingenieur.fr/actualite/environnement-securite-energie-thematique_191/accident-nucleaire-de-fukushima-causes-et-consequences-article_59904/
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7.3 Energie nucléaire : part du nucléaire dans la production d’électricité de différents pays.
Voici la part du nucléaire dans la production d’électricité pour les pays demandé. (Source
IAEA). L’Autriche n’y figure pas car elle ne possède pas de centrale nucléaire.
Country or
area Nuclear share (%)
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Argentina 7.3 8.2 7.2 8.6 8.2 6.9 6.9 6.2 6.2 7.0 5.9
Armenia 33.0 34.8 40.5 35.5 38.8 42.7 42.0 43.5 39.4 45.0 39.4
Belgium 55.3 58.0 57.3 55.5 55.1 55.6 54.4 54.1 53.8 51.7 51.1
Brazil 1.4 4.3 4.0 3.6 3.0 2.5 3.3 2.8 3.1 3.0 3.1
Bulgaria 45.0 41.6 47.3 37.7 41.6 44.1 43.6 32.1 32.9 35.9 33.1
Canada 11.8 12.9 12.3 12.5 15.0 14.6 15.8 14.7 14.8 14.8 15.1
China:
- Mainland 1.2 1.1 1.4 2.2 - 2.0 1.9 1.9 2.2 1.9 1.8
- Taiwan 23.6 21.6 22.9 21.5 - - 19.5 19.3 17.1 20.7 19.3
Czech Rep 26.7 19.8 24.5 31.1 31.2 30.5 31.5 30.3 32.5 33.8 33.3
Finland 30.0 30.6 29.8 27.3 26.6 32.9 28.0 28.9 29.7 32.9 28.4
France 76.4 77.1 78.0 77.7 78.1 78.5 78.1 76.9 76.2 75.2 74.1
Germany 34.5 30.5 29.9 28.1 32.1 31.0 31.8 25.9 28.3 26.1 28.4
Hungary 40.6 39.1 36.1 32.7 33.8 37.2 37.7 36.8 37.2 43.0 42.1
India 3.1 3.7 3.7 3.3 2.8 2.8 2.6 2.5 2.0 2.2 2.9
Japan 33.8 34.3 34.5 25.0 29.3 29.3 30.0 27.5 24.9 28.9 29.2
Korea, S 40.9 39.3 38.6 40.0 37.9 44.7 38.6 35.3 35.6 34.8 32.2
Lithuania 73.7 77.6 80.1 79.9 72.1 69.6 72.3 64.4 72.9 76.2 0
Mexico 4.5 3.7 4.1 5.2 5.2 5.0 4.9 4.6 4.0 4.8 3.6
Netherlands na 4.2 4.0 4.5 3.8 3.9 3.5 4.1 3.8 3.7 3.4
Pakistan 0.7 2.9 2.5 2.4 2.4 2.8 2.7 2.3 1.9 2.7 2.6
Romania 10.3 10.5 10.3 9.3 10.1 8.6 9.0 13.0 17.5 20.6 19.5
Russia 14.9 15.4 16.0 16.5 15.6 15.8 15.9 16.0 16.9 17.8 17.1
Slovakia 53.4 53.4 65.4 57.3 55.2 56.1 57.2 54.3 56.4 53.5 51.8
Slovenia 37.4 39.0 40.7 40.4 38.8 42.4 40.3 41.6 41.7 37.9 37.3
South Africa 6.7 6.7 5.9 6.0 6.6 5.5 4.4 5.5 5.3 4.8 5.2
Spain 27.8 28.8 25.8 23.6 22.9 19.6 19.8 17.4 18.3 17.5 20.1
Sweden 39.0 43.9 45.7 49.6 51.8 46.7 48.0 46.1 42.0 34.7 38.1
Switzerland 38.2 36.0 39.5 39.7 40.0 32.1 37.4 40.0 39.2 39.5 38.0
UK 21.9 22.6 22.4 23.7 19.4 19.9 18.4 15.1 13.5 17.9 15.7
Ukraine 45.3 46.0 45.7 45.9 51.1 48.5 47.5 48.1 47.4 48.6 48.1
USA 19.8 20.4 20.3 19.9 19.9 19.3 19.4 19.4 19.7 20.2 19.6
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Page 119
7.4 Perspectives de développement de l’énergie nucléaire dans le monde à moyen et long
terme.
Si l'énergie nucléaire représente en moyenne aujourd'hui une part relativement modeste de
l'électricité produite dans le monde (cette part est en moyenne de 16% au niveau mondial et
de 30% dans la zone OCDE Europe), la conviction qu'elle est appelée à se développer
fortement au cours des prochaines décennies est de plus en plus partagée. L’énergie
nucléaire se développera pour les raisons suivantes.
ses atouts propres
diminution des réserves énergétiques fossiles
nécessité de réduire les émissions de gaz à effet de serre
besoin d’une production centralisée en base d’électricité pour accompagner la
croissance de la part des énergies renouvelables, par nature intermittentes et diffuses.
Nous allons maintenant analyser les principaux défis à relever pour garantir une expansion
majeure de l’énergie nucléaire.
Même si d’autres développements technologiques sont attendus, le nucléaire est une
technologie à maturité. Les obstacles à son développement sont plus d’ordre social, politique
et financier que d’ordre technique. Avant qu’une expansion nucléaire significative puisse
débuter dans un pays, un appui politique clair et soutenu du gouvernement sera nécessaire
dans le cadre d’une stratégie globale pour relever les défis que représente un
approvisionnement énergétique sûr et à coût abordable, tout en préservant l’environnement.
Ces dernières années, un certain nombre de gouvernements ont modifié leur approche vis-à-
vis de l’énergie nucléaire et lui réservent désormais une place importante dans leur stratégie
énergétique. D’autres sont en revanche plus réticent à intégrer le nucléaire dans leur bouquet
énergétique. Pour qu’une expansion du nucléaire puisse se développer, il est nécessaire
d’avoir une mobilisation des ressources industrielles, humaines et financières bien plus
importante que celle actuellement en place. Une telle expansion mettrait des années à se
réalisée, notamment parce qu’elle exigerait des investissements à grande échelle et une
augmentation de la main d’œuvre possédant les compétences et la formation nécessaire. Non
seulement les centrales nucléaires devraient être construite, mais une augmentation
proportionnelle de l’extraction de l’uranium, du traitement et de la capacité de gestion des
déchets serait aussi nécessaire. Une partie importante de la future expansion de
l’approvisionnement en électricité aura lieu dans les grands pays en développement qui ne
possédaient pas de vastes programmes nucléaires dans le passé. En s’industrialisant, ces
pays auront une plus grande capacité d’expansion nucléaire. Au premier rang parmi eux
figurent la Chine et l’Inde, tous deux déjà impliqués dans d’ambitieux programmes
nucléaires. Si une importante phase d’expansion de l’énergie nucléaire débutait, on pourrait
s’attendre à une augmentation durable de l’exploration de l’uranium et cela pourrait se
traduire par la découverte de nombreuses autre sources d’uranium. Le temps nécessaire pour
développer la capacité de production d’uranium pourrait représenter un plus grand défi en
raison des investissements important nécessaires et la longue procédure d’agrément
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 120
applicables aux nouvelles mines dans plusieurs pays producteur. Cela souligne de nouveau
l’importance du soutien des gouvernements dans l’expansion du nucléaire. L’accroissement
de la capacité d’enrichissement d’uranium, nécessaire à la préparation du combustible de la
plupart des réacteurs actuellement en service et de tous les modèles plus avancés (génération
II, IV), devra également suivre le rythme de l’expansion nucléaire. Les technologies
d’enrichissement sont cependant très sensibles et seulement très peu de pays les possèdent.
En principe ces pays pourraient développer leurs capacités pour approvisionner d’autres
pays, ce qui présente peu de difficultés techniques. Toutefois, certains pays sont préoccupés
qu’un nombre restreint d’Etat contrôle toutes les installations d’enrichissement en regard des
conséquences en terme de sécurité d’approvisionnement. Les propositions visant à atténuer
ces inquiétudes comprennent notamment des garanties juridiquement contraignantes
applicables à l’approvisionnement par les pays qui disposent des technologies
d’enrichissement ou l’établissement d’installations d’enrichissement sous contrôle
multilatéral. Une extension majeure de l’énergie nucléaire impliquerait que les pays sans
expérience préalable en matière de réglementation construisent des centrales nucléaires. Il
sera donc de la responsabilité de la communauté internationale, en particulier des pays
fournisseurs, de s’assurer que ces nouveaux pays nucléaire suivent des approches
industrielles et réglementaire adaptées et mettent en œuvre des procédures légales
appropriées (ex : sureté, déchet, etc.).L’AIEA s’est déjà engagée avec beaucoup de ces pays à
développer leurs capacités institutionnelles dans ce domaine. Toutefois, la crainte d’un
accident, renforcé récemment par celui de Fukushima, continue de peser lourdement sur la
perception du public et affecte négativement la confiance mondiale envers l’énergie
nucléaire. Il reste bien sûr le risque que des matériels ou des technologies développées pour
une utilisation civile de la production d’électricité soient détournés à des fins militaires.
L’expansion de l’énergie nucléaire nécessite le renforcement du régime conventionnel de
non-prolifération et l’assurance de sa mise en œuvre. Il faudra trouver un juste équilibre
entre la réalisation des objectifs de non-prolifération et la garantie d’un approvisionnement
suffisant pour les pays qui dépendant de l’énergie nucléaire.
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 121
Cours n°8 Rôles des énergies renouvelables ...................................................................................................... 123
Avantage des énergies renouvelables ............................................................................................... 124
Economique ..................................................................................................................................... 124
Environnemental ............................................................................................................................. 125
Politique ........................................................................................................................................... 125
Hydroélectricité .................................................................................................................................. 126
Introduction ..................................................................................................................................... 126
Fonctionnement .............................................................................................................................. 126
Types d’ouvrages ............................................................................................................................. 127
Revente d’électricité ....................................................................................................................... 129
Avantages et inconvénients ............................................................................................................ 129
Potentiel de développement en Suisse ........................................................................................... 129
Biomasse ............................................................................................................................................. 130
Définition ......................................................................................................................................... 130
Types ................................................................................................................................................ 130
Biocarburant .................................................................................................................................... 132
Bioéthanol ................................................................................................................................... 133
Biodiesel ...................................................................................................................................... 135
Avantages et inconvénients des biocarburants .......................................................................... 138
Marché des biocarburants .......................................................................................................... 139
Critiques des biocarburants ........................................................................................................ 142
Biocarburants de 2ème génération ............................................................................................... 143
Perspective de développement des biocarburants de 2ème génération ..................................... 144
Energie solaire..................................................................................................................................... 146
Rayonnement solaire....................................................................................................................... 146
Conversion du rayonnement solaire en énergie ............................................................................. 147
Conversion héliothermique ......................................................................................................... 147
Capteurs héliothermiques ............................................................................................................... 147
Capteur plan ................................................................................................................................ 147
Capteur à concentration .............................................................................................................. 149
Intégration architecturale des capteurs plans ................................................................................ 150
Dimensionnement des capteurs solaires ........................................................................................ 151
Choix du type de capteur ................................................................................................................ 153
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 122
Palexpo ............................................................................................................................................ 153
Energie éolienne ................................................................................................................................. 155
Origine ............................................................................................................................................. 155
Transformation ................................................................................................................................ 155
Potentiel théorique ......................................................................................................................... 157
Potentiel technique ......................................................................................................................... 158
Choix du site .................................................................................................................................... 158
Critique des éoliennes ..................................................................................................................... 160
Perspective en Suisse ...................................................................................................................... 160
Pompes à chaleur................................................................................................................................ 162
Introduction ..................................................................................................................................... 162
PAC air-eau ...................................................................................................................................... 163
PAC sol-eau ...................................................................................................................................... 163
PAC eau-eau .................................................................................................................................... 163
Fonctionnement ............................................................................................................................. 164
Coefficient de performance ............................................................................................................ 165
Centrale de chauffe de l’EPFL .......................................................................................................... 166
Exercices .............................................................................................................................................. 167
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 123
Rôles des énergies renouvelables
D'une façon générale, les énergies renouvelables sont des modes de production d'énergie
utilisant des forces ou des ressources dont les stocks sont illimités. Ce sont donc des énergies
inépuisables. L'eau des rivières fait tourner les turbines d'un barrage hydroélectrique ; le vent
brasse les pales d'une éolienne ; la lumière solaire excite les photopiles ; mais aussi l'eau
chaude des profondeurs de la terre alimente des réseaux de chauffage. Sans oublier ces
végétaux, comme la canne à sucre ou le colza, grâce auxquels on peut produire des carburants
automobiles ou des combustibles pour des chaudières très performantes. En plus de leur
caractère illimité, ces sources d'énergie sont peu ou pas polluantes.49
Actuellement, l'approvisionnement énergétique
mondial dépend de plus de 87% des énergies non
renouvelables comme on le voit sur le graphique
ci-contre. Cependant, on devrait assister à un
accroissement de la part des énergies
renouvelables durant les prochaines années.
