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Le CEA participe au projet Power to Gas « Jupiter 1000 »

En présence des représentants politiques et économiques de la région PACA ainsi que de l’État, les acteurs du projet  Jupiter 1000, auquel participe le CEA, ont signé les accords industriels pour ce démonstrateur et lancé la pépinière Innovex.

La pépinière Innovex est dédiée à l’innovation en matière de transition énergétique et accueille avec Jupiter 1000 le premier projet Power to Gas raccordé au réseau de transport de gaz en France. Ce procédé consiste à convertir et stocker des surplus d’électricité sous forme de gaz. Concrètement, le Power to Gas utilise l’électricité renouvelable non consommée pour produire de l’hydrogène par électrolyse de l’eau. L’hydrogène sera ensuite combiné par un processus de méthanation à du dioxyde de carbone (CO2) pour obtenir du méthane de synthèse, aux propriétés identiques à celles du gaz naturel. L’unité de méthanation du CO2 sera basée sur une technologie développée au CEA. L’hydrogène ou le méthane de synthèse ainsi produits, seront injectés dans le réseau de transport de gaz.

Jupiter 1000 est par ailleurs le premier projet qui valorise du CO2 issu de fumées industrielles en France, en intégrant une unité de captage de CO2 sur les cheminées d’un industriel local, Asco Industries. Le gaz produit par le démonstrateur Power to Gas sera consommé par les industriels locaux.

Le CEA participe au projet Power to Gas "Jupiter 1000"

[ Photo : © Jupiter 1000 ]

Jupiter 1000 est coordonné par GRTgaz avec le Grand Port Maritime de Marseille. Ce projet mobilise différents partenaires français aux compétences complémentaires : McPhy Energy, Atmostat Leroux et Lotz Technologies, CNR, GRTgaz, TIGF et le CEA qui est chargé de la R&D sur le méthaneur et de l’analyse des performances du démonstrateur?. Ce projet de 30 millions d’euros est soutenu par la Commission de Régulation de l’Energie en raison de sa finalité, en accord avec la transition énergétique française, de diversifier les usages des réseaux de gaz naturel.

( src – CP – CEA )



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    54 Commentaires sur "Le CEA participe au projet Power to Gas « Jupiter 1000 »"

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    Tech
    Invité

    le A de CEA va peut être disparaitre et on aura un comissariat à l’énergie « power2gas » :o)) si on se met à utiliser tout le « btain power » du CEA pour l’optimisation des ENR les progrès vont s’accélérer!

    lionelfr
    Invité
    Bonne idée le CEEàG pour faire ça en bon français. Le démonstrateur est plutôt sympa. Evidemment , c’est de la pure R&D, donc, maniaques de la prode, s’abstenir de nous gonfler avec des données de production… Il est évident que le P2G ne sera pas déployé en masse sous cette forme intégrée. Ici , on cherche uniquement des retours d’expérience. Parmi les optimisations ultérieures, se posera immanquablement la question de la production d’hydrogène en heures creuses. Hydogène qu’il faudra stocker pour continuer à produire du gaz en heures pleines C’est là que ça devient interessant. Parce que produire de l’HH… Lire plus »
    Blu
    Invité

    Le CEA travaille sur des applications solaires thermiques depuis les années 70 et photovoltaïque depuis les années 80… donc ça fait un moment qu’ils sont sur les EnR. D’ailleurs le nom du CEA c’est Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives depuis 2010 donc le A ne va pas disparaître 🙂 A part ça, le power to gas est effectivement une voie d’avenir!

    Bachoubouzouc
    Invité

    « A part ça, le power to gas est effectivement une voie d’avenir! » …si et seulement si ça devient rentable un jour.

