Le blog Energie

La métallurgie des terres-rares ou le mistigri radioactif écologique

Par Raymond Bonnaterrele 25 juillet 2011 | (2) Commentaires | Permalink

 Les terres-rares sont des métaux écologiques à la base de nombreuses activités qui sont tombées par hasard dans la catégorie des green-business puisqu'elles participent à la réalisation de puissants aimants permanents pour les générateurs d'éoliennes ou les véhicules électriques mais aussi à la confection d'électrodes de batteries Ni-MH pour véhicules hybrides. Elles sont indispensables dans certains matériaux ("phosphor") mis en œuvre dans les diodes électroluminescentes et dans certains verres aux propriétés optiques remarquables (ex. fibres optiques).

 Ces terres-rares ou lanthanides sont globalement abondantes sur terre mais pour des raisons de prix de revient et des raisons environnementales, c'est la Chine qui possède un quasi-monopôle mondial de ces produits qu'elle commercialise maintenant à prix fort et avec parcimonie.

 Dans tout gisement de terres-rares, pour des raisons probablement liées à la fission des actinides originels, il existe un mistigri: la présence d'éléments radioactifs comme l'Uranium ou le Thorium encore là en raison de leurs demi-vies de plusieurs milliards d'années. Une métallurgie "propre" des terres-rares devrait impérativement tenir compte de ce paramètre.

L'Australien Lynas qui veut exploiter un des gisements de son pays les plus riches du monde en terres-rares, celui du Mount Weld, aurait pu imaginer mettre en place une métallurgie propre des terres rares et autres éléments radioactifs dans son pays. Mais la pression écologique locale devant être trop forte, après avoir imaginé faire traiter le minerai en Chine (mais dont les Autorités voulaient en faire un produit chinois), s'est finalement dirigé vers la Malaisie, à côté du port de Kuantan situé sur la Mer ce Chine à 300 km au Nord de Singapour, pour y installer une unité de valorisation du minerai.

 Mais voila, les terres-rares frappées d'un Sortilège Malais datant des précédentes décennies et d'une expérience malheureuse conduite par Mitsubishi dans ce domaine, se heurtent à l'opposition vive des mouvements écologiques locaux et à l'opposition au Pouvoir en place. Un audit des installations de Lynas Malaisie réalisé par l'AIEA réalisé cette année vient de préconiser la mise en place de meilleures condition de stockage des déchets. Les travaux de mise en conformité affirme Lynas seront réalisés avant la fin de l'année.

 Pour l'Asia Sentinel qui rapporte ces évènements, le démarrage des opérations est surtout dépendant des futures élections qui devraient se dérouler vers la fin 2011 ou le début 2012.

  Cette conviction semble être partagée par le vertueux "écolo" germanique Siemens qui n'a pas hésité à signer avec le Diable Lynas pour créer une JV 55/45 qui exploitera "du minerai à l'aimant" la filière Néodyme (et sûrement du rare Dysprosium) de l'activité. Disposer de terres-rares pour ses moteurs et ses éoliennes vaut bien une compromission de plus...surtout si le conflit écologique se situe très loin des länder allemands.

LIRE et celui annonçant .

Le 25 Juiller 2011

EPRI: les faibles coûts du charbon et du gaz américains assurent un coût du MWh électrique, chargé des émissions, à moins de cent dollars

Par Raymond Bonnaterrele 20 juillet 2011 | (1) Commentaires | Permalink

Très intéressante et rigoureuse étude de l'EPRI sur le coût annuel moyen sur toute la durée de vie d'une installation (Levelized Cost of Electricity ou LCOE) d'un MWh électrique aux États-Unis dans diverses conditions de génération allant de la combustion de charbon pulvérisé aux solutions solaires photovoltaïques ou thermiques.

