Énergie, rendement… Comprendre pour comparer

On peut calculer l’énergie que représente un déplacement donné [par exemple 2 personnes dans un véhicule à moteur parcourant 50 km], c’est, physiquement parlant, le travail associé à ce déplacement. Mais l’énergie consommée pour effectuer ce déplacement est supérieure à l’énergie du service rendu. Le moteur a des frottements mécaniques et une partie de l’énergie fournie “part” sous forme de chaleur, en plus de l’énergie nécessaire à vaincre les frottements mécaniques du véhicule, de l’air et de la route. Ainsi, l’énergie consommée pour ce déplacement (l’énergie chimique des molécules d’essence, pour un moteur à essence) correspond à la somme du “travail” fourni et des pertes énergétiques diverses. On appelle “rendement” le rapport entre l’énergie du service rendu, énergie dite utile, et l’énergie consommée pour obtenir ce service. Cette énergie peut être déterminée, par exemple, en mesurant la chaleur (forme d’énergie) libérée lors de la combustion d’une quantité d’essence donnée. Étant donné l’existence de “pertes”, le rendement est toujours inférieur à 1 (ou 100 %).

De même quand on se chauffe au bois, les bûches utilisées possèdent une énergie “initiale” dont seule une partie servira à réchauffer notre habitat. Des pertes classiques sont celles liées à une combustion incomplète (on ne “libère” pas toute l’énergie potentiellement disponible du fait d’une combustion parfois incomplète – charbon résiduel, manque d’oxygène…) mais aussi aux pertes de chaleur évacuée par la cheminée avec les fumées, chaleur qui ne chauffe pas le local ou le bâtiment.

S’il existe diverses “natures” d’énergie (chaleur, énergie (électro-)chimique, énergie potentielle, énergie cinétique, énergie lumineuse…), il existe aussi trois grandes “catégories” importantes à distinguer pour la suite : énergie de stock, énergie de flux, et vecteur énergétique. Une énergie de stock, comme son nom l’indique partiellement, est une énergie disponible en quantité limitée (stock “connu”) et non renouvelable à l’échelle humaine (typiquement, les hydrocarbures et le nucléaire fissile). Une énergie de flux est une énergie que l’on peut intercepter et convertir en une autre forme mais dont on ne maitrise pas la disponibilité naturelle (énergie cinétique du vent ou de l’eau, énergie lumineuse, géothermie) ni en lieu ni en temps (même si des barrages permettent de retenir temporairement de l’eau pour l’utiliser au moment désiré… si elle est préalablement disponible pour être stockée), énergie généralement renouvelable à l’échelle humaine. Enfin un vecteur énergétique est une forme d’“énergie” produite à la demande mais non stockable sous cette forme, c’est le cas de l’électricité, parfois appelée “énergie électrique” : on l’obtient par conversion d’une autre forme d’énergie, on l’utilise “instantanément” mais le “surplus” de production est perdu ou doit être stocké sous une autre forme, par exemple sous forme d’énergie électrochimique dans une batterie.

Autre distinction importante : “énergie primaire” / “énergie finale”. On appelle énergie primaire toute énergie sous sa forme brute, disponible et exploitée (charbon, pétrole, énergie solaire, uranium, eau, bois…) alors que l’énergie finale est la forme sous laquelle on l’utilise réellement (combustible solide [pellets], liquide [carburant] ou gazeux, électricité) pour rendre le service attendu (déplacement, lumière, chauffage…).

Le terme de rendement peut être utilisé dès lors que l’on a un système simple dont on connait les entrants et les sortants. C’est, comme indiqué en début d’article, le rapport énergie récupérée-utile (E_u) / énergie fournie-consommée (E_cons) que l’on peut écrire η = E_u / E_cons. On trouve aussi une autre expression faisant apparaitre l’énergie perdue (E_pertes), on a alors η = E_u / (E_u + E_pertes).

Sachant que tout système de conversion énergétique a des pertes, on a systématiquement η < 1, ou η < 100 %.

Le rendement est le rapport entre l’énergie utile et l’énergie consommée (énergie initialement disponible dont une partie est “utile” et le reste constitue les pertes).

Pour distinguer les énergies renouvelables de flux, on utilise parfois l'expression “taux de conversion” pour parler du “rendement” des convertisseurs tels que, par exemple, les modules photovoltaïques. Ce taux τ est alors le rapport entre l'énergie utile et l'énergie interceptée (E_interc – lumière solaire, vent…), τ = E_u / E_interc, et on a aussi, puisque c'est physiquement un rendement, τ < 1, ou τ < 100 %. Cette distinction permet d'insister sur le fait que l'énergie “entrante” est ici une énergie 1°) dont on n'aurait rien fait si on n'avait pas essayé de l'intercepter pour la convertir, et 2°) est une énergie renouvelable.