    lionelfr
    Invité
    C’est peut-être déjà rentable. Si la CE finance une partie du démonstrateur et accorde des prêts à taux zéro pour le déploiment.. Si les collectivités et les états s’accordent pour réduire drastiquement la taxe d’acheminement aux heures creuses ou de surproduction. Tout ça n’est qu’une question de volonté. L’électricité de gros en Europe de l’ouest vaut 25€ / kWh en moyenne mais tombe sous les 10 euros en période de surproduction Mettez ce surplus à 30€ pour les p2g-istes et les équipement financés par la BEI et le tour est joué. C’est déconcertant de facilité Si EDF ne peut pas… Lire plus »
    hilva
    Invité
    Au sujet de la rentabilité on pourra consulter ce rapport émanant des promoteurs de cette technologie eux-mêmes (en gros ceux qui possèdent des infrastructures gazières et voudraient qu’elles continuent à servir à quelque chose à l’avenir) on lira par exemple que : « Actuellement, la filière hydrogène, avec un coût de production aux environs de 100 €/MWh , se situe dans la fourchette des tarifs d’achat du biométhane (entre 45 €/MWh à 125 €/MWh, selon la taille de l’installation et les produits méthanisés). La filière méthanation a quant à elle aujourd’hui des coûts situés largement au-dessus de tout type de valorisation… Lire plus »
    michel123
    Invité

    Sachant que l’hydrogène produit peut être stocké dans le réseau de gaz à hauteur de 20% , il est peu rentable de récupèrer du co2 à grand frais et synthétiser du méthane toujours à grand frais pour finir par rebrûler le méthane qui enverra in fine son co2 dans l’athmosphère. produire de l’hydrogène aux heures creuses est judicieux mais le recombiner au Co2 ne me semble pas utile sauf à prouver que c’est faisable.

    6ctsimple
    Invité
    quand on peut faire compliqué. OK, Lionel, c’est un démonstrateur, let’s go. Ensuite, si on veut envisager ce que pourrait être un développement soutenable financièrement du P2G, il faut bien avoir deux conditions réunies: -un prix d’une l’électricité décarbonée durablement et frequemment faible ( si c’est quelques centaines d’heures par an on ne va pas investir dans de telles installations). – un prix du gaz naturel durablement élevé sinon personne ne sera prêt à payer pour du gaz P2G. Mais si ces deux coditionG.s sont réunies, on assistera bien évidemment à des transferts d’usages du gaz vers l’électricité, notamment dans… Lire plus »
    enerc77
    Invité

    On en avait déja parlé avec l’UAV et ces 6 heures de vol, mais je trouve plus interessant de fabriquer du MgH2 qui sera toujours utile dans des applications type drone ou pourquoi pas dans l’aviation commerciale. Apparemment Mg + H2 -> MgH2, c’est 500° 200bars, donc pas plus violent que la production d’ammoniac. En plus c’est un solide, donc ça se stocke plutôt bien. Et en parlant d’ammoniac, on a aussi le cycle de Haber: Azote + hydrogène -> Ammoniac -> Nitrates. Utilisation directe dans l’agriculture. Comme quoi, il y a d’autres pistes pour valoriser l’hydrogène.

    6ctsimple
    Invité

    C’est McPhy dont vous parlez?

    6ctsimple
    Invité

    « Autrement les frais de transport de l’electricité ne devraient etre assumée que par les heures de pointes » C’est comme dire que les bus ou les trains devraient être gratuits dans la journée entre 9h et 12h et entre 14h00 et 17h00 et deux fois plus chers aux heures de pointe…. Les gens et la plupart des entreprises ne choisissent pas forcément l’heure où elles consomment ( de l’énergie ou un trajet en bus).

    6ctsimple
    Invité

    Même si les structures de coûts peuvent être différentes entre le transport d’électricité et le transport de passagers en ville, il n’en reste pas moins que ça correspond dans les deux cas à un « service public » ou « d’interet général » si vous préférez qui globalement coûte un certain prix qui doit être réparti au mieux entre les différents usagers. Ne faire payer que les usagers « en pointe » est dans les deux cas une abberation.

    Pecor
    Invité

    Pourquoi le CEA est-il concerné par le P2G ? Tout simplement parce que les centrales nucléaires ne peuvent pas être arrêtées la nuit, et que l’énergie produite doit être cosommée. Rien a voir avec de l’énergie renouvelable qui restre trop marginale pour être rentable.

    lionelfr
    Invité

    Aucun des calculs cités ne mentionne la relocalisation de la production d’énergie.. Pourtant, relocaliser génère des emplois qui génèrent des cotisations sociales (beaucoup), des impôts et de la consommation. Si on oublie ce point, le calcul est faux. Si vous voulez vraiment parler de production nationale, vous devez impérativement prendre en compte l’intéret national et accepter le paradigme économique d’un pays. Créer de l’emploi sur le dos des exportateurs de gaz est une mécanique extrèmement vertueuse avec des conséquences politiques majeures.