Il ressort essentiellement de cette étude qui prend en compte les coûts très faibles du charbon (<2$/MMBTU ou 50$/tonne métrique) et du gaz naturel (entre 4 et 8$/MMBTU) américains un avantage compétitif inégalé des centrales à flamme par rapport aux solutions alternatives, même avec une charge sur le CO2 émis allant jusqu'à 50$/tonne (FIG.). Les coûts moyens restent dans toutes les hypothèses inférieurs à 100 dollars 2010 par MWh et revient même à 70$ pour les coûts du gaz naturel les plus bas. Seul l'éolien terrestre avec des taux de charge exceptionnels dans certaines contrées des Rocheuses, entre 28% et 40%, arrive péniblement à être compétitif avec une charge de CO2 à 50$/tonne et un gaz naturel à 8$/MMBTU.

FIG. Coût moyen du MWh en dollars en fonction de la charge sur le CO2 émis en dollars la tonne

 Le prix de revient de l'électricité américaine dans un contexte mondial d'énergie de plus en plus chère, est pour ce pays un avantage compétitif évident et un des moteurs de son dynamisme à long terme.

 Dans le cas d'installations équipées de captage de CO2, les hypothèses de l'EPRI ne prennent pas en compte une éventuelle revente de ce gaz pour récupérer le pétrole de puits en voie d'épuisement ou pour alimenter l'industrie chimique. Au contraire elle charge le transport et la séquestration à 10$/tonne de CO2. La valorisation de cette ressource est pourtant la clé d'un développement significatif de ces technologies onéreuses et énergivores de captage. Une tonne de CO2 qui permettra de récupérer en moyenne 1,5 baril de pétrole hors de prix se vendra bien un jour autour des 50 dollars...c'est une évidence.

CONSULTER .

Le 20 Juillet 2011

Stockage d'énergie: la prévision est un art qui demande de fréquentes et cruelles mises à jour

Par Raymond Bonnaterrele 19 juillet 2011 | (2) Commentaires | Permalink

 Les récents évènements post-Fukushima, la vogue à géométrie variable pour les énergies renouvelables intermittentes, la demande croissante en énergie électrique provenant d'immenses zones urbaines de plus en plus peuplées et accédant au confort moderne, la demande croissante d'aluminium, le développement rapide des unités de dessalement d'eau de mer, l'arrivée des véhicules électriques, l'opposition des populations européennes à la mise en place de nouvelles lignes électriques aériennes, la lourdeur des investissements à réaliser aux États-Unis...tous ces facteurs concourent à penser que de nombreux réseaux électriques dans le monde vont être de plus en plus surchargés et les puissances de génération disponibles de plus en plus sollicitées avec un accroissement prévisible des délestages intempestifs plus ou moins programmés. Le Japon souffre d'un manque de puissance électrique, l'Europe de l'Ouest risque sérieusement de connaître la pénurie cet hiver s'il s'avère être rude, les réseaux américains souffrent d'instabilité chronique tant les achemineurs de puissance électrique ont modéré leurs investissements avec la crise. Il ressort de tout cela une certitude: le marché du stockage d'énergie électrique qu'il soit centralisé dans de larges unités ou délocalisé dans des UPS (Uninterruptible Power Supply) domestiques va connaître une superbe croissance.

C'est un immense marché très diversifié qui va du pompage hydraulique en montagne au petit UPS de secours d'un ordinateur en passant par le secours électrique dans les hôpitaux où dans le balisage public pour prévenir l'asphyxie régulière des centres urbains. Réaliser des prévisions sur tout ces marchés complexes relève beaucoup de l'exercice divinatoire. Pike Research s'adonne annuellement à cet exercice périlleux. Il prévoit le Chiffre d'Affaire cumulé sur les 10 ans à venir par les industriels concernés. Il est intéressant à un an seulement d'intervalle de mettre en évidence les voltes-faces opérées par ce consultant (FIG.) et de relativiser ainsi ce qui peut être raconté sur le sujet.

 La prévision 2010 (graphique du bas) prévoyait une immense et inattendue progression du stockage par compression d'air (CAES) c'était apparemment une bêtise puisqu'elle passe de plus de 20 milliards de dollars en 2010 à quelque chose autour des deux milliards en 2011. L'autre grand changement provient du rôle des batteries Sodium-Soufre qui était complètement sous-estimé en 2010 et qui apparaît fort logiquement de façon significative en 2011. L'ensemble du business affirme Pike devrait dépasser les 22 milliards de dollars alors qu'il annonçait 35 milliards un an plus tôt.