En effet, la lutte contre le changement climatique
et la sécurité d’approvisionnement constituent plus
que jamais deux objectifs fondamentaux. En effet,
les prix de l’énergie, déterminés par l’équilibre
entre une offre qui se raréfie (le pic pétrolier a été
atteint en 2006 selon l’AIE), une forte demande
des pays émergents et le nécessaire renforcement de la sûreté nucléaire, s’orientent
définitivement à la hausse. De plus, toutes les études du GIEC confirment l’impact des gaz à
effet de serre sur l’environnement. Pour lutter contre cela, le mix énergétique mondial doit
donc s’efforcer à maîtriser la demande en énergie (efficacité énergétique) et promouvoir les
énergies renouvelables.
Tous les scénarios de prospectives énergétiques reposent sur deux principes fondamentaux.
Une consommation d’énergie maîtrisée, au moins dans les pays développés.
Une place prépondérante des énergies renouvelables, indissociable d’une politique
d’utilisation rationnelle de l’énergie et de sobriété énergétique.
Le scénario 2030 de l’AIE, conforme à l’objectif de stabiliser la température de la planète à +
2° C en 2100, répartit de la manière suivante les pourcentages de réduction des émissions de
gaz à effet de serre: 57 % des réductions des gaz à effet de serre grâce à une maîtrise de la
demande, 23 % grâce au développement des énergies renouvelables, 10 % avec l’énergie
nucléaire et 10 % avec la capture et le stockage du CO2.50
49
http://www.techno-science.net/?onglet=glossaire&definition=3390 50
http://aidder-asso.tripod.com/sitebuildercontent/sitebuilderfiles/dossiergsiequipe17.pdf
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 124
Donc on voit l’importance du rôle des énergies renouvelables à réduire l’émission des gaz à
effet de serre pour le futur. De plus, l’accident de Fukushima va redistribuer les cartes du mix
énergétique mondial et devrait conduire au renforcement de la part des énergies
renouvelables.
Actuellement, les énergies renouvelables les plus utilisé sont ceux à faible rendement telles
que le bois et le charbon de bois. Cependant, la part des énergies renouvelables plus complexe
telles que la petite hydraulique et le photovoltaïque en Suisse devraient augmenter dans les
prochaines années. En effet, la forte diminution des coûts des panneaux solaire (25 % en une
année) dû à un excédent de production de ceux-ci en Chine qui en est le principal producteur
explique le rapide développement du photovoltaïque.
Les incertitudes telles que la forte volatilité des prix et la compétitivité entre énergies
renouvelables et non renouvelables retardent les investissements dans les énergies
alternatives. On notera aussi que les investissements concernant les énergies renouvelables
sont souvent plus important que pour les énergies renouvelables. Afin que la transition
énergétique puisse avoir lieu, il est nécessaire que les pays industrialisés et les pays émergents
adoptent des objectifs de court terme et les moyens adaptés (avantages fiscaux et financement
dans la recherche par exemple) soutenu par des politiques ambitieuses (volontarisme).
Cependant, il arrive que cette transition doive être imposée par des obligations légales telles
que des quotas de production d’énergies renouvelables. C’est par exemple le cas de l’UE où la
part d’énergie renouvelable devra représenter 20% du paysage énergétique dont 10% dans le
domaine de la mobilité à l’horizon 2020.
On remarquera aussi que les énergies renouvelables représentent près de 50 % des énergies
consommé sur le continent africain.
Après avoir passé en revue l’importance des énergies renouvelables pour notre futur, il serait
à présent intéressant de nous intéresser aux différents avantages de ceux-ci sur le plan
économique, environnemental et politique.
Avantage des énergies renouvelables
Le développement qui suit est largement repris de l’article « Pourquoi développer les énergies
renouvelables » de François Lhioreau.51
Avantage économique
Le recours aux ER contribue à préserver des ressources qui, on l'oublie trop souvent, servent
aussi, ou pourraient servir, à des fins beaucoup plus nobles que la propulsion des véhicules ou
la production d'électricité : production de matériaux, de médicaments, etc.
51
http://www.apere.org/doc/Pourquoi_ER.pdf
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 125
Une des caractéristiques de la production d'énergie à partir de sources renouvelables est son
caractère décentralisé. Or, même dans une production de masse, un réseau de petites unités
présente beaucoup plus d'avantages (réduction du risque financier, de l'endettement, du risque
de corruption, flexibilité technique, à quantité égale, la production d'énergie par les filières
renouvelables requiert 4 fois plus d'emplois que par les filières conventionnelles) que les
mastodontes que nous connaissons, malgré les économies d'échelle qu'ils permettent.
En ce qui concerne les pays du Sud, la connaissance technologique peut plus facilement leur
être transférée et l'entretien des installations est également plus aisé pour les techniciens
locaux. Enfin, à plus ou moins court terme, ces pays pourront à leur tour produire et même
exporter leurs propres systèmes de production d'énergie. Ils possèdent d'ailleurs de grands
gisements d'énergie renouvelable, que ce soit l'énergie solaire thermique ou photovoltaïque
(tous les pays tropicaux), la petite hydraulique (les pays du bassin du Congo, par exemple), la
biomasse (les pays équatoriaux) ou l'éolien (les pays ayant des zones côtières).
La pression environnementale de l'utilisation des combustibles fossiles se traduit par des coûts
importants et souvent dramatiques pour les collectivités. Immédiatement perceptibles comme
la destruction du tissu économique et social des régions d'extraction (le Nigeria), ou les
conséquences du naufrage du Prestige pour les pêcheurs et le secteur du tourisme espagnols
ou beaucoup plus diffus : effets sur la santé présents ou à venir, sur l'état des bâtiments, etc.
Avantage environnemental
L'utilisation des énergies renouvelables présente plusieurs avantages par rapport à l'utilisation
des énergies fossiles ou nucléaire :
Absence d'émissions de gaz à effet de serre.
Réduction, à certaines conditions, des émissions de poussières et autres substances
toxiques liées à la combustion d'énergie.
Absence du risque de pollution aérienne (torchage des gaz associés), terrestre,
aquatique et maritime liée à l'extraction et au transport de pétrole ou de gaz.
Absence d'autres risques d'accidents catastrophiques (centrales nucléaires, stockage de
déchets nucléaires, ...).
Avantage politique
D'un point de vue stratégique, est-il sain que la satisfaction d'un besoin fondamental d'une
société dépende totalement de l'extérieur ? C'est pourtant le cas pour la Belgique, dont la
politique énergétique, et donc l'économie, dépend à plus de 95% des importations. Le recours
aux énergies renouvelables, disponibles localement, contribue à réduire cette dépendance
énergétique.
Etant à la fois diffuses et, de par leur caractère de flux, non transportables (à l'exception de la
biomasse) les sources d'énergie renouvelables requièrent une exploitation décentralisée, ce qui
favorise une politique énergétique plus démocratique.
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 126
A long terme, le recours aux énergies renouvelables contribue aussi à réduire les tensions
internationales.
En réduisant la compétition autour de ressources stratégiques qui se raréfient.
En réduisant la dépendance énergétique.
Hydroélectricité
Introduction
L’énergie hydraulique est la production d’énergie par turbinage de l’eau emmagasinée dans
les barrages. En 2005, l’hydroélectricité est la troisième source de production électrique
mondiale avec 16%, derrière le charbon (40%), le gaz (19%) et le nucléaire (15%).52
En Suisse, l’hydroélectricité représente environ 60% de la production indigène en électricité.
En hiver, ce taux s’élève à 50%. La différence est de ce fait comblée par la production
d’électricité à partir d’ouvrages hydroélectriques à accumulation.
Fonctionnement
L'hydroélectricité est la technique qui permet de produire de l'électricité à partir de courant
d'eau résultant du cycle de l'eau. L'origine de ce cycle est les radiations solaires qui
provoquent l'évaporation de l'eau entraînant ainsi les autres échanges.
Le principe de production de l’électricité à partir de la force de l’eau est le suivant. L'énergie
cinétique est transformée en énergie électrique à l’aide de turbine. Celle-ci est composée d'un
rotor qui tourne autour d'un stator ce qui produit de l'électricité. C'est l'énergie de l'eau qui
entraine les palles de la turbine (solidaire du rotor).
52
AIE 2005
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 127
Si on désire produire plus d'électricité, il va falloir augmenter l’énergie cinétique, en créant
une chute d’eau. Par le principe de la conservation d'énergie, l'énergie potentielle due à la
hauteur de chute se transformera en énergie cinétique. Les centrales hydroélectriques peuvent
donc être classées en fonction de leur hauteur de chute.
Haute chute : hauteur ≥ 200 m
Moyenne chute : 50 m ≤ hauteur ≤ 200 m
Basse chute : hauteur ≤ 50 m
Types d’ouvrages
Il existe différents types d’aménagement hydroélectrique.53
Aménagements au fils de l’eau : il s’agit d’aménagements qui ne comportent pas de
bassin d’accumulation et qui utilisent les apports tels qu’ils se présentent. Leurs
principale caractéristique est la vitesse d’écoulement de l’eau en raison de l’absence
de grand chute d’eau. En raison de la disposition locale de la centrale et du barrage en
rivière, on peut différencier deux types d’aménagements au fil de l’eau:
o Aménagement canal ou de dérivation : L’eau refoulée par un barrage en rivière
sera dérivée et turbinée dans un canal.
o Aménagement au fil de l’eau pur : Centrale et barrage en rivière constituent un
seul bâtiment, l’aménagement s’étend sur toute la largeur de la rivière.
Aménagements à accumulation : ils n’exploitent qu’une partie des apports
immédiatement. Le reste est accumulé dans un bassin en vue d’une utilisation future.
Les apports peuvent également être amenés par pompage. On mettra aussi dans cette
catégorie les aménagements au fil de l’eau situés dans la zone préalpine ou en amont
des lacs du plateau suisse et qui produisent une part d’énergie importante en profitant
du mode d’exploitation des aménagements d’amont. Un tel aménagement sera classé
sous « aménagement à accumulation » si la capacité énergétique que représente pour
lui le volume d’eau stocké dans les aménagements d’amont est égale ou supérieure au
53
Office fédéral de l’environnement, section force hydraulique
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 128
25 % de sa production d’hiver moyenne escomptée. La principale caractéristique de ce
type d’aménagement est la hauteur de chute. Plus celle-ci est importante, plus la
quantité d’électricité produite sera conséquente. On précisera aussi que ce type
d’aménagement nécessite d’importante mesure de sécurité. Ci-dessous un exemple
d’aménagement à accumulation situé en Valais (CH) « la Grande Dixence »
Hauteur Volume de la retenue Surface de la retenue
284m 385mio m3
4.04km2
Aménagements de pompage/turbinage : ils n’utilisent que l’eau préalablement pompée
dans le bassin d’accumulation. En règle générale, les pompes et les turbines ont en
commun le bassin d’accumulation et le bassin inférieur. Ce type d’aménagement
permet de stocker l'électricité sous forme d'énergie potentielle en remontant l'eau par
une pompe qui est réversible. Il suffit de transformer l'énergie potentielle de l'eau en
électricité à l’aide de turbine afin de retrouver à nouveau l’électricité. Cette technique
peut être utilisée afin de stocker un surplus d'énergie. Dans ce but, les batteries
chimiques peuvent aussi être utilisées, néanmoins elles ont une capacité de stockage
limitées. Lors d’une telle opération, une partie de l'énergie est perdu (rendement de
80%). Une autre utilisation de cette technique est d’ordre financière. Cela consiste à
stocker l’énergie lorsqu’elle est bon marché (heure creuse) et de la revendre lors des
heures pleines. Une telle opération est rentable si la différence entre les prix est
suffisante pour compenser les pertes d'énergies engendrées. Si tel est le cas, on pourra
exporter l’électricité stockée. En Suisse, cette technique est très répandue ce qui fait de
lui un acteur majeur lors des heures de pointe. Le chantier « Linthal » dans le canton
de Glaris (CH) est chantier souterrain qui permettra, grâce au pompage-turbinage, de
renforcer la capacité des centrales électriques existantes pendant les heures de pointe.