    I. lucas
    Invité
    >Aucun des calculs cités ne mentionne la relocalisation de la production d’énergie.. Pourtant, relocaliser génère des emplois qui génèrent des cotisations sociales (beaucoup), des impôts et de la consommation. La question posée est celle du taux de change d’équilibre et/ou du protectionisme. Dans la situation actuelle, nous avons un déficit du commerce extèrieur, mais les pays excédentaires achetent des bons du trésor, ce qui favorise la baisse des taux d’interêts. Est ce optimal? La plupart des économistes répondent non. la France, au vu de son déficit commercial aurait intérêt à dévaluer sa monnaie…tandis que l’Allemagne aurait interêt à la ré… Lire plus »
    lionelfr
    Invité
    Les EnR ne sont plus vraiment dépendantes de subventions. Le P2G oui ! Le truc des subventions, c’est que parfois elles portent leurs fruits. Mais pour le savoir, il faut chausser deux casquettes : celle du gestionnaire et celle de l’ingénieur. Je suis bien d’accord sur la limite des subventions françaises. Mais pas en ce qui concerne la CE qui a sa banque centrale alors que le marché de l’énergie est évidemment parmi les plus systémiques (le plus critique de tous étant l’immobilier mais il ne relève pas des compétences de la CE) Quand vous avez la banque centrale de… Lire plus »
    I. lucas
    Invité

    >Les EnR ne sont plus vraiment dépendantes de subventions. Oui dans le monde, non en Europe! Le PV perce dans les pays comme le Mexique qui est très ensoleillé l’éolien perce au Brésil dans des zones très ventées En Europe, aucune production d’aucune technologie n’est rentable! tous les moyens de productions doivent maintenant être subventionnés

    lionelfr
    Invité
    Voir ça sous un angle exclusivement comptable, c’est crier au scandale tout le temps. Le marché européen est incroyablement contraint, bardé de loi restrictives. Le Mexique et le Brésil ont un contexte différent. Celui qui paye des subventions est le maître du jeu, pas les contribuables. C’est le maître du jeu qui décide en fonction de sa lecture du contexte et de sa mission. En l’espèce, les pays occidentaux ont besoin de mieux contrôler leurs importations énergétiques. En même temps , les installations au gaz naturel ont une durée de vie de plusieurs décennies ce qui rend l’approvisionnement critique sur… Lire plus »
    Bachoubouzouc
    Invité

    « Tout simplement parce que les centrales nucléaires ne peuvent pas être arrêtées la nuit, et que l’énergie produite doit être cosommée. » Ah bon ? Alors comment croyez-vous qu’on a fonctionné durant ces 30 dernières années ? Et notamment durant les années 70, pendant lesquelles la consommation plus faible obligeait à beaucoup plus de baisses de charge et d’arrêts de week-end ? « Rien a voir avec de l’énergie renouvelable qui restre trop marginale pour être rentable. » Dans des pays comme l’Allemagne, avec plus de 70GW installés, elle n’est plus marginale depuis longtemps.

    Bachoubouzouc
    Invité

    « Soit en d’autres terme que cette filière a in fine assez peu d’avenir hors subventionnement massif de la part du contribuable (mais n’est-ce pas la nouvelle normalité dans le monde de l’énergie ?) » En effet ! Ça devient d’ailleurs assez choquant d’entendre les gens dire « c’est l’avenir » sans se soucier du volet financier, comme si ça n’était qu’un léger détail !

