L'énergie solaire s'invite partout L'énergie coûte de plus en plus cher et beaucoup se tournent vers l'exploitation de nouvelles sources d'approvisionnement. Parmi elles, le solaire, ...
Ben voilà Voilà, quand j'ai dit à un ingé français que "son" réseau de gaz contenait 50% d'H2 après la guerre car les vaches étaient trop maigres, il m'a regardé avec des yeux de baleine. Maintenant les allemands le font et on a le nouveau ratio : 15%
C'est donc 15% de la consommation en volume de gaz qui peut être stockée ET transportée ET exploitée notamment dans des CCC sans rien changer aux réseaux actuels sans frais pour un investissement microscopique
Messieurs les anti EnR , toutes vos calembredaines sur l'intermittence étaient frelatées, remplies de calembourres douteux
Vus les rendements de la chose , on peut augmenter drastiquement la part de l'éolien et du PV sans se suiner avec un rendement d'au moins 80% en utilisation thermique et 50% en electrique sans fuel cell , uniquement avec ce qui existe déjà.
Vous nous avez donc beurré le mou depuis le début et Janco sera la cible de mes quolibets jusqu'à ce qu'il arrète de raconter des vannes de pochetron !!
Une idée interessante mais pas l'idée du siècle Utiliser le réseau gazier pour stocker et transporter de l'hydrogène produit à partir d'électricité éolienne plutôt que d'arrêter les installations en heures creuses est certainement une bonne idée.
Je serais plus réservé sur le fait qu'il s'agit de LA solution vis-à-vis de l'intermittence des ENR :
- l'électricité produite (par exemple en heures de pointe) avec cet hydrogène nécessitera au moins 85% de gaz naturel non renouvelable,
- les fuites à travers les gazoducs ne seront pas négligeables si le trasport est effectué sur de longues distances.
Intermittence Les français et vos solutions uniques. L'hydrogène ne fait pas le café donc l'hydrogène , c'est nul....
Le vrai scoop ici , c'est qu'on peut utiliser une technique simple, robuste et bon marché dont le rendement est très élevé, sans rien changer au hardware existant. Pas de réseau THT, pas de canalisation spéciale pour l'H2 (corrosif si pur) et retrouver en fin de mois la surproduction éolienne retranchée de la facture de gaz.
La solution biblique n'existe pas , mais l'intermittence n'a jamais été un problème insurmontable bien que sa solution semble inaccessible au cerveaux français rongés par le corporatisme et la recherche fanatique de "miracles"
L'intermittence des EnR se résume à un problème : l'absorption des pics de production. Ces pics , même les français devront les gérer car ils viendront de leurs voisins anglais, allemands et espagnols. (à supposer que la france passe à 1000% de nucléaire, les pics viendront quand même perturber son réseau)
Nous sommes donc à 2 solutions officielles hors STEP :
H2 dans le réseau de gaz
CH4 synthétique
Ces deux solutions sont compatibles avec le nucléaire et le problème de leur mise en oeuvre vient uniquement d'un dysfonctionnement cérébral du français payé par l'état et rien d'autre
J'ajouterai que l'hybridation des systèmes gaz thermique par de l'electrique bon marché à proximité des lieux de production est une autre solution dont le cout est dérisoire pour absorber les pics.
L'argument classique des nuke-maniacs qui dit que l'intermittence est ingérable relève désormais de la falsification.
Faut il vraiment confier notre destin énergétique à des déficients mentaux falsificateurs ? Je pense que non !
Le gaz est bien plus dangereux que le nucléaire. Il faut mettre fin très vite à l'utilisation des combustibles fossiles, surtout le gaz. Il est dangereux à plusieurs titres:
- Effet de serre; le gaz est le pire: les fuites à tous les stades dispersent du méthane, un des pires gaz à effet de serre.
- Danger d'explosions: des miliers de morts chaque année; et avec de l'hydrogène, ce sera pire.
- Il est très difficile de contenir l'hydrogène; les fuites n'arrangeront pas le rendement global. Les STEP sont une meilleure idée.
Enfin ! ENFIN ! le début du futur est en route ..............
Ce que pas mal de " techniques " signalent depuis des lustres est en train de revenir ......
Pourquoi "revenir" ? ............ parce que les premières éoliennes au monde en 1890avaient été construites pour l'hydrogène par le Danois Poul De La Cour ........... et assez vite occultées par un pétrole facile et pas cher ........