D'autres ouvrages existent à une échelle moins importante.
Les conduites forcées : l'eau est transportée dans une conduite de pression d'un
réservoir à la turbine hydroélectrique.
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 129
Les ouvrages de mini-hydraulique : deux petits ouvrages se trouvant généralement sur
les rivières (moulin).
Revente d’électricité
Comme expliqué ci-dessus, la Suisse vend son électricité aux heures de pointe. Or depuis
quelque temps, la rentabilité de cette activité est remise en cause. En effet, la Suisse a pris la
décision de sortir du nucléaire d’ici 2034. Ceci engendrera la fin de la production d'électricité
bon marché, qui permettait jusqu’à maintenant une certaine marge dans les pertes. En
admettant qu’on puisse produire de l'électricité aussi bon marché à partie d’énergie
renouvelables (pas le cas actuellement), il faudrait aussi que celle puisse être produite en
continu comme c’est le cas actuellement pour le nucléaire. Or ceci n'est pas le cas des
énergies renouvelables (photovoltaïque par exemple). Afin de pouvoir continuer à vendre son
électricité en heure de pointe, une solution envisageable serait de produire de l'électricité à
partir de gaz en supposant un bon rendement.
Avantages et inconvénients
Avantage :
Production d'énergie active durant les heures de fortes consommations d'électricité.
Pompage durant les heures creuses afin de reconstituer la réserve d'eau dans le bassin
de retenu.
Démarrage et arrêt des centrales très rapides.
Aucune pollution n'est dégagée lors de la production d'électricité.
Production d’électricité décentralisée (pas de pertes liées aux transports).
Facilitée d'entretien et la faible usure du matériel Haut niveau de rendement des
machines.
Energie renouvelable illimité.
Désavantage :
Modification du débit et du niveau de l’eau.
Risque pour les personnes en aval lié aux barrages.
Les sites potentiels se situent généralement en montagne entrainant des surcoûts
importants de construction, le nombre de ces sites n'est pas infini et, même
relativement faible.
Ce système implique de noyer des vallées entières de terre cultivable, où les hommes
vivent bien souvent depuis des lustres.
Potentiel développement en Suisse
Un développement des petites centrales hydrauliques dans le respect de l’environnement et
une optimisation des centrales existantes permettraient de produire au moins 2,5 TWh
d’électricité supplémentaire, soit près d’une fois la centrale de Mühleberg.
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 130
Biomasse
Définition
La définition du terme biomasse dépend du contexte. En écologie il s’agit de la matière
organique présente dans l'écosystème. En microbiologie industrielle, il s’agit des micro-
organismes présents dans un bioréacteur ou centre de fermentation. Dans le contexte
énergétique de ce cours, la biomasse représente l'énergie accumulée dans les cellules
d'organismes vivants (plante, algues, micro-organismes) et qui peut être convertie pour les
usages alimentaires ou énergétiques humains.
L’origine de la biomasse réside dans la réaction de photosynthèse qui est une réaction
permettant aux végétaux de transformer du CO2 et de l'eau en énergie et oxygène. Cette
réaction est catalysée par l'énergie solaire. L'énergie dégagée par le processus de
photosynthèse est stockée dans les plantes sous la forme d’hydrates de carbone et de lipides.
Les hydrates de carbones :
o Monosaccharides (glucose ou fructose) : notamment utilisé pour le bioéthanol
ou biodiesel
o Disaccharides : sucrose (sucre traditionnelle alimentaire)
o Polysaccharides : amidon, cellulose
Lipides : graisses et huiles végétales (triglycérides)
Types
On distingue les biomasses en fonction de leurs niveaux trophiques.
Biomasse primaire
Biomasse secondaire
Biomasse tertiaire
Biomasse résiduelle
Les producteurs primaires sont constitués d'organisme autotrophe, capable de produire des
matières organiques à partir de matière inorganique telles que les plantes, les algues et les
bactéries. Ces organismes sont la base de la chaine animale, ils constituent le premier niveau
trophique (les producteurs primaires). Ces organismes serviront d'alimentation aux
consommateurs primaires (herbivores), qui serviront de repas aux consommateurs secondaires
(carnivores), qui serviront de repas aux consommateurs tertiaires (omnivores).
En fonction de leur usage future, les propriétés physiques et la composition des biomasses
varient. Ces variations peuvent être d'origine naturelle ou résultant d'une conversion
énergétique effectuée par l'homme. Certaine protéine sont riches en protéines (légume),
d'autres en liquide ou d'autres stockent l'énergie sous forme de polymères (cellulose, amidon).
Il est aussi possible de classer les biomasses suivant leurs composantes principales. On
distinguera donc :
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 131
Biomasse lignocellulosique (cellulose, hémicellulose, lignine)
Amylase (amidon)
Biomasse sucrée (monosaccharide, disaccharide)
Une autre classification concerne la teneur en eau :
Biomasse sèche : w < 15%
Biomasse humide : 15% ≤ w ≤ 90%
Biomasse liquide : w > 90%
Bioénergie
La bioénergie résulte du processus de valorisation énergétique de la biomasse, lorsque celle-ci
est utilisée comme combustible pour produire de la chaleur ou de l'électricité.54
Elle est
convertie dans différentes formes afin de pouvoir être utilisé.
Solides
o Bois de feu
o Charbon de bois
o Chips
o Briquettes
o Ciures
Liquides
o Alcool (éthanol, méthanol, butanol)
o Liquides bio-hydrocarbures (bio-kérosène utilisé dans l’aviation)
o Bio-huiles et produits dérivés
Gazeux
o Biogaz
o Gaz synthétique (obtenu à partir de gazéification du bois)
o Hydrogène
Les ressources en bioénergie sont importantes. En effet, la biosphère produit chaque année
environ 68Gtep, c.à.d. huit fois la consommation mondiale d’énergie primaire d’une année.
Le graphique ci-dessous nous renseigne sur la provenance des bioénergies. On remarque
qu’une grande part des bioénergies provienne des océans. Cependant, leur extraction et leur
collecte peuvent nécessiter une grande dépense d'énergie, qui peut parfois être supérieur à
l'énergie collecté.
54
http://www.techno-science.net/?onglet=glossaire&definition=10389
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 132
Biocarburants
Les voitures fonctionnent aujourd’hui presque exclusivement aux énergies fossiles. Certes, le
pétrole restera disponible encore longtemps, même si son extraction deviendra plus chère et
plus difficile qu’aujourd’hui. L’AIE prévoit une augmentation de 50% des besoins mondiaux
d’énergie d’ici 2030. La sécurité de l’approvisionnement, les objectifs climatiques et l’aspect
de durabilité exigeront un approvisionnement énergétique plus consensuel dans tous les
domaines de la vie notamment pour la mobilité, où l’essence et le carburant diesel ne se
remplacent pas aussi facilement. Les biocarburants sont donc considérés comme une
alternative aux carburants pétroliers même s'ils ne pourront probablement pas les remplacer
complètement. On reviendra sur ce point au fur et à mesure du chapitre.
Il existe aujourd'hui deux grands types de biocarburants : l'éthanol et les esters méthyliques
d'huile végétale (EMHV), voire animale, ou biodiesel. Le graphique ci-dessous représente
l’évolution de la production de biocarburant dans le monde.55
55
F.O. Licht, Christoph Berg, présentation au World Biofuels 2006, Séville mai 2006.
71%
11%
10%
5% 3%
Provenance des bioénergies
Océans Forêts
Déserts et toundras Prairies et steppes
Terres cultivées et eaux continentale
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Page 133
Bioéthanol
Le bioéthanol n’est rien d’autre que de l’alcool pur tiré de plantes sucrières et féculentes
comme le maïs, la canne à sucre, les pommes de terre ou le blé. La biomasse cellulosique,
telle que la paille, l’herbe ou le bois, convient comme matière de base ce qui est plus
judicieux écologiquement, mais aussi techniquement plus astreignant et plus cher. Le
bioéthanol peut être utilisé à l’état pur ou en mélange à l’essence (jusqu’à une proportion
d’éthanol de 5%, l’essence satisfait aux exigences européennes en matière de norme). Pour
des proportions d’éthanol plus élevée, il faut adapter le moteur. En Suisse, quelques
importateurs d’automobiles commercialisent des voitures dites «Flexible Fuels» qui peuvent
rouler aussi bien à l’E85 (85 % d'éthanol + 15 % d'essence) qu’à l’essence. L’éthanol présente
un pouvoir antidétonant élevé (bien pour la qualité de l’essence). De plus, mélangé à
l’essence, il permet de réduire les émissions de divers polluants. En revanche, le mélange
d’éthanol augmente le pouvoir d’absorption d’eau du carburant, ce qui implique des exigences
supplémentaires quant au stockage, et la teneur énergétique plus basse entraîne une plus
grande consommation de carburant.56
Ci-dessous est représenté le processus de fabrication de
l’éthanol.
Comme on l’a dit auparavant, Le bioéthanol peut être obtenu à partir de plusieurs matières
premières.
Canne à sucre : cette technique requiert de grande installation et de grande surface
cultivable (économie de grande échelle). La bagasse est un déchet ou un coproduit de
la canne à sucre qui est réutilisé pour produire de l'énergie. Il participe au très bon
bilan de ce processus, qui ne suffit pas à le rendre compétitif par rapport au pétrole à
part au Brésil qui est le deuxième producteur de bioéthanol. La production d’éthanol
est souvent associée à celle de sucre.
56
http://www.erdoel-vereinigung.ch/UserContent/Shop/UP%20-%20Carburants.pdf
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Page 134
Betteraves : Technique utilisé en Europe notamment en France.
Céréales
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 135
Maïs
Sorgho sucrier
Biodiesel
Le biodiesel est produit à partir d’huiles végétales, mais aussi de graisses animales ou d’huile
comestible recyclée. Or cette dernière n’arrive pas satisfaire les exigences de qualité des
carburants. On peut mélanger le biodiesel au carburant diesel ou l’utiliser à l’état pur
nécessite alors des adaptations du moteur). En Europe centrale, le plus connu des biodiesels
est l’ester méthylique de colza (EMC). L’avantage écologique de l’EMC est toutefois
controversé, du fait notamment de l’emploi substantiel d’engrais qui peuvent dégager, entre
autres, le gaz à effet de serre N2O et de sa production à forte consommation d’énergie. Lors de
la combustion, le biodiesel apporte par rapport au diesel fossile, une réduction des émissions
de certains polluants et une augmentation d’autres. Ci-dessous est représenté le processus de
fabrication de l’éthanol.
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 136
Comme on l’a dit auparavant, le biodiesel peut être obtenu à partir de plusieurs matières
premières.
Colza
Huile usagées
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Page 137
Jatropha
Palmier à huile
Soja
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
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Tournesol
Avantages et inconvénients de l’utilisation de biocarburants
Le développement qui suit est repris de l’article : « Les biocarburants dans le monde »
d’Anne Prieur-Vernat et Stéphane His.
Aspects environnementaux
L'usage des biocarburants en substitution aux carburants conventionnels permet de limiter les
émissions de gaz à effet de serre et les consommations d'énergie non renouvelable. C’est l'un
des principaux arguments en faveur de leur usage à grande échelle : utilisés purs, ils peuvent
induire un gain en termes de rejet de gaz à effet de serre allant jusqu'à 90 % pour les filières
les plus efficaces (filière canne à sucre). Si celui-ci est plus faible pour les autres filières de
production de carburants d'origine végétale, il reste cependant positif. En outre, un gain
souvent proche est observable pour ce qui est de la consommation d'énergie fossile nécessaire
à leur production. Des études sont par ailleurs en cours auxquelles participe activement l'IFP
pour évaluer les autres impacts d'un développement massif des biocarburants sur
l'environnement (notamment sur les ressources en eau).
Aspects économiques
Les biocarburants présentent l'avantage, en se substituant au pétrole, de réduire la dépendance
à l'or noir et de valoriser des ressources domestiques. Leur coût, s'il reste élevé, se rapproche
avec l'augmentation du cours du baril des prix, hors taxes, des carburants traditionnels:
essence et gazole. Les coûts particulièrement bas de l'éthanol au Brésil sont même dès
aujourd'hui compétitifs avec les carburants pétroliers.