Dans de nombreux articles, on ne trouvera pas cette distinction car il est plus simple de parler de rendement quand ce paramètre n’est que l’un des éléments pris en compte dans des études complètes comparant l’énergie utile fournie à l’énergie totale nécessaire à la production du service (études sur cycle de vie, voir plus loin).

Dans les publicités et présentations rapides, il est souvent expliqué qu'un chauffage avec pompe à chaleur (PAC) consomme deux à trois fois moins d'énergie qu'un chauffage électrique, pour un même service. Comme, d'autre part, le chauffage électrique est présenté comme ayant un “rendement” de quasiment 100 % (« toute l’énergie électrique est transformée en chaleur »), on devrait en conclure logiquement que le rendement d'une pompe à chaleur est donc de l'ordre de 200 à 300 %, puisque deux à trois fois moins d'énergie consommée “rend” autant de chaleur qu’un système de rendement proche de 100 %. L’erreur vient du fait que l’énergie électrique fournie à une pompe à chaleur ne sert pas à produire directement de la chaleur mais que cela met en jeu deux “systèmes”, distincts mais imbriqués.

Le premier système, celui auquel on fournit l’électricité, est un circuit dans lequel un fluide caloporteur est successivement détendu, déplacé, comprimé, déplacé, détendu… Ces circulations / compressions / détentes mettent en œuvre des pompes et des circulations qui ont des rendements inférieurs à 1 (ce qui est normal) du fait de frottements, comme dans tout “moteur” et tout déplacement.

Le deuxième système est le fluide caloporteur lui-même, qui est mis au contact d’une première source lors de sa détente et dont il capte de la chaleur. Puis, ce fluide “réchauffé”, après transport, est mis au contact d’une seconde source lors de sa compression (air intérieur, eau de chauffage) à laquelle il cède de la chaleur. Le rendement de ce second système est aussi inférieur à 1 (ce qui est normal) puisque toute la chaleur captée à la première source n’est pas cédée à la seconde (pertes lors du “transport” avec échauffement de l’installation, restitution partielle de l’énergie captée…). Si la première source est, par exemple, l’air extérieur et la seconde le liquide circulant dans des radiateurs, on a un système de chauffage. Si la première source est l’air intérieur et la seconde l’air extérieur, on a une climatisation.

Source - © 2016 D’après ADEME, Installer une pompe à chaleur

Figure 1. Schéma de principe de la pompe à chaleur

Ainsi, le rendement global reste inférieur à 1 puisque l’énergie utile est inférieure à la somme de l’énergie électrique fournie et de l’énergie calorifique captée, du fait de pertes inévitables. Mais la personne désirant se chauffer s’intéresse à la chaleur utile obtenue en fonction de l’énergie électrique consommée et payée… puisque la chaleur “captée” par le fluide caloporteur est “gratuite”. Si un joule d’électricité fourni à la pompe à chaleur permet de récupérer, par exemple, 2,5 joules de chaleur pour se chauffer, on définit alors le coefficient de performance (COP) qui est le rapport entre l’énergie utile délivrée par le fluide caloporteur (deuxième système de rendement inférieur à 1) et l’énergie fournie au système de compression/détente (premier système de rendement inférieur à 1). Dans le cas exposé, on a donc un COP de 2,5/1 = 2,5. Ceci permet théoriquement de comparer plusieurs systèmes de chauffage fonctionnant sur ce principe, ne serait-ce que diverses pompes à chaleur envisageables pour chauffer son logement.

Afin d’économiser l’énergie en récupérant une partie de l’énergie “perdue”, des systèmes de cogénération ont été mis en place. L’idée est de récupérer une partie des pertes d’un système pour un autre usage. Le plus classique est la récupération d’une partie des pertes de chaleur des centrales électriques. Ainsi, au lieu d’évacuer cette chaleur (pour assurer le bon fonctionnement de la centrale) vers l’extérieur (air et/ou eau), on peut l’utiliser pour chauffer de l’eau à usage sanitaire et/ou pour le chauffage urbain ou industriel (serre). Cela nécessite des infrastructures complémentaires, mais permet de récupérer plus d’énergie utile pour une même énergie consommée.