  Je n'attache que bien peu de crédibilité aux prévisions sur les stockages de solutions (Advanced Flow Batteries) qui utilisent la plupart des métaux de transition onéreux. Par contre le développement des batteries au Lithium pour de courtes autonomies ou dans les ensembles domestiques seront beaucoup plus importantes que prévu.

  Citons par exemple l'annonce récente de Toshiba qui présente une UPS de 1,6 kWh pour usage commercial (FIG.), capable de fournir en heures de pointes 400W pendant trois heures grâce à une batterie d'accumulateurs de type SCiB de 20 Ah, 80V (16 éléments). Toshiba annonce une durée de vie de 4000 cycles, soient dix ans de durée de vie à raison d'un cycle par jour. La pénurie d'électricité au Japon va favoriser l'émergence et la démocratisation de nombreux dispositifs de stockage décentralisés de ce genre.

Consulter de Pike Research et celle .

Le 19 JUiillet 2011

Japon: recherches pour rendre opérationnels des aimants SmFeN de hautes performances

Par Raymond Bonnaterrele 13 juillet 2011 | (2) Commentaires | Permalink

  Le Japon veut absolument dénouer sa dépendance vis à vis des terres-rares chinoises les plus convoitées. Parmi celles-ci figure le Dysprosium utilisé dans les aimants Néodyme Fer Bore pour améliorer leurs performances. Ce métal est le talon d’Achille de cette technologie, unique solution à ce jour pour réaliser les aimants de hautes performances nécessaires aux moteurs de véhicules électriques ou aux génératrices d'éoliennes. La Chine est pratiquement aujourd'hui le seul producteur de Dysprosium dans le monde et elle l'exporte avec parcimonie.

 Le Japon dispose des trois types d'actions classiques pour résoudre un problème de disponibilité de cette ressource stratégique:

- trouver d'autres approvisionnements autres que chinois, il s'y emploie activement;

- recycler les aimants permanents pour récupérer les terres-rares, les procédés existent mais la ressource est rare;

-trouver des produits de substitution.

 C'est sur ce troisième type d'action radical que travaille l'AIST japonais en essayant de définir les conditions de frittage à basse température de la poudre de Sm₂Fe₁₇N₃ produite par Daido Steel. En effet au dessus d'une température de frittage de 500°C la poudre perd ses propriétés d'aimantation.

 Pour résoudre ce problème de diffusion des couches de surfaces des grains qui assurent le frittage, l'AIST semble avoir résolu le problème en appliquant à la fois de très fortes pressions et des courants pulsés qui échauffent la matière à l'interface de contact entre grains, sans dégrader les propriétés d'aimantation à cœur. Cette technologie de frittage flash qui porte les grains vers les 400°C seulement, permet de rapprocher les performances des aimants ainsi obtenus de celles des produits standards les plus performants du moment (FIG., deux aimants de 15mm de diamètres et de 6 mm d'épaisseur soulèvent 30 billes d'acier de 4g).

LIRE sur le sujet.

Le 13 Juillet 2011

Iberdrola Renovables veut tenter sa chance dans l'appel d'offre de l'éolien offshore français

Par Raymond Bonnaterrele 29 juin 2011 | (0) Commentaires | Permalink

  Le business éolien en Espagne (restrictions budgétaires) et aux USA (concurrence du gaz naturel) s'est fortement rétréci ce qui se répercute sur les prévisions économiques d'Iberdrola Renovables. L'opérateur éolien espagnol traditionnellement présent sur ces deux marchés, après 1,78 GW installés en 2010, prévoit 1,45 GW en 2011 et imagine quelque chose autour de 0,75 GW dont 0,35 GW aux U.S.A. en 2012. La pente n'est pas bonne. Pour préparer l'avenir cette entreprise va tenter sa chance dans l'appel d'offre pour l'offshore français en proposant l'éolienne M5000 d'AREVA pour les deux zones (Saint-Brieuc et Sant-Nazaire) non convoitées par l'alliance GDF-AREVA-VINCI qui concernent les trois autres zones. Les sélections des divers opérateurs devraient débuter en Juillet 2011 pour allouer une première tranche globale de 3GW d'éoliennes sur cinq parc éoliens au large des côtes françaises. Ce sont bien sûr les consommateurs d'électricité français qui seront sollicités pour payer la facture au travers de la Contribution au Service Public qui figure au dos de votre facture EDF.