Le développement des biocarburants nécessite encore, dans la grande majorité des cas, un
soutien adapté de la part des Pouvoirs publics (pour 2006, ce soutien a été estimé entre 5 et 7
milliards de dollars aux États-Unis2). Ceci est d'autant plus vrai qu'aujourd'hui, du fait d'une
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 139
demande importante, les cours (c'est-à-dire les prix) de l'éthanol aux États-Unis et au Brésil,
ou de l'EMHV en Europe sont particulièrement élevés.
À noter également que tout comme pour les carburants pétroliers, le coût de production des
biocarburants est très dépendant du prix de la matière première qui représente entre 50% à
90% du coût final. Ainsi, les évolutions des cours du blé, du maïs, des huiles végétales ou
même des graines de colza qui peuvent subir de fortes variations auront une influence
importante sur la compétitivité relative des biocarburants par rapport aux produits pétroliers.
Ceci d'autant plus que le marché des biocarburants peut représenter une part importante de la
valorisation de ces matières premières : 20% de la production de maïs aux États-Unis sont
aujourd'hui « brûlés » en éthanol ; 50 % de la production européenne de colza sont aujourd'hui
transformés en biodiesel. On peut même s'attendre à l'avenir, à ce que les cours de ces
matières premières soient tirés vers le haut par la demande en biocarburants.
Autres inconvénients des biocarburants, les rendements à l'hectare des principales filières sont
relativement faibles : 1 tep/ha pour l'EMHV issu de colza ou de tournesol, 1 à 2 tep/ha pour
l'éthanol ex-blé ou maïs et, enfin, 3 à 4 tep/ha pour l'éthanol ex-betterave et ex-canne à sucre.
Par ailleurs, un certain nombre de contraintes agronomiques font que toutes les espèces ne
peuvent pas être cultivées sur toutes les terres dans les mêmes conditions. En conséquence, le
développement massif des biocarburants sur la base des filières aujourd'hui développées
signifie à terme une concurrence avec l'alimentaire pour l'usage des terres. Par ailleurs, les
quantités importantes de coproduits risquent de saturer leurs débouchés ce qui se traduirait à
terme par un renchérissement du coût de production des biocarburants. 10% de substitution
des consommations d'essence et de gazole en Europe et aux États-Unis nécessiteraient
respectivement de l'ordre de 20 % et de 25 % des terres arables dans ces régions. Ces chiffres
montrent bien les limites des filières biocarburants développées aujourd'hui et la nécessité
d'envisager de nouvelles options dans ce domaine si des objectifs plus ambitieux de
substitution des carburants pétroliers doivent être atteints. La principale voie envisagée est la
valorisation de la matière lignocellulosique (biocarburant de 2ème
génération) qui élargit le
potentiel de matière première utilisable et donc le taux de substitution possible.
Marchés des biocarburants
Le développement ci-dessous est repris de l’article suivant : « Les biocarburants dans le
monde » d’Anne Prieur-Vernat et Stéphane His.
Trois grandes régions dominent actuellement le marché des biocarburants : les États-Unis, le
Brésil et l'Europe. L'éthanol constitue la majeure partie de la production mondiale, avec deux
contextes très différents : le Brésil et les États-Unis.
Au Brésil, l'évolution de la consommation d'éthanol a été marquée par trois périodes : une
période de croissance entre 1975 et 1990, conduite par le programme gouvernemental
Proalcool ; une période de relative stagnation entre 1990 et le début des années 2000, du fait
du contre-choc pétrolier ; et enfin une nouvelle période de croissance entre le début des
années 2000 et aujourd'hui, liée à l'augmentation du prix du pétrole sur les marchés
internationaux et plus localement à l'introduction des FFV (Flex Fuel Vehicle). Il est
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 140
important ici de souligner le rôle déterminant qu'a joué l'introduction des FFV au début des
années 2000 sur l'évolution de la consommation d'éthanol carburant. Le fait de disposer d'un
FFV a en effet donné au consommateur brésilien l'opportunité de choisir à la pompe (en
fonction des prix affichés) entre un carburant essence contenant déjà 20 à 25 % d'éthanol, taux
fixé par le gouvernement, et de l'éthanol pur : une flexibilité qui séduit. En 2005, les FFV
représentaient près de 70 % du marché de l'ensemble des véhicules à allumage commandé. La
consommation brésilienne d’éthanol carburant s'est élevée à près de 12 Mt en 2005. En 2004,
environ 60 % de l'éthanol consommé ont été écoulés en mélange à de l'essence (mélange de
22 % d'éthanol et de 78 % d'essence) et 40 % sous forme d'éthanol pur. Le total de l'alcool
utilisé en carburation s'est élevé à près de 40 % de la consommation nationale d'essence et
environ 15 % de la consommation globale de carburants. Le secteur de la production d'éthanol
au Brésil est aujourd'hui en pleine expansion. Ce dynamisme attire même les investisseurs
étrangers. La volonté affichée est d'arriver à exporter l'éthanol sur le nouveau marché mondial
des biocarburants. À cette fin, un certain nombre d'infrastructures, comme des terminaux
portuaires et des pipelines, sont en cours de construction. Le premier marché visé est le Japon
dont le gouvernement étudie actuellement la possibilité d'imposer des teneurs en éthanol dans
les essences (de 3 à 10 %) et qui dispose de capacités propres de production très limitées. Les
États-Unis et l'Europe sont également des débouchés envisagés à terme. Mais, il convient de
rappeler, qu'à ce jour, l'importation d'éthanol dans ces pays est soumise à des droits de douane
de l'ordre de 0,2 $/l qui en limitent l'intérêt économique.
Les États-Unis sont le 2ème
pays consommateur d'éthanol carburant : la production, issue
essentiellement de maïs, a atteint environ 12 Mt en 2005 avec une croissance de l'ordre
de 30
% par rapport à 2004 et de 100 % sur les cinq dernières années. La consommation actuelle
n'est pas très significative à l'échelle des États-Unis : les volumes consommés correspondent
à
environ 1,5 % de la consommation de carburants routiers,
proportion comparable à celle
observable en Europe où la consommation de biocarburants représentait 1,2 % de la
demande
des carburants en 2005. Mais l'augmentation forte de la consommation observée sur les
dernières années devrait perdurer notamment suite à la nouvelle impulsion donnée par
le
gouvernement américain dans la dernière version de l'Energy Policy Act voté durant l'été 2005
et au poids de plus en plus important que prend, dans la politique énergétique
américaine, la
volonté de s'affranchir de la dépendance pétrolière au Moyen-Orient. L'Energy
Policy Act
comporte un important plan de promotion des biocarburants, l'objectif ambitieux est de faire
croître la production de près de 12 Mt en 2005 à 22,5 Mt en 2012 par des mesures
d'obligations d'incorporations. Les États-Unis souhaitent même développer très rapidement les
filières de 2ème génération permettant la valorisation de la biomasse de type
lignocellulosique. Le Department of Energy a d'ailleurs annoncé très récemment qu'il évaluait
des offres pour le démarrage en 2012 d'une première installation de production d'éthanol à
partir de ce type de biomasse.
L'Europe présente un certain retard en comparaison avec les programmes de grande ampleur
menés au Brésil et aux ÉtatsUnis. En 2005, l'Europe n'a pas atteint son objectif de substitution
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 141
de 2 % de la consommation de carburants pétroliers du secteur des transports : la
consommation de biocarburants n'a représenté que 1,2 % de la consommation finale du
secteur (4,2 Mt dont 80 % d'EMHV). La production européenne d'éthanol en 2005 s'est
concentrée en Espagne, Suède, Allemagne et France. Faits marquants par rapport à 2004, c'est
le développement de la distillation des surplus de vins européens qui a représenté l'essentiel
de la croissance en 2005. Les imports d'éthanol se sont largement développés au Royaume-
Uni, en Allemagne et en Suède, ces importations provenant essentiellement d'autres pays
européens, mais également du Brésil. En Europe, à l'exception de la Suède et contrairement
aux États-Unis ou au Brésil, l'éthanol n'est généralement pas utilisé directement mais il est
transformé en ETBE (produit issu de la réaction entre l'isobutène, issu du raffinage du pétrole,
et l'éthanol) qui est lui-même mélangé aux essences. Cette spécificité régionale tient en partie
à l'obligation du respect des propriétés des carburants, comme la volatilité (l'utilisation pure
de l'éthanol rend le mélange éthanol/essence plus volatil) et a, de plus, l'avantage d'éviter des
phénomènes de démixtions en présence de traces d'eau (séparation de la phase alcool et de la
phase essence).
En revanche, le marché mondial des esters méthyliques d'huiles végétales (EMHV) est
dominé par l'Europe. Le marché européen des carburants est marqué par une domination
croissante de la consommation de gazole (60 % de la consommation de carburants). Cette
tendance explique, en partie, le développement rapide de l'EMHV plutôt que de l'éthanol. La
production d'EMHV en Europe a ainsi augmenté de manière très importante sur les dix
dernières années pour atteindre plus de 3 Mt en 2005 (le taux de croissance annuel moyen est
de 35 % sur les 5 dernières années). L'essentiel de cette croissance s'est fait dans trois pays : la
France, l'Allemagne et l'Italie. Il convient de mentionner que certains des pays qui ont
récemment intégré l'Union européenne ont des capacités déjà en place et affichent une réelle
volonté de devenir des acteurs importants du domaine. On peut citer sur ce point particulier la
République tchèque ou encore la Pologne.
Le Brésil ne s'intéresse pas uniquement à l'éthanol. Il a lancé en 2003 un programme national
pour l'utilisation d'EMHV, dont l'objectif est d'une part de limiter les importations de gazole et
d'autre part d'assurer un développement local dans des régions pauvres. Les principales
sources d'huiles végétales pour cette production devraient être le soja dont le pays est le
second producteur mondial, même si d'autres sources sont également étudiées, comme le
ricin. Dans le cas brésilien, un mélange à 2 % est envisagé et devrait être rendu obligatoire à
l'horizon 2008. Le Brésil souhaite également introduire sur le marché national dès 2007 un
nouveau produit, l'H-Bio, un gazole produit à partir du raffinage d'un mélange constitué de 90
% de brut et de 10 % d'huile végétale (huile de soja). Le pays est un des trois principaux
producteurs mondiaux de soja avec les ÉtatsUnis (au premier rang) et l'Argentine, et même le
premier producteur d'huile de soja. Petrobras estime que le développement de l'H-Bio pourrait
permettre de diminuer, à l'horizon 2008, de 25 % les importations de gazole du pays. Enfin,
une autre particularité brésilienne est qu'il est envisagé de remplacer le méthanol dans le
procédé de production de l'EMHV par de l'éthanol pour produire de l'Ester éthylique d'huile
végétale (EEHV).
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 142
Les États-Unis commencent également à s'intéresser à l'utilisation des EMHV. Longtemps
ignorés des textes réglementant l'usage des biocarburants, les EMHV apparaissent aujourd'hui
clairement et font partie des alternatives aux gazoles moteurs pour des véhicules lourds,
accessibles en particulier aux gestionnaires de flottes publiques : leur usage donne accès, tout
comme pour un certain nombre d'autres solutions alternatives au pétrole, à des aides
financières. Les EMHV sont utilisés aujourd'hui le plus souvent en mélange à une teneur de
20 % (B20). L'administration américaine a accordé à partir du 1er
janvier 2005 une
exonération de taxes aux EMHV à hauteur de 1 cent/l par point de pourcentage en mélange :
pour le B20, qui est le mélange le plus couramment utilisé, l'exonération fiscale s'élève à 20
cents/l. L'évolution de la production de biodiesel aux États-Unis est en très forte croissance :
de moins de 100 000 t en 2004, la production a atteint environ 250 000 t en 2005 et est
annoncée à près de 850 000 t en 2006. Cette forte croissance devrait se poursuivre au moins
dans les prochaines années : en septembre 2006, la capacité de production de biodiesel aux
États-Unis a été estimée à près de 2 Mt avec une augmentation de capacité de production
prévue dans les 18 prochains mois de près de 5 Mt. En année pleine, une fois l'ensemble de
ces projets réalisés, les États-Unis devraient devenir le premier producteur mondial d'EMHV.