Remarquons que lorsque, dans un véhicule à moteur thermique, on utilise le chauffage par l’air passant vers le moteur, c’est de la cogénération. En effet, sans consommer plus de carburant, on a le même transport mais avec du chauffage en plus.

Après avoir présenté le principe d’un rendement (ou taux de conversion) et d’un coefficient de performance, on se rend compte qu’on a à priori un moyen simple de comparer l’efficacité de matériels, convertisseurs d’énergie, systèmes différents. Mais, même pour cette tâche simple, il peut être nécessaire d’aller un peu plus loin. En effet, il ne suffit pas de connaitre le rendement d’un module photovoltaïque et l’ensoleillement reçu pour en déduire la production électrique, car le rendement qu’on nous aura “vendu” à l’installation correspond au rendement “optimal” dans des conditions d’intensité lumineuse et de température données… sachant, par exemple, que le rendement diminue lorsque les modules s’échauffent. De même, le rendement d’un moteur ou d’une turbine (pour la production d’électricité) dépend des conditions d’utilisation. Le rendement retenu est généralement le rendement dit nominal (le rendement dans les conditions optimales d’utilisation), alors que le moteur ne sera pas toujours utilisé dans ces conditions optimales ou que le panneau photovoltaïque sera moins performant en périodes de forte chaleur. De même, le COP d’une pompe à chaleur dépend fortement de l’écart de température entre les sources chaude et froide, la performance déclinant lorsque l’écart de température augmente. D’ailleurs, pour permettre les comparaisons, des normes existent pour l’information sur les pompes à chaleur, c’est-à-dire que les COP affichés correspondent à des conditions précises, même si ce ne sont pas nécessairement celles d’utilisation effective.

On peut alors mesurer rendements et coefficients de performances optimaux ou normés, sur un temps d’usage court (“rendement” instantané) ou sur un temps plus long (“rendement” sur période), sur durée d’exploitation… voire sur cycle de vie (de la fabrication au démantèlement / recyclage en fin de vie).

Comparons rapidement les rendements d’un moteur thermique et d’un moteur électrique.

Prenons un moteur thermique à essence ayant un rendement de 35 % (rendement “classique”). On se rend compte que 65 % de l’énergie initialement contenue dans le carburant ne fournit aucune énergie mécanique pour le service désiré.

Si l’on prend maintenant un moteur électrique de voiture pour lesquels sont annoncés des rendements de 75 à 90 % (selon le type de moteur), on a alors l’impression que la motorisation électrique d’un véhicule permet de produire, par rapport à un moteur thermique, 2,1 à 2,6 fois plus d’énergie mécanique avec une même quantité d’énergie consommée. On oublie alors que l’électricité n’est pas une énergie mais un vecteur énergétique, et qu’il a fallu la produire en “consommant” diverses matières premières (charbon, pétrole…). Si l’on détermine le rendement en prenant en compte l’énergie primaire, on obtient une valeur de l’ordre de 37 % pour une électricité provenant du réseau électrique français actuel. Ce qui donne, pour un moteur électrique alimenté par de l’électricité made in France, un rendement global de 27,8 à 33,3 %

D’un point de vue strictement énergétique, il est donc mathématiquement plus rentable d’utiliser un moteur thermique classique qu’un moteur électrique, même très performant, relié au réseau français.

Autre comparaison purement “électrique” : chauffage par radiateurs électriques “classiques” ou par une pompe à chaleur (alimentée en électricité).

On l’aura compris avec l’exemple précédent, un radiateur électrique avec un rendement annoncé de 100 % (on néglige les faibles pertes), branché sur le réseau électrique français actuel, présente en réalité un rendement énergétique de l’ordre de 37 % en considérant l’énergie primaire nécessaire.

Ce rendement est meilleur qu’un chauffage au bois à la cheminée (15 %), mais reste très inférieur aux rendements d’un chauffage au bois en foyer fermé (70 %) ou d’une chaudière à gaz à condensation (environ 85-90 % si on prend en compte non pas le gaz consommé / payé mais le gaz introduit dans le système avec une légère perte dans le réseau de distribution).