L'électricité et l'hydrogène sont les deux vecteurs les plus plausibles à court terme, et bien qu'il soit plus onéreux, l'hydrogène a pour lui de pouvoir être stocké en basse ou haute pression ............ pour être ensuite reconditionné en électricité à la demande via des CCG ou des PAC ...........
TOUT LE MONDE SE DEMANDAIT POURQUOI LES ALLEMANDS - ET AUTRES LIMITROPHES DES STUPIDES GAULOIS - AVAIENT SI PROMPTEMENT DECIDE DE STOPPER LE NUCLEAIRE .............. ET BIEN VOILA !
LES EOLIENNES EN MER SONT NOS FUTURS DERRICKS ......
à suivre de près je m'étonnais aussi que Lionel_fr ne mentionne pas le CH4 synthétique, sujet qu'il nous a déjà présenté à juste titre d'ailleurs (réaction de Sabatier).
Autrement dit, la production ENR intermittente excédentaire pourrait être stockée après électrolyse directement sous forme d'H2 jusqu'à 15% du gaz dans le réseau.
Au-delà de 15%, on pourra aisément imaginer la production de gaz naturel renouvelalble en combinant le H2 avec du CO2 récupérée par exemple en sortie de centrales à gaz. Ce gaz naturel renouvelalble sera réinjecté dans le réseau gaz, la boucle est bouclée.
Pas d'alternative au nucléaire vous dîtes? Humm...
Sur la forme, le moment de l'annonce n'est probablement pas anodin. Il tombe bien pour montrer que d'autres formes d'énergies peuvent également fournir la sécurité énergétique.
Examen de toutes les solutions Les allemands sont en avance parce qu'il acceptent d etudier et emttre en oeuvre toutes les solutions.
En Ffrance nous sommes gangrenés par des politiques pourris nourris et backchises par les lobbying divers de la gro alimentaire , du nuke et du petrole.
Que dire de la micro cogeneration, du solaire electrique , du micro hydraulique, au niveau des particuliers?
que dire des solutions gaz de dechets; bio gaz par rapport a ce qui est fait en FR?
tout est sterilise dans ce pas par des prix trop bas de l electricite, par un chaufage electrique debile a outrance, par des normes come BBC ou unemaisont tout electrique obtient meilleure note qu une cogeneration avec rendement meilleur...
les solutions techniques existent.
mais sont rendues inaplicables en FR par un truchement d aides de non aides ou de prix anormalement bas .
Intermittence? Enfin une bonne nouvelle concernant le douloureux problème de l'intermittence des EnR. Ce n'est toutefois pas la panacée à cause de problèmes de rendement:
Si la production est supérieure à la demande: électrolyse: rendement ~70%
Si la demande est supérieure à l'offre: centrale à cycle combiné: rendement <60%
Rendement global du "stockage de l'électricité:~40%...
Des enr "stockables" ? Tss, tss, tss... ça ne marchera jamais ! Et puis gnia, gnia, gnia.. et bla, bla, bla. Bref, c'est pas la panacée. Heureusement il reste les centrales nucléaires.
(je caricature -à peine- les commentaires de pro-nucléaires, bien discrets sur cet article d'ailleurs... Hum, hum... seraient-ils à nouveau pris la main dans le pôt de confiture ?).
Les chiens aboient et la caravane passe.... Ou comme on dit chez nous en Bretagne du coté de Plogoff : "Kentoc'h mervel eget bezañ saotret"
Technologie intéressante Comme toute nouvelle technologie, celle là a son intérêt. L'article n'indique pas par contre ses inconvénients :
Quel prix ?
Quel rendement ? Je ne me pose pas ici la question de quantifier l'énergie gâchée (puisqu'elle est renouvelable), mais de savoir combien d'energie il reste à la fin : les ENR ne produisent pas une énergie massive et peu chère, il faut donc prendre soin de ce peu d'énergie produite.
Quel capacité de stockage a le réseau de gaz ? L'article dit "la totalité de la production actuelle d'électricité d'origine renouvelable pourrait être stockée dans le réseau gazier allemand", mais ce n'est pas la même chose de stocker l'électricité d'un jour pour le lendemain et stocker l'électricité d'une moitié de l'année pour la deuxième moitié. Pour le stockage inter-saisonnier on attend toujours.
Bref, cette solution pourrait être excellente pour d'un côté produire du gaz renouvellable et d'autre part soulager le réseau des contraintes qui lui sont imposées par les ENR.