Il est à noter que la norme spécifiant la qualité des EMHV en vigueur aux États-Unis n'intègre
pas de contrainte sur l'indice d'iode (indice qui mesure le degré de saturation de l'ester)
contrairement à la norme européenne (l'indice d'iode doit rester inférieur à 120), ce qui permet
au pays de fabriquer le biodiesel à partir de soja dont il est le premier producteur mondial (les
esters produits à partir de soja ont un indice d'iode élevé, environ 135).
Critiques des biocarburants
Depuis quelques années, on met en avant les biocarburants en tant qu’alternative écologique
à l’essence et au carburant diesel. Leur utilisation doit réduire les émissions de CO2 du trafic.
Toutefois, la pratique est souvent moins rose. La réduction de CO2 par l’utilisation des
biocarburants dépend des matières premières utilisées et du procédé de fabrication. Si, par
exemple, l’éthanol est produit à partir du maïs, le carburant ne ménagera pas plus le climat
que l’essence. Le concept d'énergie renouvelable peut donc être remis en question dans la
réalisation de certains processus. En effet il est souvent nécessaire lors du processus d'avoir
recours à une énergie fossile (non renouvelable). L'utilisation de cette énergie non
renouvelable peut dépasser l'effet bénéfique de cette énergie renouvelable. Reprenons
l’exemple de la production d’éthanol à partir de maïs. Le séchage du maïs se faire grâce à
l'utilisation directe d'énergie fossile ou indirectement à partir d'électricité produite par des
énergies fossiles. Notons qu’il est possible de diminuer ces différents impacts lors des
processus en réutilisant des déchets comme dans le cas de la canne à sucre. Les biocarburants
peuvent amener d’autres problèmes, comme des besoins accrus en ressources (par exemple,
eau et surfaces agricoles), ou concurrencer la production de denrées alimentaires(les zones
cultivées pour les bioénergies se ferait au détriment de l'alimentation des personnes
manquants de nourritures sur terre) ou avoir des répercussions sur l’environnement en raison
d’une agriculture poussée avec des monocultures (ne favorise pas la biodiversité) et une
utilisation intense d’engrais et de pesticides.
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 143
Les biocarburants de 2ème
génération permettent d'apporter certaines solution à ces diverses
critiques.
Biocarburants de 2ème
génération
Les filières biocarburants dites de seconde génération peuvent être définies comme étant
celles qui utilisent de la biomasse lignocellulosique comme matière première. Le principal
avantage de ces filières est qu'elles valorisent la lignocellulose des plantes qui est le principal
constituant de la paroi de tout végétal. Elle est constituée des trois polymères de la paroi
cellulaire végétale : la cellulose, les hémicelluloses et la lignine. Ces trois polymères sont
étroitement associés entre eux dans les différentes couches de la paroi formant ainsi une
matrice rigide difficile à déstructurer. Deux principales voies de conversion de la biomasse
lignocellulosique en carburant font aujourd’hui l’objet d’efforts importants en termes de
R&D.
Une voie biochimique qui, par fermentation des sucres contenus dans la
lignocellulose, produit de l’éthanol de même nature que le bioéthanol actuel, et se
substituerait à l’essence.
Au Brésil il est intéressant de produire de l’éthanol lignocellulosique à partir de la bagasse de
la canne à sucre. La Chine l’envisage à partir des résidus agricoles, tandis qu’en Amérique du
Nord et en Europe, différents types de ressources sont envisagés, comme les issus de céréales
(tiges, rafles), les rémanents forestiers, ou les cultures dédiées (miscanthus, switchgrass, taillis
à courte rotation).
Une voie thermochimique qui comporte deux technologies capables de convertir la
biomasse, la gazéification (voie indirecte) et la liquéfaction hydrothermale de la
biomasse (voie directe). 57
57
http://www.google.ch/url?sa=t&rct=j&q=peut%20assurer%20une%20incorporation%20%C3%A0%20taux%20%C3%A9lev%C3%A9s%20de%20ces&source=web&cd=1&ved=0CB4QFjAA&url=http%3A%2F%2Fwww.ifpenergiesnouvelles.fr%2Fcontent%2Fdownload%2F70596%2F1513732%2Fversion%2F2%2Ffile%2FPanorama2011_06-VF_Nouvelles-technos-Biocarburants.pdf&ei=qLIAT5n4N4z64QTG_6TgDw&usg=AFQjCNH-NLHepjgUMhw7xI1swlZ_j0raGg
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
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Perspective de développement des biocarburants de 2ème génération
Le développement ci-dessous est repris de l’article suivant : « Les nouvelles technologies de
production de biocarburants : état des lieux et enjeux des filières en développement »
d’Aphné Lorne et Marie Françoise Chabrelie.
En se basant sur les perspectives de croissance de capacité de production et les différents
objectifs de consommations des principales zones concernées par l'usage des biocarburants, à
savoir l'Union européenne, les États-Unis et le Brésil, la consommation totale de
biocarburants pourrait atteindre près de 60 Mtep à l'horizon 2015, soit un peu plus de 3 % de
la consommation mondiale de carburants routiers à cette échéance, contre 1,3 % actuellement.
Pour aller au-delà de ces niveaux de production, le recours aux biocarburants de 2e génération
deviendra indispensable. Ces nouvelles filières utilisent la matière lignocellulosique (bois,
paille), ressource plus abondante et a priori non en concurrence avec celle issue des cultures
alimentaires. Si les biocarburants lignocellulosiques ne sont pour l’heure pas compétitifs avec
les carburants actuels, les projets de démonstrateurs se multiplient et promettent d’importantes
avancées en termes de choix technologiques et de réduction des coûts. Avec le maintien
d’actions de promotion (aides financières, obligations d’incorporation, etc.) leur
commercialisation pourrait voir le jour d’ici 2020, avec un avantage avéré pour l’éthanol
compte tenu de l’importance des moyens mis en oeuvre. D’ici là, des travaux conséquents sur
la mobilisation de la biomasse permettront d’alimenter les unités existantes en ressources à
caractère plus durable (compétition moindre avec l’alimentaire et impacts moindres sur
l’environnement notamment). Puis, la mobilisation plus efficiente des bois et sous-produits
agricoles, accompagnée de l’insertion des cultures lignocellulosiques dédiées dans les
systèmes agricoles, assureront l’approvisionnement des unités de 2ème
génération. Enfin, dans
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 145
une perspective ultérieure, les technologies de production de micro algues pourraient
constituer un nouvel approvisionnement des filières existantes de conversion des lipides en
carburants.
On peut voir sur le tableau ci-dessous quelques exemples d’annonces récentes dans les
biocarburants de 2ème
génération. 58
58
IFP énergies nouvelles
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
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Énergie solaire
Rayonnement solaire
Les rayonnements solaires sont issus de réactions de fusion thermonucléaires qui ont lieu dans
le soleil. Ils représentent dans l'espace de l'énergie issue de ces réactions. Ceux sont des ondes
électromagnétiques à bande très large qui s'étalent des ondes métriques aux ondes gammas.
La densité du flux d’énergie décroit de la surface du soleil au fin fond de l'univers à cause de
la diffusion et de l’absorption qui diminue l'intensité dans toutes les longueurs. Celle-ci décroît
en fonction du carré de la distance au soleil
L'ensoleillement sur la surface de la terre varie en fonction de la latitude. Pour la Suisse,
l'ensoleillement est le suivant.59
Comme le montre le graphique ci-dessous, la quantité d’énergie reçue sur une surface va
dépendre de son orientation, de son inclinaison, de l'altitude et de la situation dans le pays. On
peut constater que l’ensoleillement des Alpes est beaucoup plus long que sur le Plateau.
. 59
EPFL
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 147
Conversion du rayonnement solaire en énergie
Ils existent différents procédés et méthode qui permettent de convertir le rayonnement solaire
en énergie utilisable par l'homme.
Photosynthèse : processus naturel effectué chez les végétaux qui transforment l'énergie
solaire en biomasse (glucide, lipide, protéine)
Conversion héliothermique : production de chaleur utilisable pour le chauffage, les
processus thermiques et la production d’électricité.
Capteurs photovoltaïques : permettent de transformer directement les rayonnements
solaires en électricité (rendement théorique de 28%, rendement pratique 10%). Ce
type de panneau reste encore cher malgré les baisses significatives de cout récent dû à
la surproduction de ceux-ci en Chine qui est le principal producteur.
Conversion héliothermique
Celle-ci est possible grâce à l'utilisation de capteur solaire thermique (capteur héliothermique)
qui capte le rayonnement solaire sous forme de chaleur à des températures diverses en
fonction du procédé. Cette chaleur est ensuite transmise à un fluide pour d’autres usages
énergétiques. La conversion héliothermique est aujourd’hui le mode de conversion le plus
efficace (rendement supérieur à 80%) et le moins cher pour exploiter l'énergie solaire, ce qui
explique son privilégiement actuel dans les investissements
On remarquera que dans le langage usuel, la notion de capteur solaire est souvent associée au
capteur photovoltaïque, mais en réalité cette notion désigne les capteurs photovoltaïques et les
capteurs thermiques (capteur héliothermique).
Capteurs héliothermiques
Ils existent différents types de capteurs héliothermiques qui se différencient :
par le fluide caloporteur
o capteur à eau ou liquide caloporteur
o capteur à air
o capteur à ébullition ou caloducs
par la géométrie :
o capteurs plans avec ou sans couverture
o capteurs à concentration paraboliques ou cylindro-paraboliques
Capteurs plans
De forme plane, il est constitué en coffre rigide, composé le plus souvent d'une face supérieur
qui est nécessairement transparent afin de bénéficier de l'effet de serre. D'autres faces
(latérales et arrière du capteur) très bien isolé sont présente pour limiter les pertes thermiques.
La surface vitrée, permet le passage rayonnements solaires directs et diffus, mais empêche
aussi, grâce à un traitement spécial, la sortie des rayons réfléchis. De plus, l'isolation
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 148
hermétique par rapport à l'environnement extérieur diminue les pertes thermiques par
convection dues au vent. Un capteur ou collecteur solaire plan comprend donc cinq parties.60
Une couverture transparente, composée éventuellement de plusieurs éléments (vitre).
L’absorbeur qui est aussi la plaque où se réalise la conversion de l’énergie solaire en
chaleur.
Un circuit caloporteur (échangeur)
Une isolation thermique arrière et latérale.
Une structure de liaison, modulaire ou intégrée (toiture solaire).
L’absorbeur a trois fonctions :
Absorber le rayonnement solaire
Puis le transformer en chaleur
Enfin la transmettre au fluide caloporteur
C’est donc naturellement que les absorbeurs sont réalisé dans des matériaux présentant un fort
coefficient d'absorption (0,95), une faible émissivité (matériau sélectifs : e < 0,15) et une forte
conductivité (transmission de la chaleur au fluide optimale). Ces caractéristiques sont
généralement satisfaites pour des sortes de métaux précis.61
L’éclairement de l’absorbeur, qui est maximale vers le sud, dépend aussi de l’inclinaison du
capteur par rapport au soleil. Il devra être disposé de façon à absorber un maximum d'énergie
solaire. L’angle optimal varie suivant la latitude et la saison, il est donc nécessaire lors de
l'étude de bien prendre en compte le lieu de l'installation et l'usage voulu. L'inclinaison
donnée au capteur déterminera à quel moment de l'année nous voulons que le capteur soit le
plus performant. Et cela va dépendre du type d'utilisation voulu. Prenons un exemple. Si
l'installation de ce panneau a pour but de produire du chauffage, on inclinera le panneau de
manière à ce que l'ensoleillement soit maximal en hiver. Si c’est la production d'eau chaude
60
http://fr.ekopedia.org/Capteur_h%C3%A9liothermique 61
http://fr.ekopedia.org/Capteur_h%C3%A9liothermique
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 149
sanitaire (demande constante) qui est recherchée, on inclinera le panneau de manière à ce que
l'ensoleillement soit maximal au printemps ou en automne (45 °).
On précisera que ce type de panneau est essentiellement destiné à usage domestique
(chauffage, eau chaude sanitaire) et que sa forme permet une intégration facile en
remplacement d'éléments conventionnels (tuiles de toit).
Capteurs à concentration
Leurs formes paraboliques ou cylindro-parabolique, font que les rayonnements solaires se
réfléchissent sur les parois pour se concentrer en un point à très forte température, chauffant
ainsi un fluide caloporteur. On appelle champs photovoltaïques les grands espaces consacrés à
l'utilisation de cette technique, ils existent 2 principaux types.