Pour rivaliser avec le bois ou le gaz, une pompe à chaleur doit donc présenter un COP effectif d’au moins 2 pour faire aussi bien, voire 2,5 pour faire mieux. Rappelons que le COP effectif n’est pas le COP “commercial”, qui correspond à des conditions idéales (dans lesquelles on n’a parfois pas besoin de chauffage). Ceci peut aider à choisir son modèle de pompe à chaleur et aussi la source extérieure à utiliser. En effet, avec l’air ambiant (pompes à chaleur les moins chères), les performances se dégradent rapidement pour les températures extérieures basses en période de chauffage et les températures hautes en période de climatisation. Il faut donc tenir compte du climat local pour estimer le COP effectif (qui sera meilleur en région “douce”, jamais ni trop chaude ni trop froide). On peut aussi améliorer le COP effectif en utilisant comme source extérieure l’eau d’un circuit enterré horizontal ou d’un forage, car alors la température de la source est bien plus régulière et les performances sont bien moins variables au cours de l’année. La question est alors celle de la disponibilité de terrain (besoin d’une surface horizontale équivalente à la surface à chauffer) et/ou du cout (forage nécessitant une intervention extérieure).

Le rendement d'une centrale électrique thermique (pétrole, gaz, nucléaire), de l’ordre de 35 %, est supérieur au taux de conversion d'une éolienne (10 à 20 %), mais dans le premier cas on a perdu 65 % d’une énergie de stock initialement disponible, alors que dans le second on a récupéré un peu d'énergie de flux qui “passait” et dont on n'aurait rien fait sans éolienne. Pour prendre en compte, dans les calculs de rendement à partir des énergies primaires, le fait que l’énergie de flux non captée n’est pas vraiment une perte, on compte bien toute l’énergie de stock initiale comme énergie consommée, alors qu’on ne compte que l’énergie de flux captée comme énergie “initiale”. Cela revient à considérer un rendement de 1 pour les énergies renouvelables, du moins en sortie de centrale (car, comme pour tous les modes de production, il y a des pertes à différents niveaux du réseau d’acheminement). On améliore donc le rendement énergétique global d’un réseau en incorporant des sources d’énergies renouvelables lorsque ces dernières sont disponibles.

Source - © 2012 D’après Deuxtroy – CC BY-SA 3.0

Figure 2. Éoliennes au bord du Grand Rhône (Camargue)

La notion de rendement reste importante à la fois pour la centrale thermique, pour laquelle on choisira la turbine en fonction de multiples critères dont le rendement (il y a aussi des questions de cout, de facilité d'entretien et de réparation, de la longévité…), et pour les éoliennes (d’autres paramètres étant, par exemple, la régularité et la force du vent sur le site d’implantation, dont découlent la hauteur du mât et l’envergure des pales…). Mais on voit ses limites quand on compare trop vite des équipements très différents.

Cependant, on pourra remarquer que si l’on considère un rendement proche de 1 pour les centrales électriques à énergies renouvelables, il a bien fallu consommer aussi de l’énergie et des matériaux pour fabriquer ces centrales. On peut même ajouter qu’il faudra un jour remplacer des pièces, voire démanteler l’installation. Toutes ces étapes, et toute la maintenance, ont un cout énergétique, qu’il est important de prendre en compte si on veut vraiment comparer des centrales ou des équipements pour choisir les plus “rentables”. Cette démarche plus complète est ce qu’on appelle une étude sur cycle de vie.

Ainsi, pour une centrale thermique, on va prendre en compte toute l’énergie nécessaire pour construire cette centrale, mais aussi extraire, traiter, apporter le combustible, faire fonctionner et entretenir la centrale, déconstruire la centrale en fin de service, traiter les pollutions et les déchets. On parle d’énergie grise pour toute l’énergie nécessaire à la vie d’un produit ou d’un appareil, en dehors de l’énergie d’utilisation (qui est l’énergie généralement prise en compte pour les calculs de rendement). Le rendement sur cycle de vie est alors le rapport de l’énergie totale produite pendant le fonctionnement de la centrale sur l’énergie totale ayant dû être consommée depuis sa construction jusqu’à son démantèlement et au traitement de ses déchets pour revenir dans un état “initial”. Par exemple, dans le calcul d’une installation photovoltaïque, on doit prendre en compte le cout énergétique de la fabrication des panneaux et aller jusqu’au démantèlement complet, incluant la mise à disposition des matériaux recyclables utilisables pour éventuellement refabriquer de nouveaux panneaux. Il en va de même pour tous les matériaux et équipements constituant les centrales.

Pour une explication complète et détaillée du rendement sur cycle de vie, on se reportera à l’article Le rendement sur cycle de vie - Mémento sur l'énergie (partie 4), dans lequel est effectuée la comparaison entre les productions d’énergie électrique par fission de l’uranium 235 ou par panneaux photovoltaïques. Le résultat est sans appel : le rendement sur cycle de vie d’une centrale nucléaire est de l’ordre de 32,7 %, et de l’ordre de 71,4 % pour l’énergie photovoltaïque.