A lire jusqu'çà la fin... A partir de 2013, 5% de H2 dans le gaz naturel, c'est déjà ça;
"A moyen terme" les experts estiment que l'on pourra aller jusqu'à 15%, et (voir dernier paragraphe) Pour l'heure, les travaux se concentrent sur l'élargissement des capacités des centrales de pompage-turbinage[/b]
Voilà une forte avancée sur une technique nouvelle et révolutionnaire...
Bon c'est pas bien de se moquer....
Et en attendant, heureusement qu'il y a encore des centrales nuke en Allemagne et en France !
(pour répondre à gnia gnia gnia et bla bla bla)
Un jour radieux prochain, Dame Nature (déesse Gaïa) récompensera les Terriens vertueux et punira les méchants apprentis sorciers, et tout baignera dans un nouvel âge de lumière cosmique transcendentale à visage humain" (fin du catéchisme)
A pastillever ... degris ......................... .
Cachez votre joie ..........
Mais sachez aussi que cette solution avait été retenu pour stocker le nucléaire et le renvoyer en pointe via des CCG ........ mais elle aurait peut-être ouvert trop de portes ?
15% concerne les capacités de mélange d'H2 avec du gaz naturel (tout simplement parce que le gaz est utilisé en cuisine et qu'on cherche à éviter d'avoir des flammes de 2 metre de haut...). Ce n'est pas une nouveauté puisqu'à l'époque ou le gaz de ville venait de la gazéification de la houille faite dans les usines à gaz, il contenait près d'une moitié d'H2.
Pour de l'injection de CH4 produit à partir d'H2 il n'y a pas de problème...
Concernant les capacités de stockage, le réseau de gaz stocke plusieurs centaines de TWh en stockage saisonnier, tout simplement parce que les besoins de gaz naturel sont les plus important en hiver alors que les livraisons de gaz se font toute l'année, il est donc nécessaire d'avoir des quantités très grandes pour compenser la divergence temporelle entre l'offre et la demande...
Par exemple la France dispose de près de 115 TWh de stockage :
Gaz de boue Ces mêmes réserves peuvent donc stocker 5.75 TWh d'éolien et PV. H2 stocke 3 fois moins d'énergie à volume constant.
115 TWh * 0.15 = 17.25 TWh
16.15 / 3 = 5.75 TWh
Sans rien changer au hardware, on peut stocker six mois de production éolienne française.
La question des rendements est trop complexe : en résumé la production d'e-gas est couteuse en rendement. D'autre part les catalyses de l'hydrogène à visée énergétique doivent faire l'objet d'un screening afain de savoir si on ne ferait pas mieux de convertir H2 en hydrates de méthane autrement valorisables..
L'électrolyse de l'eau ne date pas d'hier. Pourquoi n'y pense t'on que maintenant ?
Si cette solution est si bien, pourquoi n'utilisons nous pas cette technique depuis des années pour produire du gaz à partir d'électricité ENR ou nucléaire, pour tout simplement réduire nos importations de gaz (et ainsi notre déficit commercial), nos émissions de CO2 et notre dépendance énergétique ?
Ca fait pourtant depuis un bout de temps que Poutine joue avec les robinets du gaz à chaque négociation...
@bachoubouzouc ERRATUM sur mon post précédent il faut lire 17.25 / 3 = 5.75
C'est la question que j'ai posé naïvement sur le forum d'enerzine dans mes premiers posts ! je me suis entendu dire que la production d'H2 par voie nucléaire avait été abandonnée car présumée non-rentable
Avant que l'éolien ne devienne compétitif et les contraintes sur les émissions de CO2 , l'electrolyse n'était absolument pas compétitive en comparaison du reformage des fossiles.
Le contexte a changé, l'éolien est là et le pics de production sont bien réels en Allemagne et en Ecosse. Le pics posent des problèmes locaux , les régions très ventées ne sont pas si nombreuses. Si le languedoc roussillon produit 3 fois sa consommation un jour venté, il n'est pas évident que le réseau puisse supporter. En revanche le gaz peut être temporairement stocké sous pression et exporté au débit que les conduites autorisent.
:projet fort intéressant: Projet dont les résultats sur la durée auront un très fort intérêt. Dommage que EELV ne fasse pas campagne sur ce genre d’innovation, sans doute trop occupés à échanger des tranches contre des sièges.
Petite analyse, @ Bachibouzouc, je vous propose cette méthode pour en évaluer le coût.