 L'éolienne de 5 MW, M5000 développée initialement par l'allemande Multibrid depuis absorbée par AREVA, est un produit traditionnel déjà commandé en 120 exemplaires dans divers champs offshore de l'Europe du Nord.

LIRE et .

Le Japon imagine un doublement de ses productions électronucléaires entre 2007 et 2030

Par Raymond Bonnaterrele 20 juin 2011 | (21) Commentaires | Permalink

 L'équation énergétique japonaise, dans un pays isolé, privé de ressources fossiles et traumatisé par le dernier tsunami et ses conséquences apparaît être d'une grande complexité, balancée entre la crainte nucléaire et la volonté d'indépendance énergétique et de bonne santé économique. Les premiers éléments de réflexion qui paraissent sur ce sujet après le tsunami, semblent montrer une volonté affirmée du Japon de baser son avenir énergétique sur un couplage des énergies renouvelables au nucléaire, seule voie pour lui assurer pour la partie électrique, une large part d'autosuffisance énergétique (70%) dans un contexte géostratégique incertain. L'Institute of Energy Economics (IEEJ) publie les résultats d'une étude qui au-delà des problèmes à court-terme, baserait l'avenir énergétique du Japon à l'horizon 2030 sur la maîtrise des consommations, une forte baisse de l'utilisation des énergies fossiles, un développement du nucléaire et des énergies renouvelables.

L'exemple de la génération d'électricité illustre parfaitement ces objectifs (FIG. et TAB.) avec:

- une génération d'énergie stable, passant de 1024 TWh en 2007 à 1020 TWh en 2030,

- une production des centrales à flamme en baisse de 60% sur la période,

- un doublement des productions électronucléaires par fiabilisation et modernisation des installations existantes et la constructions de 14 nouvelles unités pour plus de 19 GW,

- un fort accroissement des énergies renouvelables globalement multiplié par 2,6 par rapport à 2007 avec un accent tout particulier sur le solaire, l'éolien et la géothermie. Certains chiffres sont impressionnants comme les 12 millions de maisons qui devront être équipées de modules solaires en 2030 ou le triplement des installations géothermiques (1,65 GW en 2030).

 Cet exemple japonais montre bien que pour les pays privés de ressources fossiles et désirant ne pas dépendre pieds et poings liés de leurs fournisseurs d'énergie fossile et de leurs tarifs, la voie nucléaire est incontournable malgré de fortes économies programmées dans les consommations. Le cas de la France est assez proche de celui du Japon (à l'insularité près) et à fait le choix de solutions du même type. L'Allemagne pour des raisons de politique intérieure, fait semblant de tourner le dos au nucléaire mais va dépendre largement de ses ressources en lignite et des fournitures de gaz de son voisin la Russie, situation peu favorable dans le concert écologique et politique des nations.

 L'insularité du Japon, la présence de deux gros voisins (Chine, Russie) aux avenirs politiques incertains sont des arguments forts pour justifier un choix clair d'indépendance énergétique de ce pays qui veut de toute évidence rester un acteur économique puissant dans le monde. Cet exemple est instructif et change des boniments de foire écologiques ressassés en boucle par les médias français.

LIRE .

Le 20 Juin 2011

Allemagne: Siemens imagine des électrolyseurs de plusieurs centaines de GW pour stocker des TWh

Par Raymond Bonnaterrele 14 juin 2011 | (13) Commentaires | Permalink

 Devant le programme allemand de développement des énergies intermittentes, devant l'incapacité de ce pays à mettre en place dans les temps un réseau électrique à la hauteur de l'instabilité attendue, Siemens affirme que seul l'Hydrogène produit par électrolyse est capable de répondre au cahier des charges d'une puissance de stockage très flexible de plusieurs centaines de GW de puissance à terme et du TWh d'énergie stockable. Cet hydrogène pourrait être à la demande injecté dans le réseau de gaz à hauteur de 5 à 10% ou transformé en méthane en réagissant avec du CO2. Le mélange de gaz stocké comme tout gaz naturel, alimenterait à la demande des génératrices au gaz à cycle combiné avec un rendement supérieur à 60%.

