Etude et analyse des systèmes énergétiques

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


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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.


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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


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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.


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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

http://fr.wikipedia.org/wiki/Foyer_(logement)


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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


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


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.


Page 24

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.


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


Page 26

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


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


Page 28

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


Page 29

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


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


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.


Page 32

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.


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.


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


Page 35

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.


Page 36

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 :


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


Page 38

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).


Page 39

Cours n°4 Le pétrole, une matière première particulière .................................................................................... 40

Développement des marchés pétroliers .............................................................................................. 40

Exercice ................................................................................................................................................. 42


Page 40

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


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


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


Page 43

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


Page 44

Cours n°5 Chaîne de valeurs du gaz naturel ......................................................................................................... 45

Nature et formation ............................................................................................................................. 45


Traitement ............................................................................................................................................ 46

Transport ............................................................................................................................................... 47

Stockage et distribution ....................................................................................................................... 48

Marchés du gaz naturel ........................................................................................................................ 48

Industrie gazière à l’horizon 2020 ........................................................................................................ 50

Exercice ................................................................................................................................................. 52


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


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


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.


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


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. »


Page 50

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 environnementaux, 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 fabrication 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.


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) seulement, 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


Page 52

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


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


Page 54

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


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


Page 56

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


Page 57

Allemagne


Page 58

Japon

Pologne


Page 59

Suisse


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


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


Page 62

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


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


Page 64

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


Page 65

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


Page 66

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


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


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


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


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


Page 71


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


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


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


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%




Nigéria Russie Autres

18%

30% 15%

3%

2%

14%

17%

1%




Nigéria Russie Autres Qatar


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%


gaz de l'Allemagne 2007

PaysBas Norvège Russie Autres

22%

30%

44%

4%


gaz de l'Allemagne 2008


23%

34%

38%

5%

Répartiton de l'approvisionnement en gaz

de la Allemagne 2009



Page 75

Japon


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%


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%


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


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%


gaz de la Pologne 2007

Allemagne

Russie

Autres pays de l'ancienne Union soviétique

8%

70%

22%


gaz de la Pologne 2008

Allemagne

Russie


12%

88%

0%

Répartiton de l'approvisionnement en gaz de la

Pologne 2009

Allemagne

Russie



Page 77

Suisse


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%


gaz de la Suisse 2007

France Allemagne Italie Pays Bas

10%

72%

2% 16%


gaz de la Suisse 2008


12%

72%

2% 14%

Répartiton de l'approvisionnement en gaz de la Suisse

2009



Page 78

États-Unis


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%


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


Page 79

Cours n°6 Formation et nature du charbon .......................................................................................................... 80


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


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%)


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.

http://fr.wikipedia.org/wiki/%C3%89nergie_de_vaporisation

http://fr.wikipedia.org/wiki/%C3%89nergie_de_vaporisation

http://fr.wikipedia.org/wiki/Eau


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

http://photos.mongabay.com/fr/


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


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.


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) ;


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.


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.


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.


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%


19%

8%

7%

7%

7% 7% 6% 5%

4%

4%

4%

4%

3%

3% 2%

9%



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


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


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


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%


charbon 2008

OECD Non-OECD

30%

70%

Proportion consommation charbon

2009

OECD Non-OECD

9%

91%


charbon 2007

Union Européenne Reste du Monde

8%

92%


charbon 2008



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


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


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%



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%


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%


28%

24% 12%

7%

7%

6%

3% 3%

3% 2%

5%



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


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


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


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


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.


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


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.


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


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 :


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


Page 107

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


Page 108

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.

http://wdict.net/fr/gallery/diffusion+gazeuse/


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.


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-

http://fr.wikipedia.org/w/index.php?title=Fichier:G%C3%A9n%C3%A9ration_de_r%C3%A9acteurs_nucl%C3%A9aires.tif&page=1


Page 111

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.


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

http://www.sfen.org/Apres-Fukushima-le-nucleaire-va

http://www.sfen.org/Apres-Fukushima-le-nucleaire-va


Page 113

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

http://www.enerzine.com/2/12100+arret-du-nucleaire-en-suisse-dici-25-a-35-ans+.html

http://www.enerzine.com/2/12100+arret-du-nucleaire-en-suisse-dici-25-a-35-ans+.html


Page 114

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.


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.


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/

http://fr.wikipedia.org/wiki/Arme_nucl%C3%A9aire


Page 117

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/


Page 118

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

http://world-nuclear.org/info/inf96.html







http://world-nuclear.org/info/inf115_taiwan.html
















http://world-nuclear.org/info/inf114_nuclearslovenia.html









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


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.


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


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


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


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


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.


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


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


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.


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.


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 :


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


http://www.techno-science.net/definition/Valorisation-energetique.html





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


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


Page 134

Betteraves : Technique utilisé en Europe notamment en France.

Céréales


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.


Page 136

Comme on l’a dit auparavant, le biodiesel peut être obtenu à partir de plusieurs matières

premières.

Colza

Huile usagées


Page 137

Jatropha

Palmier à huile

Soja


Page 138

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


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


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


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).


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.


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


Page 144

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


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


Page 146

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


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


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


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.

http://www.technolister.com/wp-content/uploads/2011/06/solucar-ps10-ps20.jpg


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.


Page 151

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


Page 152

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


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


Page 154

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.

http://www.sig-ge.ch/corporate/media-center/espace-presse/communiques-de-presse/index.lbl?p=BDB2A4E3-0CFD-4C89-8F84-8981CA324FB3


Page 155

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.


Page 156

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.


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 :


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


Page 159

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.


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.


Page 161

Projet en cours de planification (2012-2016).


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


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 quúne

machine à laver)

Production déau 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

http://www.geothermie.ch/index.php?p=keyfacts_groundwater


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 quúne

machine à laver)

Production déau 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.


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.


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.

http://sce.epfl.ch/sce/CCT.pdf


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


Page 168

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.


Page 169

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


Page 170

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,


Page 171

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 ;


Page 172

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. »


Page 173

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

http://www.gaz-naturel.ch/

http://www.strategicsinternational.com/7_article6.pdf

http://www.annales.org/ri/2002/0383-2/houssin018-022.pdf


Page 174

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





http://aidderasso.tripod.com/sitebuildercontent/sitebuilderfiles/dossiergsiequipe17.pdf

http://aidderasso.tripod.com/sitebuildercontent/sitebuilderfiles/dossiergsiequipe17.pdf


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

http://www.erdoel-vereinigung.ch/UserContent/Shop/UP%20-%20Carburants.pdf

http://www.news.admin.ch/NSBSubscriber/message/attachments/18672.pdf

Documents

Etude et analyse des systèmes énergétiques