On s’aperçoit que les 6,6 GW d’éolien français n’ont dépassé leur valeur moyenne à 1,1 GW que ~300 h dans le mois (sur les 720 h que compte un mois) pour atteindre leur pic de puissance à 4,4 GW pendant grosso moddo <1 h.
Si l’on modélise la production supérieure à la valeur moyenne (celle qui est intéressante pour compenser la puissance inférieure à la valeur moyenne) par une droite (pas trop bête vu la courbe), alors le surcroît de production énergétique à absorber est de 500 GWh/mois pour une production de 800 MWh/mois (on voit là que la modélisation linéaire surestime la quantité d’énergie à « haute puissance »).
Cela signifie que, pour une usine H2 de 3,3 GW (=4,4–1,1 GW), qui pourrait absorber 2,4 TWh/mois, son taux d’usage serait de 20%.
Selon l’AFH2 (association française que l’on ne peut guère soupçonner d’être anti-hydrogène), le cout du H2 s’écrit sous la forme suivante :
Coût H2 en $/GJ = 1,25 x coût électricité en $/GJ + 7,1 $/GJ
Supposons que l’usine H2 rachète l’électricité de l’exploitant de l’éolienne. Supposons un coût très bas de 10 €/MWh pour la production + distribution (très bas coût car cette électricité en crête est très peu valorisable par d’autres moyens). On obtient de l’hydrogène à ~32 €/MWh, ce qui est largement au-dessus du prix du gaz sur les marchés mais inférieur au prix de vente au particulier.
Malheureusement, il faut prendre en compte le fait que le taux d’usage de l’usine H2 n’est que de 20% et que cette usine doit être nécessairement perpétuellement en veille (en attente). Les frais fixes unitaires sont donc multipliés d’autant. Le coût devient :
Coût H2 en $/GJ = 1,25 x coût électricité en $/GJ + 35.5 $/GJ
Soit au final : 110 €/MWh.
Il faudrait un prix de l’électricité négatif à hauteur de – 50 €/MWh pour parvenir à égalité avec 32 €/MWh, ce qui, vu le volume concerné, ruinerait définitivement l’exploitant de l’éolienne…
Si le propriétaire de l’usine H2 est l’exploitant éolien, le coût de l’H2 sera le coût de l’éolien + le coût de l’usine, soit toujours largement au-dessus du GN. En supposant un coût éolien optimiste de 60 €/MWh, et un taux d’usage de 20%, on obtient 134 €/MWh
Deux conclusions :
* Si l’on en croît ce chiffrage du H2, et l’AFH2 est peu susceptible de s’autoflageller sur le sujet, il va falloir faire des progrès dans les coûts d’investissement et d’exploitation des électrolyseurs…
* il serait plutôt préférable de récupérer les « miettes » sans valeur de la surcapacité éolienne plutôt que produire directement l’hydrogène. Malheureusement si la production d’H2 est économiquement rentable (par exemple si elle est subventionnée), il n’y a aucune raison que l’exploitant éolien ne le facture pas.
Un modèle plus détaillé, ainsi que des statistiques précises sur la production éolienne française, permettrait d’obtenir sur la base de l’expression de l’AFH2 quelle est la position d’équilibre, le prix d’équilibre et la finalement la « bande de coupure » pour le dimensionnement optimal de l’usine H2.
Pour un coût nucléaire à 40 €/MWh (loi ARENH) la production d’H2 coûterait 70 €/MWh à 100% de disponibilité de l’usine H2, soit un facteur ~4 au-dessus du gaz ; néanmoins l’électricité heure creuse d’EDF doit coûter bien moins cher. Supposons que le coût unitaire du MWh supplémentaire (essentiellement combustible) représente 20% du coût du MWh moyen annuel, soit un coût électrique à 8 €/MWh, on obtient un H2 à 30 €/MWh, soit en-dessous du prix de vente du gaz au particulier ! L’on doit sous-estimer ici le coût du H2, sinon EDF ne se priverait pas de le reconvertir en électricité : gagner 5% de disponibilité sur 60 GW, c’est 25 TWh, soit à un prix de la pointe à 70 €/MWh, une manne de 1,7 milliards d’€ (sans prendre en compte le rendement de la PAC, et le coût d’un stockage par exemple McPhy Energy).
Je suis preneur :
* de tout modèle de chiffrage du coût de l’hydrogène.
* du rendement des électrolyseurs en fonctionnement en rampe, puisqu’il sera nécessaire de suivre l’intermittence ENR (les rampes rarement favorables pour les rendements et les procédés).
