The manufacturing of electric vehicles (EVs) entails greater greenhouse gas emissions (GHG) than manufacturing conventional cars. GHG emissions from use, while dependent on the carbon content of the grid electricity, are significantly lower for EVs than for conventional cars. As a result, total GHG emissions are always lower for EVs.
Many studies underestimate the ongoing decarbonization of electric grids in most countries. Taking it in account would further reduce the estimated GHG footprint of EVs. Moreover, EVs will facilitate the integration of renewable energy sources into the energy systems. Smart charging, based on the lower electricity costs of renewable energy, will allow EV owners to charge their batteries with low carbon electricity.
Concerns have been raised that increased mining and metal refining efforts would entail growing energy needs and thus undermine EVs’ climate performance. The reality is the opposite: technical improvements have allowed mining lower grade deposits with constant energy expenditures and expanded available reserves and resources.
L’examen de diverses études montre qu’il faut plutôt compter sur un rapport de consommation de 2,8 à 1 pour les véhicules particuliers en mix essence/gazole comparé à l’électrique et sur 2,4 à un pour les véhicules lourds.
Sur cette base, prenant en compte le chauffage et la climatisation des V.E. particuliers et des utilitaires (V.U.L.), on peut estimer quels seraient les besoins de production d’électricité pour un parc terrestre entièrement électrique (du 2 roues motorisé au semi-remorque de 44 tonnes).
L’année 2019, non perturbée par différents évènements des récentes années, est prise pour référence. Selon les statistiques des transports, la consommation a été de 11,09 millions de m3 d’essence et 27,75 Mm3 de gazole pour les véhicules légers (V.P. et V.U.L.) et de 13,20 Mm3 de gazole pour les véhicules lourds.
Exprimé en TWh, selon le pouvoir énergétique des carburants, une fois prise en compte l’incorporation des agrocarburants dans l’essence et le gazole, la consommation énergétique a été de 372 TWh pour les véhicules légers et de 132 TWh pour les véhicules lourds, soit 504 TWh au total.
Si tout le parc avait été converti à l’électrique, cela aurait entraîné une consommation en sortie de batterie de 133 TWh pour les véhicules légers et de 55 TWh pour les véhicules lourds, soit 188 TWh pour tout le parc routier (et un peu hors route).
Mais il faut tenir compte des pertes de rendements : interne à la batterie, du chargeur, du réseau électrique. Soit une perte globale estimé à 23%. En conséquence, il aurait fallu produire 244 TWh d’électricité.
Pour les années suivantes, la consommation en sortie de batterie aurait été de 158 TWh en 2020 – 170 TWh en 2021 – 180 TWh en 2022, nécessitant une production électrique respective de 205 Wh – 221 TWh – 234 TWh.
Non je ne suis pas d’accord. Partons plutôt des km parcourus: 12 000 en moyenne par véhicule et par an, 38 millions de véhicules, soit 456 milliards de km. Une voiture électrique consomme 17 kWh/100 km – et cela comprend les pertes de charge. Soit au total 77,5 TWh. Ajoutons 7% de pertes sur le réseau, on arrive à 82,4 TWh pour les véhicules légers. Sans prendre en compte les pertes de réseau, RTE dans son étude Futurs énergétiques 2050 trouve un peu moins que moi, et un total de 100 TWh pour l’ensemble des transports électriques, avec les camions, les bus et aussi les trains, les transports publics, etc. C’est moitié moins que votre calcul.
Moduler le prix de l’électricité, selon les saisons, jours de la semaine et heures du jour en fonction de la production d’électricité renouvelable est à la fois une nécessité et une évidence. Tarification concernant tous les usages modulables et pas seulement la charge des véhicules électriques.
Cependant, une exception devra être faite pour la charge des camions électriques grande distance (long haul) dont les temps d’arrêt sont déterminés par chaque usage particulier.
Par contre, utiliser l’électricité contenue dans les batteries des véhicules électriques est une aberration énergétique.
De nombreuses études « économiques » ont été réalisées sur le sujet, mais en réalité « financières ». L’objectif étant pour des agrégateurs de vendre fort cher sur les marchés une électricité acquise à un prix modeste auprès de naïfs propriétaires de V.E. D’autres études se préoccupent de la dégradation des batteries entraînée par ce genre de commerce.