La difficile adaptation en temps réel de la production à la consommation d’“énergie électrique”, ainsi que les utilisations hors connexion directe au réseau (voitures, par exemple) induisent des périodes de surproduction et nécessitent des systèmes de stockage, soit pour “mettre de côté” l’énergie produite en excès (productions éolienne et photovoltaïque pas toujours maximales aux périodes de forte demande, et production nucléaire difficilement modulable de manière “instantanée”), soit pour permettre son usage hors connexion.

Plusieurs modes de stockage existent. Le plus connu est la batterie. L’électricité est convertie en énergie électrochimique, qui est reconvertie en électricité à la demande. Les batteries de voiture, par exemple, ont un rendement sur cycle “charge + décharge” d’au moins 70 % (jusqu’à 85 % pour les plus performantes).

Les stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) sont un autre moyen de stocker de l’électricité. Cette dernière sert au pompage d’eau d’un réservoir aval vers un réservoir amont. L’énergie potentielle ainsi stockée permet une production différée d’électricité par turbinage. Un rendement sur cycle “pompage + turbinage” de 60 à 85 % est obtenu. Une dizaine de STEP sont en activité sur le territoire français métropolitain. De nombreux autres lacs de barrage hydroélectrique étagés et déjà existants pourraient être aménagés en STEP.

Source - © 2023 D’après Google Earth

Figure 3. Lac haut (Bissorte) et retenue basse sur l’Arc (Pont des Chèvres) du système Super-Bissorte, Savoie

Le lac barrage de Bissorte (construction 1931-1938) a été complété par la retenue du Pont des Chèvre, sur la rivière Arc, pour permettre le fonctionnement d’une STEP à partir de 1987.

Une troisième voie se développe aujourd’hui, la production de dihydrogène (H₂). Nous ne considérerons ici que le procédé permettant le stockage “instantané” d’électricité : l’électrolyse de l’eau. L’hydrogène obtenu peut, par exemple, alimenter des véhicules à hydrogène (directement dans un moteur thermique adapté ou via une pile à combustible). Le rendement sur cycle de type “charge + décharge” est alors au maximum de 40 % pour ce stockage, même si une partie importante des “pertes” peut être récupérées en cogénération pour d’autres usages avec certains procédés industriels (ce qui permet d’espérer doubler le rendement total, mais avec seulement la moitié en stockage “électrique”).

On voit que le stockage / déstockage d’électricité induit des pertes non négligeables, voire conséquentes pour l’hydrogène (en plus des éventuelles pertes de production initiale). Le stockage d’énergie surnuméraire est une solution évitant la pure perte d’énergie. Par contre, du fait de ces pertes importantes, il serait aberrant, énergétiquement parlant, de faire tourner une centrale (thermique ou hydraulique) uniquement dans le but de pomper de l’eau ou de produire de l’hydrogène.

Cependant, ce stockage est nécessaire dans le cadre du développement des énergies renouvelables. En effet, l’intégration des productions photovoltaïques, éoliennes et, en partie, hydrauliques par le biais d’électronique de puissance diminue l’inertie du réseau et affecte ainsi sa stabilité. Avec une production variable, il est nécessaire d’avoir des réserves car l’équilibre production/consommation est impératif pour éviter le black-out.

Ceci est souvent amplifié par le fait que ces énergies se mettent en place dans un réseau existant très centralisé autour de grosses unités de production. Les parcs éoliens, par exemple, alimentent généralement non pas le réseau “national” (voire européen) mais un sous-réseau local (l’énergie produite doit alors être consommée “localement”, ce qui limite les possibles compensations à longue distance) et nécessite donc une adaptation locale par le stockage. Une autre source de surproduction ponctuelle d’énergie est, en France, l’importance du parc nucléaire (75 % de l’électricité produite). En effet, les centrales nucléaires permettent la production massive et continue d’énergie en grande quantité, mais il n’est techniquement pas possible d’adapter rapidement la production à la demande. Le seuil de 75 % est d’ailleurs parfois mentionné comme un maximum pour permettre un pilotage fin de la fourniture d’électricité. La production des centrales nucléaires françaises est tout de même “ajustée”, mais à moyen terme, il y a donc des périodes de légère surproduction, pas toujours compensables par l’arrêt ou la modulation d’autres sources, d’où un nécessaire stockage, par exemple en alimentant des STEP.