Installation composé de plusieurs récepteurs des rayonnements solaires
Installation composé d'un récepteur central solaire mais de plusieurs structures de
miroirs. Un exemple de ce type d’installation à Solúcar (Espagne) qui est composé de
624miroirs de 10 mètres sur 12, renvoyant en direction du récepteur central. Cette
installation peut produire une puissance de 11 MW.
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 150
Dans les deux cas, le fonctionnement est le suivant. Les concentrateurs se déplacent pour
suivre la course apparente du soleil, recevant ainsi un maximum de rayonnements. Les
récepteurs chauffent un fluide, qui permettra par un jeu de tuyauterie d’entrainer des turbines
dont le mouvement produira de l'électricité.
Les capteurs à concentrations sont bien plus complexes et couteux que les capteurs plans.
Leurs utilisation est principalement du domaine industriel. Néanmoins, le développement de
nouvelle unité est exponentiel, les chercheurs continuent à explorer de nouvelles façons de
promouvoir et d’améliorer ce type de capteur. L'utilisation de capteur héliothermique est très
répandue en Espagne (quatrième pays au monde en termes d’utilisation de l’énergie solaire),
plus précisément au Sud où les conditions sont propices à l’utilisation de capteur solaire. En
Arabie Saoudite, cette technologie est utilisée pour la désalinisation de l'eau de mer. On
notera aussi que l'énergie solaire est souvent la seule solution offerte aux endroits isolés qui
sont à l'écart des réseaux électriques.
Intégration architecturales des capteurs plans
En Suisse, on assiste à une augmentation importante du nombre de capteurs destiné à la
production d'eau chaude sanitaire. Par exemple, le canton de Genève exige lors de la
rénovation d'un toit, de la construction ou de la rénovation d'une maison, d’installer des
panneaux solaires thermiques couvrant au minimum 30% des besoins en chaude sanitaire.
L’installation de panneaux solaires devra se faire en respectant les conditions suivantes.
Respecter les conditions réglementaires (mise à l’enquête, autorisation)
Recherche de conditions optimales d’exposition en tenant compte aussi des techniques
d’implantation et de la maintenance
Tenir compte de l’impact visuel des capteurs
Prendre en considération les préférences esthétiques
Choix adéquat des matériaux et des couleurs
Dans un bâtiment existant, l'intégration des
capteurs se fera en évitant de dénaturer
celui-ci. Une solution possible est
l’installation autour du bâtiment existant.
On peut aussi penser à une balustrade de
balcon, un avant-toit, un abri incliné, une
pergola, une véranda, mais aussi un mur de
séparation ou un mur extérieur.
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Dans bâtiment neuf, la conception du bâtiment doit en tenir compte dès les premières
esquisses. C’est ainsi que l’intégration architecturale sera la meilleure et les coûts les plus bas.
Par exemple, il est possible d’intégrer avec élégance des capteurs aux murs du bâtiment.
Dimensionnement des capteurs solaires
Soient : Φs : flux incident
Φr : flux réfléchit
Φp , Φb : flux de perte au niveau du fluide caloporteur
Bilan énergétique : Φu = Φs - Φr- Φp- Φb
Φs- Φr= α •Φs où α est le rendement optique
Φp- Φb= K•(Tc-Te) •A avec K : le facteur de perte [W/m2 *
oK]
Tc-Te : le gradient de température entre le
capteur et l’extérieur
A : l’aire dela surface utile
En termes de flux : q = α • qs – K•(Tc-Te)
η=
= α -
= α - K•x où x dépend essentiellement des
conditions métérologiques
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
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Les pertes thermiques Φp + Φb sont inévitables, mais on peut en diminuer l'importance à
l’aide des mesures suivantes.
Réduire le gradient thermique en faisant fonctionner le capteur à la température la plus
basse possible.
Diminuer la surface de l'absorbeur par rapport à la surface de captage (capteurs à
concentration)
Isoler avec un matériau convenable la face arrière et les côtés de l'absorbeur
Diminuer les pertes au travers de la couverture en doublant celle-ci ou en utilisant un
revêtement sélectif sur l'absorbeur et/ou la couverture
Faire le vide d'air autour de l'absorbeur (capteurs à vide).
Le schéma ci-dessous illustre la marche à suivre dans le dimensionnement d’installations
solaires servant à préparer de l’eau chaude, sans contribution au chauffage, puis avec.62
On remarquera qu’il est nécessaire de mixer l'usage de panneau solaire thermique avec
l'utilisation d'une autre énergie qui peut être aussi renouvelable. Ainsi, on peut prévoira une
contribution de 30 à 60% des panneaux solaires thermiques.
62
http://www.pac.ch/dateien/Dimentionnement%20d'installations%20%E0%20capteurs%20solaires.pdf
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 153
Choix du type de capteur
Les critères pour le choix du type de capteur sont les suivants.
Niveau de température (utilisation domestique ou industriel)
Intégration au site
Caractéristiques pour l'emploi prévu rendement
o pression de service
o pertes de charge
o capacité thermique
Qualité et compatibilité des matériaux
Durée de vie
Prix (dépend des incitations)
Palexpo
Nous reprenons l’article de la TSR sur la plus grande centrale photovoltaïque de Suisse qui se
situe sur les toits de Palexpo à Genève.63
63
http://www.tsr.ch/info/sciences-tech/3145726-la-plus-grande-centrale-solaire-suisse-a-palexpo.html
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
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Plus de 15'000 panneaux photovoltaïques seront posés sur les toits de quatre halles de
Palexpo. Au total, près de 80% de la surface disponible de 60'000 mètres carrés sera utilisée,
soit quelque 48'000 m2, ont annoncé lundi les Services industriels de Genève (SIG) et Geneva
Palexpo.
La puissance de la centrale, dont le coût se montera à 15 millions, atteindra à 4,2 mégawatts
(MW). Dès 2012, elle permettra de couvrir la consommation de 1'200 ménages genevois ou
d'une commune de la taille de Soral. Pour comparaison, la plus grande centrale
photovoltaïque actuelle de Suisse, installée sur le toit du Stade de Suisse à Berne, fournit près
de trois fois moins d'énergie.
Cette installation est le fruit d'une collaboration entre les deux partenaires autour d'un objectif
commun: accroître la production d'énergies renouvelables en accord avec les principes du
développement durable recommandés par le canton, souligne le communiqué.
Un défi technique majeur a dû être relevé pour concrétiser l'entreprise: les toits des halles de
Palexpo doivent en effet être renforcés pour qu'ils puissent supporter le poids des panneaux
photovoltaïques.
Les ingénieurs ont trouvé une solution économique qui leur permettra de recevoir un poids
supplémentaire de 33kg/m2. L'opération permettra aussi de suspendre davantage de matériel
lors des grandes manifestations organisées par Palexpo.
La pose des panneaux a été achevée à la fin de l'année 2011. Les SIG ont également travaillé
d'arrache-pied pour assurer la rentabilité de la nouvelle centrale: le prix du kWh ne devrait pas
dépasser 34 centimes, montant 2011 auquel les SIG rachètent le courant solaire auprès de
producteurs indépendants genevois pour des centrales dont la puissance excède 20kW.
Le canton de Genève passera ainsi à une puissance de production d'électricité solaire de plus
de 12 MW dès 2012. Cela représente 50% de plus que la production actuelle totale du
photovoltaïque à Genève (8 MW). Cette hausse est en accord avec l'objectif de 15 MW à
l'horizon 2015, fixé par la politique cantonale de l'énergie.
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Énergie éolienne
Origine
L'énergie éolienne trouve son origine dans la conversion d'énergie cinétique du vent. Le vent
provient :
D'une différence ou d’un gradient de température dans l'atmosphère. Les
rayonnements solaires provoquent une augmentation de la température des surfaces
qu'elles éclairent par rapport aux surfaces non éclairé.
Des gradients de pressions résultant de variations de la densité.
Transformation
L’énergie liée au déplacement des masses d’air est utilisée depuis des siècles de différentes
manières: bateaux à voile, exhaure de l’eau, broyage de céréales, etc. De nos jours, on
transforme l’énergie cinétique du vent en énergie électrique à l’aide d’un dispositif
aérogénérateur comme une éolienne ou un moulin à vent.
Les éoliennes sont installés dans des zones venteuses avec au sommet du mât un système
permettant de capter le vent. L'énergie cinétique du vent est d'abords transformé en énergie
mécanique grâce à des pales, puis en électricité grâce à un système rotor-stator. Les éoliennes
peuvent tourner autour d'un axe vertical ou horizontal.
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
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Les caractéristiques techniques des éoliennes varient selon les modèles et tailles.
Puissance nominale : 600-250 kW
Hauteur du moyeu : 50-100 m
Diamètre du rotor : 44-90 m
Hauteur totale : 72-145 m
Dans le cadre du concept de l’énergie éolienne en Suisse (OFEN, 2004), les éoliennes
suivantes ont été choisies.
Puissance nominale : 1250 kW
Hauteur du moyeu : 70 m
Diamètre du rotor : 60 m
Hauteur totale : 100 m
Coût d’investissement total : environ 2,1mio Fr. par éolienne, ce qui correspond à
environ 1700.-Fr. par kilowatt de puissance installé (dont 75% environ pour le coût de
l’éolienne).
Une éolienne produira environ 1000-2500 MWh/an pour un coût de production de 9 à 25
ct/kWh, c’est-à-dire qu'elle permettra un facteur de gain d'énergie (différence entre énergie
produite et l'énergie nécessaire à son montage et démontage) de 40 à 80. Remarquons que
60% de l'énergie est produite en hiver.
Pour comparer avec un centrale nucléaire, l'installation (puissante nominale de 1000
Mégawatt) ne nécessite que 500 franc par watt installé et un coût d'exploitation faible. De
plus, les centrales nucléaires permettent une production d'électricité en continu ou "ruban"
contrairement aux éoliennes.
De nombreux projet d'installations d'éoliennes sont en cours en Suisse, on estime qu'à
l'horizon 2050 que le nombre d'éoliennes installé sera d'environ 800, ce qui permettra de
couvrir environ 7% de la consommation d'électricité Suisse.
Une petite précision concernant la terminologie. La notion d’éolienne isolée s’applique à toute
installation unique isolée.
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 157
La notion de parc éolien se réfère à plusieurs (au moins 3) turbine regroupés sur un même
site.
Potentiel théorique
La production d'électricité à partir d’éolienne dépend majoritairement de la vitesse du vent qui
dépend de :
Relief
Rugosité
Latitude
Altitude
Situation du site (mer, montagne)
Saison, etc.
On remarquera que la vitesse du vent sera la plus élevé pour un sommet arrondi. Dans le cas
d’un terrain plat, la variation de vitesse en fonction de la hauteur au-dessus du sol peut être
représentée par la fonction suivante.
(
)
où : V0 : vitesse à la hauteur h0
α : coefficient caractéristique du site
L'énergie cinétique de l'air qui traverse une surface S à la vitesse v pendant une durée t est :
où : ρ : masse volumique de l'air dans les conditions normales
de températures et de pression
La puissance est donc proportionnelle à la puissance cubique de la vitesse :
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Page 158
Potentiel technique
Pour le cas d’un capteur à axe horizontal. Selon la théorie de Betz, la puissance récupérable
par l’éolienne est estimée à partir de la variation d’énergie cinétique entre l’amont et l’aval du
capteur.
Puissance récupérable : ̇
Après plusieurs étapes : ̇
Le rendement de Betz est donc de 60 %.
Choix du site
Les installations éoliennes doivent être concentrées dans des lieux appropriés et propice à
leurs utilisation (endroit très venteux). Le choix du site sur l'étude de relevés météorologiques
allant d'une à plusieurs années. Ces données proviennent d'anémomètres qui permettent de
mesuré la vitesse moyenne et l'énergie cinétique sur une période donnée. En général, les sites
les plus intéressants sont les bords de mer ou sommets des montagnes qui permettent
d'atteindre des vents réguliers d'une vitesse de 6 à 10 m/s.
Les sites potentiels de parcs éoliens doivent remplir les critères suivant.64
Inventaires et zone de protection nationale : on exclura les zones suivantes avec une
distance tampon supplémentaire d’au moins 200m.
o Inventaire fédéral des sites de reproduction des batraciens d’importance
nationale
o Inventaire fédéral des zones alluviales d’importance nationale.
o Etc.