 Pour ne pas trop perdre d'énergie les technologues allemands imaginent des électrolyseurs à membranes (PEM) fonctionnant vers 2W par cm2 d'électrode, soit vers 2,1V de tension d'électrolyse sous une densité de courant voisine d'un Ampère (FIG.II). Ils affirment pouvoir produire directement de l'hydrogène sous pression sans apport d'énergie supplémentaire si nécessaire.

 Le rendement du cycle électrolyse-génération dans une centrale à gaz serait donc de l'ordre de:

1,48V/2,1V x 61% = 43%

hors pertes diverses annexes de process (préparation des électrolytes, circulation, lavages, séchage, etc.).

 Siemens imagine que pour l'installation de 500 MW par an de puissance de stockage il faudrait donc assembler 25 000 m2 de cellule d'électrolyse par an sur des équipements automatisés.

Cette démarche va tout à fait dans le sens de la stratégie de Siemens axée sur les turbines à gaz à cycle combiné qui seraient alimentées par du gaz naturel importé, par du gaz non conventionnel produit localement, marginalement par du biogaz local et pourquoi pas par de l'hydrogène "vert".

Tout cela va coûter fort cher en investissements...mais l’État allemand est riche et fera payer les consommateurs.

CONSULTER une et LIRE montrant le caractère politiquement actuel de sa proposition.

Le 14 Juin 2011

Le futur plan électrique allemand: des éoliennes, des centrales au gaz et un réseau électrique renforcé

Par Raymond Bonnaterrele 2 juin 2011 | (14) Commentaires | Permalink

 La décennie future du plan électrique allemand intéresse l'ensemble des citoyens européens dont l'approvisionnement en électricité, en quantité et en qualité, dépendra en partie des choix et des investissements qui seront réalisés par le pays leader économique européen. Il faut être optimiste sur l'aptitude de l'Allemagne à résoudre ses contradictions énergétiques parce qu'elle est très riche, elle possède les meilleurs industriels mondiaux dans le domaine de l'énergie (Siemens, E-On, ...) et possède l'art de planifier efficacement les actions après concertation.

 Au gré des lectures il apparaît que tout naturellement le futur réseau électrique allemand va reposer sur trois composantes essentielles:

-un parc éolien offshore de grande ampleur en Mer du Nord et Mer Baltique. Siemens, AREVA-MULTIBRID, ENERCON, NORDEX, possèdent des carnets de commandes allemands qui vont jusqu'en et qui dépassent à eux tous le GW de puissance installée. Le développement de grandes éoliennes de plus de 5MW se concrétisera par de nouvelles commandes encore plus imposantes de parcs éoliens offshore germaniques. Pour la Chancelière, un objectif "de 35% d'énergies renouvelables à l'horizon 2020 contre 17% l'an dernier" semble être réaliste*.

*Remarque: il faut faire confiance à la Chancelière pour ses 17% en sachant que la somme de l'hydraulique et des autres énergies renouvelables représentaient en 2010 un total de 68,6 TWh pour une génération totale de 586 TWh (IEA).

-un réseau électrique renforcé pour amener la puissance électrique du Nord du pays vers les Länder du Sud et la Suisse où se trouvent les industries stratégiques (Daimler, BMW, Siemens, ABB,...). Il est question d'investir dans les 10 milliards d'euros pour ajouter 3600 kilomètres de câbles de plus au réseau allemand à l'horizon 2020.

-un large parc de centrales au gaz à cycle combiné qui apporteront la souplesse indispensable au réseau pour qu'il puisse supporter un large taux de ressources intermittentes. Nous avons besoins de 10 GW de centrales au gaz, dans les cas où le vent ne souffle pas a déclaré Michael Geissler, CEO de la Berlin Energy Agency. Ce sera probablement plus compte tenu des ambitions allemandes dans le renouvelable.