Seules de très rares études mettent en évidence les fortes pertes d’énergie d’un tel manège. La première publication à ce sujet, en mars 2017, est celle de Apostolaki-Iosifidou et al. : « Measurement of power loss during electric vehicle charging and discharging » – https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0360544217303730
La table 6 donne des pertes de 15,8% à 26,9% selon les configurations, et donc un rendement global (round-trip efficiency) de 73,1% à 84,2%.
Pour le V2G, le JRC européen indique un rendement global de 80% (round-trip efficiency), de même que de rares autres études.
Les pertes se produisent d’abord sur les réseaux électriques (lignes et transformateurs successif de 400/225 kV à 380/220 V) – pertes dans les chargeurs : le rendement est très variables selon la puissance soutirée (variable selon le « State of Charge » – SOC de la batterie) comparée à la puissance nominale du chargeur – perte énergétique dans la batterie (pas la coulombique) – pertes de l’onduleur (varie aussi selon sa courbe de charge) – pertes à nouveau dans les transformateurs et sur les lignes électriques. Pertes variant aussi avec la température, en particulier pour la batterie par temps froid ou trop chaud (lors des pointes de la demande).
Pour la recharge, l’essentiel se fait au domicile (solution la moins chère), en dehors des heures de forte consommation et production renouvelable. En 2023, 57% de la consommation d’électricité a eu lieu entre 7h et 19h, tandis que la production d’électricité renouvelable était de 62% pour ces mêmes heures : 56% pour l’hydraulique, 54% pour l’éolien, 99% pour le solaire.
Avec 200 GW de capacité photovoltaïque, la production moyenne d’électricité aurait été de 1,006 TWh par jour en mai 2023 (maximum) et de 0,258 TWh par jour en décembre 2023 (minimum). Mais c’est beaucoup mieux que la production de champs de colza pour produire des agrocarburants.
Reste à multiplier les points de recharge sur les lieux de travail et à moduler les tarifs des bornes publiques en fonction de la production renouvelable.
Tout stockage entraîne des pertes. Les STEP, par exemple, ont une efficacité round-trip de l’ordre de 75%, donc comparables aux pertes du V2G. Ce n’est pas pour autant une « aberration ». La dégradation des batteries est un sujet complexe. Il y a la dégradation par l’âge, et la dégradation par les cycles. Avec des batteries ternaires (NMC), il faudra être prudent sur le V2G pour ne pas se trouver un jour avec une voiture en bon état mais dont l’autonomie est réduite. Avec des batteries LFP, je pense que le particulier pourra y aller. Ces batteries survivent à plusieurs milliers de cycles (c’est d’ailleurs pourquoi on les choisit pour les camionnettes et camions qui roulent toute la journée).
Sur un autre sujet, au lieu de baisser de 10% par an comme l’annonçait BNEF (Bloomberg) il y a deux ans, le coût des électrolyseurs a augmenté de 57% en deux ans selon le dernier rapport de BNEF.
Et loin d’être de 70% comme annoncé (supposé) dans de nombreuses publications, le rendement réel de l’électrolyse est seulement de 62% : cas réel d’usines en construction produisant 28.000 tonnes d’hydrogène par an (= 933 GWh) en consommant 1.500 GWh.
Données du maître d’ouvrage dans la concertation CNDP (Concertation Nationale du Débat Public) : http://h2v59-concertation.net/wp-content/uploads/2019/09/H2V-Dossier-concertation-Dunkerque_HD.pdf : cf p. 26.
C’est seulement 49,5% pour l’installation de Refhyne de 10 MW produisant 1.300 t H2 / an (parc chimique de Rhineland à Wesseling, près de Cologne).
La consommation électrique du « stack » n’est qu’une partie de la consommation effective.
De même (selon BNEF), le coût du stack ne représente que 21% (alcalin) ou 37% (PEM) du coût global de l’installation (usine). Mais le système complet PEM (usine) est plus intéressant pour de nombreuses raisons.
La consommation d’eau est de très loin supérieure aux valeurs communément annoncées (10 litres/kg H2) car le refroidissement doit être pris en compte. Selon le maître d’ouvrage pour H2V, c’est 1,9 million de m3 pour produire 28.000 tonnes d’hydrogène, soit 68 litres par kg H2, dont 85% pour le refroidissement.
Merci pour ces informations. Je dirais prélèvement d’eau plutôt que consommation, à 85%: le refroidissement, sauf dans les tours des centrales nucléaires, prélève de l’eau et la restitue plus chaude. La fabrication de l’hydrogène, elle, consomme de l’eau.