On obtient la carte suivante des régions exclues de l’exploitation de l’énergie éolienne
par les inventaires fédéraux ou les zones de protections nationales.
64
http://www.news.admin.ch/NSBSubscriber/message/attachments/18672.pdf
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Forêt : les sites en forêt fermée sont exclues- Distance minimale à la lisière : 50m
Zoner urbanisées et constructions habitées : distance minimale pour les éoliennes de
70m au niveau du moyeu : 300m
Conditions de vent : vitesse moyenne du vent d’au mons 4.5m/s à la hauteur du
moyeu. La carte ci-dessous représente la vitesse moyenne annuelle du vent à 70m au-
dessus du sol.
Critère d’évaluation paysagère : la diversité des structures paysagères et l’intégration
des éoliennes dans l’environnement paysager doivent être confirmées sur place lors
d’une étape ultérieure au niveau cantonal et communal.
La répartition géographique des lieux d’implantation est présentée à la figure ci-dessous.
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Page 160
Critique des éoliennes
On a une pollution visuelle du paysage et une obstruction de la navigation aérienne de
proximité. De plus, le bruit est aussi nuisible selon certains témoignages d’habitation proche.
L’investissement est considérable pour des rendements sujets aux caprices du vent et qui sont
assez faibles comparés à d’autres système concurrents. La production d'électricité est donc
fluctuante. En effet, on peut avoir un manque de capacité sur le réseau comme c’est le cas en
Allemagne où les capacités de transports de l'électricité des grands centres de production
éoliens (nord du pays) au grand centre de consommation d'électricité (sud du pays) sont
insuffisantes par grand vent. De plus, lorsque le vent se situe au-dessus du pic de
dimensionnement du rotor, il est nécessaire de les arrêter pour éviter qu’il s’enflamme.
Perspective
Comme on l’a vu lors du choix du site, un grand nombre de sites appropriés en Suisse pour la
construction de parc éolien peut être trouvé. Il est maintenant du domaine des intéressés qui
désirent utiliser la force du vent au moyen d’éolienne d’approfondir l’étude des sites
d’implantation en collaboration avec les cantons et les communes.
Les prévisions suivantes sont issues du "Concept d'énergie éolienne pour la Suisse" de 2004.
Elles se fondent sur les conditions de vent (vitesse >= 4,5 m/s en moyenne annuelle) et le
nombre d'éoliennes que chaque site peut accueillir.
Horizon 2035: 1500 GWh par an. Quelque 375 éoliennes de 2 MW2 chacune
produisent annuellement 1500 GWh d’électricité : de quoi alimenter 2,5 % des besoins
actuels de la Suisse.
Horizon 2050: 4000 GWh par an. Quelque 800 éoliennes de 2,5 MW chacune
produisent annuellement 4000 GWh d’électricité. Cela correspond à la consommation
de plus de 1 million de ménages ou à 6,8 % de la consommation nationale d’électricité
en 2008. Si la consommation diminue grâce à une amélioration de l’efficacité
énergétique et à des mesures d’économie, la part de l’éolien pourrait monter à 8 voire
10%.
Éoliennes actuellement en service.
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Projet en cours de planification (2012-2016).
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 162
Pompe à chaleur
Introduction
Les pompes à chaleur sont utilisées pour assurer le chauffage et l'eau chaude sanitaire. Leur
utilisation est fortement encouragée afin de remplacer les systèmes fonctionnant à base de
ressources fossiles (gaz, fioul), ce qui permet une réduction de rejets de gaz à effets de serre.
Cependant, les pompes à chaleur ont besoin qu’on leurs fournissent de l’énergie électrique
pour faire fonctionner le compresseur. Le bilan en termes d’énergie renouvelable dépend donc
de l’énergie primaire utilisée pour produire l’électricité. En général, le bilan est positif, c.à.d.
que l'énergie récupérer de l'environnement (chaleur) est supérieur à l'énergie fournit
(électricité). Ceci peut paraitre improbable au vue de la 2ème loi thermodynamique. Or cela
est possible car la 2ème loi thermodynamique ne tient pas compte de la qualité de l'énergie.
Dans certains cas, si le courant utilisé pour faire fonctionner le compresseur est produit à
partir d'énergie fossile, les avantages environnementaux seront amoindrit ou nul, voir même
néfaste. Cela dépend du bilan. De plus la Suisse étant interconnecté avec ces voisins
européens, il est difficile de savoir si l'électricité réellement utilisé est produite en Suisse
(mixte Suisse) ou ailleurs. L'utilisation des pompes à chaleurs est en forte croissance depuis
1998, cette technologie est la plus utilisé avec les maisons minergie. On le voit avec les
graphiques ci-dessous qui montre l’explosion des ventes de pompe à chaleur.65
Cela contribue
à réduire l’effet de serre, du smog, et des risques de pollution.
65
OFEN
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Page 163
En fonction du milieu de l’environnement d’où provient l’énergie et du fluide caloporteur, on
distingue les pompes à chaleur
air-eau
sol-eau
eau-eau
On choisira le type de pompe à chaleur en fonction du milieu d'extraction.
Pompe à chaleur air-eau
L’énergie est extraite de l’air puis distribué dans un
fluide caloporteur. La source de chaleur est l’air qui est
disponible partout et à volonté. De plus on peut l'utiliser
sans problème comme source d'énergie. Il est gratuit.
L'installation d'une pompe à chaleur air-eau ne
nécessite pas d'autorisation et est assez simple. Ce type
de pompes à chaleur s'utilise en plaine et jusqu'à 600-
800 mètres comme système de chauffage monovalent
ce qui signifie qu’elle subvient à la totalité des besoins
en chauffage. Au-dessus, il faut un complément de chauffage électrique, ou bois, ou une
énergie fossile. Les pompes à chaleur air-eau détiennent en Suisse 52% des parts du marché.
On notera aussi son faible coût d’investissement.
Pompe à chaleur sol-eau
Avec une sonde, on récupère la chaleur de la terre en vaporisant un fluide calorifique. Par la
suite la chaleur sera transmise à un fluide caloporteur d'eau. La source de chaleur est le sol.
En Suisse, la part de marché des pompes à chaleur sol-eau représente 43%. Les arguments en
sa faveur sont :
Performances élevées à toutes altitudes (COPA
de 4)
Niveau de bruit très faible (réfrigérateur)
Emprise au sol minimum (moins qu´une
machine à laver)
Production d´eau chaude sanitaire favorable
Très longue durée de vie du captage (plus de
100 ans)
Pompe à chaleur eau-eau
L'énergie est récupérer dans l'eau de la nappe phréatique et transmise par la suite à un fluide
caloporteur d'eau. La source de chaleur est l’eau. La température de la nappe phréatique est
constante et élevée toute l'année (entre 8°C et 12°C). Cette source convient donc parfaitement
au chauffage par pompe à chaleur. Il est également possible de capter la chaleur des eaux de
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 164
surface, telles que lacs, rivières, ruisseaux et eaux usées. En Suisse, la part de marché des
pompes à chaleur sol-eau représente 5%. Les arguments en sa faveur sont :
Performances élevées à toutes altitudes (COPA
plus de 4)
Niveau de bruit très faible (réfrigérateur)
Emprise au sol minimum (moins qu´une
machine à laver)
Production d´eau chaude sanitaire avantageuse
Faible investissement pour les grandes
puissances
Fonctionnement
Une pompe à chaleur est généralement constituée de quatre éléments, à savoir : un
évaporateur, un compresseur, un condenseur et un détendeur. Les quatre étapes de son
fonctionnement sont :
I. On récupère de l’énergie à l’extérieur (sol, air, eau) grâce à l’évaporateur.
II. On augmente ensuite le niveau de température via le compresseur.
III. On transfère cette énergie grâce au condenseur.
IV. On abaisse la pression et la température du liquide frigorigène par le détendeur.
Le schéma ci-dessous résume le fonctionnement d’une pompe à chaleur.
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 165
Coefficient de performance
Le COP d’une PAC est :
où : Tu : température finale
Tf : température source froide
ηPAC : rendement technique
On voit que plus la différence entre la température de la source froide et finale est faible, plus
le rendement sera élevé.
Le COP annuel moyen d'une installation est :
Où : Em : énergie prélevé dans l'environnement.
Ea : énergie électrique fournit au compresseur.
On peut dire que l’utilisation de PAC n'est pas conseillée dans un environnement très froid.
Dans ces cas, on peut l’utiliser en bivalence, c.à.d. avec un complément de chauffage
électrique, ou bois, ou une énergie fossile.
Comparons le COP des différents types de PAC. D’après des mesures effectuées, on obtient la
hiérarchie suivante : COPair-eau< COPsol-eau< COPeau-eau. Ci-dessous la comparaison des
résultats de mesures entre 1993 et 2000.
Où : COPair-eau : coefficient de performance de l'aérothermie
COPsol-eau : coefficient de performance de la géothermie
COPeau-eau : coefficient de performance de la hydrothermie
On peut dire que l’hydrothermie possède le COP le plus élevé et est donc par conséquent le
système le plus performant. C’est aussi le système le plus coûteux.
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
Page 166
Central de chauffe de l’EPFL
Le développement qui suit est repris du document suivant : http://sce.epfl.ch/sce/CCT.pdf.
Implantation
La Centrale de Chauffe par Thermopompes de l'EPFL est située au nord-est du site bâti de
l'Ecole. Elle est distante d'environ un kilomètre du lac Léman (source froide) et de moins de
cinquante mètres d'un petit ruisseau appelé la Sorge qui est utilisé en tant que "conduite"
naturelle pour le rejet des eaux au lac. Les thermopompes ou pompes à chaleur utilisent l'eau
du lac, en tant que source froide. Pompée à 900 m du rivage, à une profondeur de 68 m, cette
eau a, comme caractéristique principale, une température constante d'environ 6° à 7° toute
l'année. Refoulée à une pression de 3.5 à 4.0 bars à la Station de Pompage, elle transite jusqu'à
la centrale par une conduite de 750 mm de diamètre utilisant le réseau des galeries techniques
de l'Université et de l'EPFL.
Après avoir traversé l'évaporateur des thermopompes, elle est rejetée à la Sorge sans altération
ni modification chimique, à une température de l'ordre de 2 à 3°.
Fourniture
La centrale permet de fournir :
L'énergie thermique nécessaire aux besoins en chauffage de l'EPFL, distribuée par
deux réseaux: l'un à moyenne température, destiné aux bâtiments de la première étape;
l'autre à basse température, destiné aux bâtiments de la deuxième étape de
construction de l'EPFL à Ecublens.
L'eau de refroidissement (climatisation, refroidissement d'appareils scientifiques, etc.)
pour les besoins de l'Université et de l'Ecole Polytechnique.
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Page 167
Équipement de la centrale de chauffe
Machines
Deux thermopompes d’une puissance thermique de 4.5 MW. Le cycle de
fonctionnement de la thermopompe est le suivant.
o Le compresseur, entraîné par le moteur électrique, augmente la pression et la
température du fluide frigorigène (ammoniac NH3).
o Dans le condenseur (échangeur de chaleur), le fluide frigorigène se condense
au contact de la tuyauterie contenant l'eau de retour des bâtiments plus froide
que lui et cède son énergie chaleur à l'eau de chauffage.
o La vanne de détente abaisse la pression et provoque une forte baisse de la
température du fluide frigorigène.
o Dans l'évaporateur (échangeur de chaleur), le fluide frigorigène s'évapore au
contact de la tuyauterie contenant l'eau du lac en provenance de la station de
pompage plus chaude que lui en utilisant l'énergie chaleur de cette eau et
provoque un abaissement de sa température.
Deux turbines à gaz d’une puissance de 3.0 MW électrique et de 5.0 MW thermique
aux chaudières de récupération.
Réseaux hydrauliques
Un réseau moyenne température (MT) alimentant les bâtiments de la 1ère
étape et
délivrant une température de départ glissante allant de 28°C par 16°C ext. à 65°C par -
10°C ext.
Un réseau basse température (BT) alimentant les bâtiments de la 2ème
étape et délivrant
une température de départ glissante allant de 26°C par 16°C ext. à 50°C par -10°C ext.
Un réseau de circulation interne entre les thermopompes et l’accumulateur de chaleur
basse température (ABT)
Un réseau de circulation interne entre les récupérateurs de chaleur et les accumulateurs
de chaleur haute température (AHT1 et AHT2)
Période de fonctionnement
La saison de chauffage commence au début du mois de septembre et se termine en général au
mois de mai, en fonction des conditions météorologiques. Durant cette période, les
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
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installations fonctionnent en mode automatique et sont soumises aux conditions climatiques.