 Malgré la facture qui s'annonce salée par le foisonnement des solutions, il est peu probable, contrairement à ce qui peut se dire dans les Cafés du Commerce hexagonaux, que les dirigeants allemands puissent confier un jour à la France la mission d'approvisionner de façon notable leur pays en énergie électrique. Par contre, notre voisin pourra interrompre provisoirement ses exportations qui viennent nous dépanner aux heures de pointes.

LIRE les articles sur ces sujets reportés par Bloomberg. . .

Le 2 Juin 2011

CSPE 2020: la facture électrique des énergies renouvelables ne sera pas "doucette"

Par Raymond Bonnaterrele 30 mai 2011 | (11) Commentaires | Permalink

 Philippe de Ladoucette, le président de la CRE (Commission de Régulation de l'Energie), a été auditionné le 24 Mai dernier devant les Commissions réunies des affaires économiques et du développement durable et de l’aménagement du territoire de l’Assemblée nationale, pour faire le point sur l'évolution prévisible d'ici à 2020 de la facture électrique des énergies renouvelables.

Les hypothèses retenues lors de cet exposé ont été les suivantes:

- La loi Grenelle I prévoit que la part d’ENR dans la consommation finale d’énergie doit atteindre 23% en 2020. Dans le plan d'action national en faveur des énergies renouvelables transmis à la Commission européenne en 2010, le gouvernement indique que l’atteinte de cet objectif se traduit par une part d’ENR dans le secteur de l’électricité de 27 %. Elle était de 15,5% en 2010.

- Ceci conduit à une évolution de la puissance éolienne installée de 5 800 MW en 2010 à 19 000 MW en 2020

- Celle du photovoltaïque, en retenant une croissance règlementairement limitée à 500 MW par an pourrait  passer de 900 MW à 7 000 MW en 2020.

- Le prix moyen du MWh issu des ENR a atteint 82 euros en 2010, dont un hallucinant 537 euros/MWh pour le photovoltaïque, pour un prix de gros de l'électricité de 47,5 euros/MWh. La différence de prix, pondérée des productions des ENR, se retrouve dans la facture du consommateur sous la rubrique CSPE (voir au dos de votre facture EDF).

-En 2011 la production des ENR "soutenues" devrait atteindre 26 TWh soit 4,5% de l'énergie électrique totale, ce qui représentera une charge de 1,6 milliards d'euros pour le consommateur.

-En 2020, sur la base d'une hypothèse de croissance du prix de gros de l'électricité de 4% par an (inflation + 2%) cette charge supplémentaire devrait atteindre 6,7 milliards d'euros (FIG.). Avec trois postes essentiels de 2,5 mrds pour l'éolien offshore, de 2,3 mrds pour le photovoltaïque et de 1,1 mrd pour la biomasse. Ce montant total est à comparer aux 1360 milliards théoriques de consommation des ménages en 2020, déduits des données du PIB 2010 avec une inflation de 2% par an.

 Ce calcul prévisionnel de la CRE montre tout simplement que notre pays ne pourra pas s'offrir la participation des énergies renouvelables dont les tarifs resteront trop éloignés du prix de gros de l'électricité, sous peine d'assister à des phénomènes de remise en cause des volumes au gré des puissantes contraintes économiques auxquelles il va devoir faire face. Le photovoltaïque et l'éolien offshore sont des options qui ne sont pas économiquement soutenables en larges quantités aux tarifs actuels pratiqués ou imaginés. Il manque dans les divers plans élaborés, un impérieux volet de plan pluriannuel de réduction des coûts et donc des tarifs pour chacune des technologies.

ACCÉDER aux par de Ladoucette .

Le 30 Mai 2011

EPRI: le stockage d'énergie à la rescousse des réseaux électriques américains

Par Raymond Bonnaterrele 22 mai 2011 | (4) Commentaires | Permalink

 L'Electric Power Research Institute américain (EPRI) vient de publier une étude sur les divers modes de stockage d'énergie disponibles ou en développement et dédiés à la rescousse des réseaux électriques américains de plus en plus fragilisés par la part croissante des énergies alternatives non polluantes. Ce papier est essentiellement axé sur les marchés accessibles en fonction des coûts du MW et du MWh de chacune des solutions possibles.