@ pastilleverte >>"A partir de 2013, 5% de H2 dans le gaz naturel, c'est déjà ça;"
En fait non, à partir de 2013, l'usine H2 de Falkenhagen va commencer à injecter son H2 dans le réseau gaz naturel.
Concernant le stockage de l’intermittence en Allemagne, l’Allemagne consomme 100 Gm3/an de gaz, 5% de ce total représente 5 Gm3 de dihydrogène, soit 15 TWh. Pour mémoire la production électrique en Allemagne est de 550 TWh en 2009, la dilution de l’hydrogène n’en représenterait que 3% (9% à 15% de H2 dans le GN) ; il va falloir trouver des mines de sel pour stocker tout ca ! De plus, il faudrait une capacité de production de 0,5 Mm3/h de H2 soit 1400 Falkenhagen.
C’est une installation pilote, pas une installation de production industrielle !
:trop marrant l'autoflagellation: A destination de tous les défaitistes antifrançais, il existe en France une initiative sur la gestion de l’intermittence par l’H2, depuis 2007, avec le projet MYRTE sur la base des électrolyseurs HELION, pour un budget total de 32 M€ sur 7 ans. Les médisants pathologiques et les nombreux intervenants sur ce forum souffrant d’un complexe de persécution, repèreront le logo EDF et CEA dans la page dédiée aux partenaires dans la présentation suivante :
avec un coût de 1,21 €/m3 soit en gros 340 €/MWh avec un stockage de 3 jours. Coût projeté avant 2015 : 216 €/MWh. Ce n'est pas clairement écrit, mais j'imagine que c'est le prix hors électricité à l'entrée (???)
Il serait intéressant de calculer leurs hypothèses, mais l'électrolyseur coûte le tiers du capital. Avec un peu de culot on peu projeter que l'électrolyse coûte le tiers du prix de l'hydrogène soit entre ~70€/MWh et 110 €/MWh mais ca ne correspond pas à la loi donnée donnée par l'AFH2 : 20 €/MWh en frais fixes, sauf si on compte 50+ €/MWh de coût d'électricité en entrée (?)
Vaches bien gardées n'amassent pas lourd Mr Eloi , vous parlez d'un tas de projets papier mais votre prose semble confuse : où est-il question de PAC ? (pile à combustible ?) dans cette discussion et à fortiori de stockage par hydrures (McPhy)
Avez vous compris que les hydrures sont une stockage sinon mobile , en tous cas déplaçable. C'est tout à fait déplacé dans le cas d'une installation industrielle où l'utilisation de cuves est largement suffisante , svp ne me parlez pas de fuites , il n'est pas question de monter à 700 bars !
Votre rapport à la disponibilité d'une installation electrolyse exclut le nucléaire .. est-ce une une approche "toute chose égale par ailleurs ?"
Actuellement la production nuléaire nocturne accapare les STEP et l'hydrogène serait limité à l'éolien et les STEP au nucléaire
Tout ceci et pléthore de votre discours me semble d'une incohérence propre à me faire douter du crédit que vous accordez à votre propre littérature, abondante d'ailleurs
Par contre votre référence à l'AFH2 est un bon point , vous connaissez donc l'abondance des projets et la qualité des intervenants dans ce domaine où les champions français brillent par une absence troublante d'ailleurs...
Si je fais un tri de tous ces trucs que vous empilez supposés donner un "ordre de grandeur" , il reste que la filière nuke française se sent peu concernée par l'hydrogène. Pourtant , le baril d'huile vient de repasser la barre des 100$ et on parle d'une probable hausse à +200$ en cas de macroéconomie moins déprimante.
Tout ceci n'est pas d'une clarté exemplaire et je vous dispense complètement de l'expliquer plus avant.
Une unité H2 réservée aux EnR souffre effectivement d'un problème de disponibilité mais si on chausse la casquette du gestionnaire de réseau , on peut facilement imaginer l'intéret qu'elle peut avoir mais vous avez raisons , laissons Toyota, Honda, GE et Falkenhagen prendre les brevets, dont vos patrons achèteront gentiment la licence. Chacun sont truc
@ eloi Voilà qui règle la question : ça coûte une fortune.
De mémoire, la production d'H2 est un sujet assez bien étudié. En effet, elle a intéressé énormément le secteur de l'automobile qui a vu pendant des années dans le H2 le carburant du futur. Tous leurs projets sont aujourd'hui à peu près au point mort (quelques concept car de temps en temps, pour le principe) en raison de ces difficultés de production de H2.
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