Si la température extérieure est supérieure à 16°C, l’ordinateur de gestion commande une
interruption de la production thermique et arrête les pompes de distribution de l’énergie. Si la
température extérieure descend au-dessous de 16°C, la production d’énergie reprend après
une temporisation de deux heures.
Contraintes impératives
La température de retour des réseaux, à l’entrée des thermopompes, ne doit jamais être
supérieure à 45°C, sous peine d’une baisse de puissance disponible aux
thermopompes, voire d’un arrêt des machines.
Le nombre de démarrages journaliers des turbines doit être limité autant que possible
afin d'éviter une usure prématurée des machines.
Dès que la température extérieure dépasse 18°C, la production électrique ne peut plus
être assurée.
Les tests mensuels de sécurité des groupes turbines-récupérateurs perturbent pendant
deux jours la marche régulière de la centrale (obligation de l’ASIT).
Refroidissement et climatisation
La centrale assure également la distribution de l'eau du lac pour les besoins de refroidissement
des processus de laboratoires (lasers, optiques, etc.) et de climatisation du site de l'EPFL et de
l'UNIL. L'eau du lac est pompée à une profondeur de 68.80 m. à une température d'env. 6°C
toute l'année par la SPP, Station de Pompage des Pierrettes (photo de droite), et amenée à la
centrale au travers des galeries techniques de l'UNIL jusqu'à la CCT. Elle est ensuite
surpressée par des pompes boosters à vitesse variable qui garantissent une pression constante
de 5 bars. Dès la station de surpression, l'eau de refroidissement est appelée "eau
industrielle"(photo de gauche). Après utilisation de l'énergie, cette eau est rejetée sans aucun
traitement dans la Sorge (rivière courant au Nord de la centrale), à une température d'env. 12 à
14°C, et retourne au lac.
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
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Exercices
1) L’énergie hydraulique et la biomasse ont la même origine. Laquelle? Expliquer
Leur origine commune est le soleil. En effet, la biomasse est indirectement, de l’énergie
solaire stockée sous forme organique grâce à la photosynthèse qui est la réaction permettant
aux végétaux de transformer du CO2 et de l'eau en énergie et oxygène, cette réaction est
catalysée par l'énergie solaire. Concernant l’énergie hydraulique (mise à part l'énergie
marémotrice), son origine réside dans les phénomènes météorologiques et par conséquent du
soleil. Ces phénomènes (évaporation, condensation, etc.) prélèvent de l’eau principalement
dans les océans et en libèrent une partie sur les continents. C’est le cycle de l’eau. Ci-dessous
le cycle bilan de la biomasse et le cycle de l’eau.
2) Pourquoi l’énergie hydraulique est-elle une énergie renouvelable?
Pour répondre à cette question, il faut se rappeler de ce qu’est une énergie renouvelable. Les
énergies renouvelables sont des modes de production d'énergie utilisant des forces ou des
ressources dont les stocks sont illimités. Ce sont donc des énergies inépuisables. Pour savoir
si l’énergie hydraulique est une énergie renouvelable ou non, il faut aussi se rappeler de la
définition de l’énergie hydraulique. L'hydroélectricité est la technique qui permet de produire
de l'électricité à partir de courant d'eau résultant du cycle de l'eau. L'origine de ce cycle est
les radiations solaires qui provoquent l'évaporation de l'eau entraînant ainsi les autres
échanges. Le principe de production de l’électricité à partir de la force de l’eau est le suivant.
L'énergie cinétique est transformée en énergie électrique à l’aide de turbine. Celle-ci est
composée d'un rotor qui tourne autour d'un stator ce qui produit de l'électricité. C'est
l'énergie de l'eau qui entraine les palles de la turbine (solidaire du rotor). Comme le cycle de
l’eau peut être considéré comme une constance sur notre planète et par conséquent
disponible en quantité illimités, on peut conclure que l’énergie hydraulique est une énergie
renouvelable. Cependant, on peut nuancer cela. En effet, lorsqu’on parle d’énergie
renouvelable, on sous-entend une énergie durable. Or la durabilité de l’exploitation d’un
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
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barrage peut être remise en question. En effet, la sédimentation peut provoquer des
dysfonctionnements à moyen terme. Par exemple de nombreux barrages ont été fermés
prématurément et ne produisent plus d'électricité.
3) La biomasse est-elle toujours une énergie renouvelable? Pourquoi?
Nous avons défini ce qu’était une énergie renouvelable à la question 2. La biomasse en ferait
partie à conditions que cette énergie soit inépuisable, c.à.d. que les réserves de cette énergie
restent constantes malgré son exploitation. Pour cela, il ne faudrait pas extraire plus
d'énergie (combustion) que les quantités d’énergie produites. Si tel est le cas, la biomasse est
une énergie renouvelable. Or si les quantités produites sont inférieurs aux quantités brûlées,
la biomasse ne peut plus être considérée comme une énergie renouvelable en soit.
4) Décrire 5 modes de valorisation énergétique de la biomasse.
Les différentes voies de valorisation énergétique de la biomasse sont regroupés dans le
schéma ci-dessous tiré de l’IFP.
5) L’Afrique est la première région en termes de contribution des énergies renouvelables
à la consommation d’énergie. Discuter cette affirmation.
L’Afrique n’a pas pu lancer de grand programme de recherche concernant les sources
d’énergie à cause de son retard au niveau du développement économique et le manque de
recherche scientifique. Donc malgré que l’Afrique soit un continent riche en ressource fossile,
elle reste très dépendante des pays industrialisés pour assurer ces besoins énergétique. Par
exemple, l’Afrique dispose d’importante source d’uranium mais ne dispose pas du savoir-
faire et des techniques nécessaires pour son exploitation. L’Afrique ne dispose pas non plus
de grand réseau de distribution et de production d’électricité pour subvenir à ces besoins,
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faute de moyen. En effet, seules les grandes villes sont alimentées en énergie moderne
(électricité, pétrole).Ces raisons sont la cause du retard de l'Afrique dans les systèmes
énergétiques.
En Afrique, la biomasse issu du bois est utilisé depuis des siècles ce qui peut expliquer son
classement comme première région en termes de contribution des énergies renouvelables à la
consommation d’énergie. Cependant, à l’heure actuelle, cette contribution ne suffit plus pour
lui garantir un développement harmonieux. Afin d’améliorer les conditions de vies de la
population et ainsi le développement du continent africain, les services énergétiques devront
se développer rapidement afin d’augmenter l’accès à l’énergie pour tout le monde. Une
solution envisageable réside dans les énergies renouvelables. Ils ne nécessitent pas de lourd
investissement contrairement aux technologies conventionnelles. En effet la nature modulaire
de certaines énergies renouvelables (développement progressif) permet un investissement
faible et progressif particulièrement bien adapté au continent africain.
Les énergies renouvelables développées avec succès sont :
La géothermie, principalement dans les pays de la zone de la Vallée du Rift
(essentiellement le Kenya où les centrales géothermiques représentent plus de 10 % de
la capacité de production du pays).
La cogénération (principalement sur l’île Maurice, où la cogénération contribue à près
de 40 % de l’électricité produite dans le pays).
La petite et moyenne hydraulique dans des zones rurales isolées, qui a joué un rôle
important dans la fourniture d’une électricité à bon marché à des hôpitaux, à des
usines de thé, et à d’autres institutions et entreprises rurales.
Les biocarburants, produits sous forme de sous-produits d’industries agroalimentaires
existantes comme des usines de sucre et utilisés comme un mélange de carburant pour
le transport (à hauteur de 10-15 %, ce qui ne nécessite pas de modification des réseaux
de distribution de carburant existants ou de la flotte actuelle des véhicules), se sont
avérés une réussite relative au Malawi.
L’énergie éolienne dans les zones littorales du nord et du sud de l’Afrique, où les
vitesses de vents sont constamment élevées toute l’année, et des parties de l’arrière-
pays comme le Nord du Kenya, où des vitesses de vents moyennes élevées sont
disponibles et où l’infrastructure de transport d’électricité est déjà en place ou prévue
Certains pays parallèlement aux développements des "nouvelles énergies renouvelables",
continue d'intégrer le développement de la filière bois-énergie. Comme le Bénin qui dans sa
"STRATEGIE POUR LA FOURNITURE D’ENERGIE NECESSAIRE POUR L’ATTEINTE
DES OMD "(2006) définit les priorités pour le sous-secteur de la biomasse :
Améliorer l'efficacité de la consommation du bois-énergie au niveau des usagers
domestiques et dans le secteur de la production artisanale par une politique favorisant
l'accès à des foyers économiques de cuisson ;
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Remplacer une partie des consommations du bois-énergie par des produits de
substitution (gaz butane, pétrole lampant) en vue de réduire la dépendance excessive
des ménages du bois-énergie notamment dans les centres urbains;
Réorganiser l'exploitation forestière sur la base de schémas directeurs
d'approvisionnement des centres urbains et par la création en zones rurales de marchés
contrôlés de bois-énergie;
Développer des actions de récupération-valorisation des différents types de déchets
végétaux produits en zone forestière et dans les centres urbains qui sont gaspillés
actuellement ;
Encourager les activités de plantation de bois qui vise à promouvoir une offre
additionnelle de bois. »
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Bibliographie normalisée
Système énergétique
Auteur : Gérard Sarlos, Pierre-André Haldi, Pierre Verstraete.
Atlas de la population mondiale, édition RECLUS-la documentation française, 1996.
Auteur : Noin Daniel
Statistique global suisse de l’énergie
Auteur : OFEN
Un pilier important et fiable de l’approvisionnement énergétique de la Suisse
Auteur : Jean Marc Hensch
Association Suisse de l’industrie gazière : « Scénario pour la production d’électricité à partir
de gaz naturel »
Adresse : http://www.gaz-naturel.ch
Perspectives pétrolières et l’Orient
Auteur : André Pertuzio
Adresse : http://www.strategicsinternational.com/7_article6.pdf
Les mécanismes de formation des prix du pétrole
Auteur : Didier Houssin
Adresse : http://www.annales.org/ri/2002/0383-2/houssin018-022.pdf
L’industrie gazière à l’horizon 2020
Auteur : Marie-Françoise Chabrelie
Etude et analyse des systèmes énergétiques Génie civil – 2011 Nguyen Ha-Phong
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Géopolitique du pétrole et du gaz
Auteur : André Giraud, Xavier Boy de la Tour
Total : « Gaz naturel liquéfié »
Adresse : http://www.total.com/MEDIAS/MEDIAS_INFOS/3129/FR/GNL-28pages-A4-
FR.pdf?PHPSESSID=30a129c4a8b2cd7f97b8521fc149ef46
CMB bilan et perspectives
Auteur: Guz Maisonnier
Charbon, ressources, réserves et production
Auteur: G. Besserau, A. Sanière
Quelles ressources en charbon
Auteur: G. Besserau, A. Sanière
Les technologies du charbon propres
Auteur: Pierre Marion
Accident nucléaire de Fukushima, causes et conséquences
Auteur : M.R
Adresse : http://www.techniques-ingenieur.fr/actualite/environnement-securite-energie-
thematique_191/accident-nucleaire-de-fukushima-causes-et-consequences-article_59904/
Mission gestion stratégique de l’information
Auteur: Gelle Marion, Leroux Marlène, Maraval Bastien, Montrose Fabrice
Adresse :http://aidderasso.tripod.com/sitebuildercontent/sitebuilderfiles/dossiergsiequipe17.p
df
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Page 175
Pourquoi développer les énergies renouvelables
Auteur : François Lhioreau
Carburant du futur
Auteur : Union Pétrolière
Adresse : http://www.erdoel-vereinigung.ch/UserContent/Shop/UP%20-%20Carburants.pdf
Les biocarburants dans le monde
Auteur: Anne Prieur-Vernat, Stéphane His
Les nouvelles technologies de production de biocarburants : état des lieux et enjeux des
filières en développement
Auteur : Aphné Lorne, Marie Françoise Chabrelie
Concept d’énergie éolienne pour la Suisse
Auteur : OFEN, OFEFP, ARE
Adresse : http://www.news.admin.ch/NSBSubscriber/message/attachments/18672.pdf
World Energy Outlook
Auteur : AIE
IFP, fiches panorama, 2004-2011
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