Pour satisfaire à de nombreuses contraintes les besoins de back-up des réseaux vont aller en croissant. Ceci va du simple secours domestique, en passant par le maintien local de la fréquence et de la puissance réactive, à l'aide à l'intégration au réseau des parcs éoliens et photovoltaïques, à l'écrêtement des pointes de puissance appelées (peak shaving) ou produites en excès par les éoliennes la nuit (Time-of-Use), à l'arbitrage de large quantité d'énergie (load leveling) en jouant sur de lucratifs différentiels de prix.

 L'EPRI rappelle que dans le monde, le pompage hydraulique avec 127 GWe de puissance installée représente 99% du total des stockages (FIG.I). Il compte pour 40 GWe aux États-Unis et l'installation de 4GWe de puissance supplémentaire est en cours. Le pour-cent restant des systèmes de secours est assuré par deux unités de stockage d'air comprimé (0,44GW) et par des batteries, essentiellement au Sodium-Soufre, et quelques volants à inertie.

 Une segmentation simple du marché basé sur les énergies et les autonomies désirées fait apparaître un nombre restreint de solutions viables mentionnées dans la FIG.II.

-Les grandes masses d'énergie et de puissance (Bulk Power Management) qui concernent des centaines de MW ou des GW reposent sur le pompage hydraulique. Un complément reposant sur le stockage d'air comprimé dans des sites sous-terrains pourrait se développer, avec une variante adiabatique qui exploiterait le tiers environ de l'énergie récupérée sous forme thermique lors de la compression et récupérée lors de la détente.

-A l'autre extrême des puissances de quelques dizaines de kW durant quelques secondes pour assurer la qualité du réseau devraient être assurées par les volants à inertie (Flywheels) ou des batteries de supercapacités.

- Entre les deux c'est là qu'est le nouveau marché le plus dynamique, qui a besoin de quelques heures ou de quelques minutes d'autonomie avec une puissance autour du MW ou de quelques dizaines de MW en secours du réseau (absence de vent, passage de nuages, démarrage d'une centrale, etc.) les solutions qui semblent vouloir s'imposer et se partager le marché de façon complémentaire sont à la fois les batteries Sodium-Soufre pour des autonomies de quelques heures et les batteries au Lithium pour des autonomies de quelques minutes.

 L'EPRI voit d'ici à 2012 un doublement des capacités de batteries Sodium-Soufre installées, passant de 1,9 GWh aujourd'hui à 3,6 GWh en 2012. Cette technologie, exclusivité du japonais NGK, dispose d'un immense marché potentiel à satisfaire. Elle est encore injustement délaissée par les grands industriels des batteries. C'est la seule aujourd'hui à savoir stocker de l'énergie à partir d'un vulgaire sulfure de sodium et d'un séparateur à base d'alumine. Mais c'est paradoxalement dans le domaine des batteries au Lithium stationnaires que nombreux voient l'émergence d'un marché important. Les recalés américains des batteries de la traction électrique (A123, Alternano, Enerdel, Ultralife, Johnson Controls, etc.) voient là un marché de substitution moins exigeant et tout aussi florissant. C'est la raison pour laquelle Johnson Controls veut se délier de ses accords avec Saft qui le cantonnent au seul très exigeant marché des batteries de traction sur lequel il se fait tailler des croupières par les concurrents Japonais et Coréens. JC voudrait pour ce marché du secours électrique s'allier avec le japonais Hitachi qui lui aussi a loupé son entrée dans le marché des véhicules électriques. Saft qui avait délégué le marché des EV à son associé, va être bien placée pour répondre à la demande en batteries fixes aux États-Unis au moyen de sa nouvelle unité de production de Jacksonville en cours de construction avec l'aide du DOE.

Constructeurs de batteries européens n'oubliez pas bêtement le Sodium Soufre stationnaire, ce serait dommage!

CONSULTER .

Le 22 Mai 2011