    enerc77
    Invité
    Je rejoins l’analyse de lionelfr sur la partie comptable. La France a décidée de maintenir artificiellement bas le prix de l’électricité, et chaque fois que la CRE demande une hausse des tarifs elle n’en obtient qu’une petite partie. C’est un choix politique qui a des conséquences multiples: sur les entreprises de production comme EDF qui n’ont plus les moyens financiers d’investir, sur les renouvelables qui ne sont pas compétitifs sans subvention alors qui le serait si le prix de l’électricité était à un niveau de prix normal. Et sur l’emploi. Selon le SER c’est près de 20 000 emplois directs… Lire plus »
    lionelfr
    Invité
    Business as usual. Plus personne n’entendra parler de ce projet dont le résultat seront couverts par le secret industriel.. Dans un an ou deux , les premières conclusions viendront etoffer un dossier obscur … Par contre, les renouvelables continuent et le delta des pics de production bat record sur record. Lorsque les pics atteindront un certain seuil, disons 10GW au pif, on dépoussièrera le dossier obscur pour analyser un déploiment D’ici là, une poignée de clients VIP auront demandé la brochure pour en installer un sur leur île (je pense à l’Islande..) Alors les partenaires du projet vont se demander… Lire plus »
    6ctsimple
    Invité
    Vous dites  » Aucun des calculs cités ne mentionne la relocalisation de la production d’énergie.. « . Que nenni! Dans la solution que je propose (hier à 18h30) c’est-à-dire le substitution directe de l’électricité au gaz dans des usages thermiques, c’est bien supposé relocalisé (la production d’électricité). Et comme le P2G a un rendement global merdique (Ener77 a parlé de 50% sur la chaine complète, je pense que c’est un maximum), vous pouvez vous permettre de faire du curtailment sur 50% de la production electrique intermittente « excedentaire » avant de commencer à ne plus y trouver votre compte en termes energétiques. « Grilles-pain »… Lire plus »
    6ctsimple
    Invité
    Vous dites  » Aucun des calculs cités ne mentionne la relocalisation de la production d’énergie.. « . Que nenni! Dans la solution que je propose (hier à 18h30) c’est-à-dire le substitution directe de l’électricité au gaz dans des usages thermiques, c’est bien supposé relocalisé (la production d’électricité). Et comme le P2G a un rendement global merdique (Ener77 a parlé de 50% sur la chaine complète, je pense que c’est un maximum), vous pouvez vous permettre de faire du curtailment sur 50% de la production electrique intermittente « excedentaire » avant de commencer à ne plus y trouver votre compte en termes energétiques. « Grilles-pain »… Lire plus »
    enerc77
    Invité
    Et ce n’est pas avec le report de la PPE à 2019 que ça va changer… D’ici la les Allemands auront une avance non rattrapable en P2G. Objectivement, ils ont été historiquement plus fort que nous sur les processus chimiques. En France on mise tout sur l’EPR. C’est l’avenir. Faudra quand même qu’EDF fasse attention à ne pas casser les jouets. Cf incident récent de Paluel: chute d’un générateur vapeur de de 450 tonnes sur la piscine. Au vu de la photo, le CEA a du boulot pour trouver une solution pour sortir ce monstre écrasé au sol. Et reconstruire… Lire plus »
    Bachoubouzouc
    Invité
    « sur les renouvelables qui ne sont pas compétitifs sans subvention alors qu’ils le seraient si le prix de l’électricité était à un niveau de prix normal. » Ah bon ? Le tarif réglementé (qui concerne de moins en moins de monde) prévoit une « part énergie » d’environ 50€/MWh. Ça tombe bien, 87% de notre production électrique coûte moins cher que ça à produire (nucléaire + hydraulique). Sur quelles bases rationnelles dites-vous qu’un tarif « normal » devrait se situer au dessus ? Je rappelle que si le tarif réglementé doit augmenter en ce moment, c’est pour passer une vague d’investissements et retomber ensuite. Le… Lire plus »
    6ctsimple
    Invité

    je partage votre souhait de nous liberer autant que possible de notre dépendance aux importations à quasi 100% de gaz et de pétrole. Simplement il faut savoir où on met ses sous de la façon la plus efficace pour ce faire. J’ai naivement peut-être l’impression qu’il vaut mieux en termes de politiques publiques mettre l’effort sur la réduction des consommations ( allez pour simplifier l’isolation du bâti) et la substitution par de l’électricité ( Véhicule electrique, pompes à chaleur voire grilles-pain) plutôt que de vouloir produire du gaz synthétique avec des coûts énormes et des rendements énergétiques minables.

    lionelfr
    Invité
    Votre souhait est tout à fait approprié. Le seul mot incorrect est « plutôt » (à la place de..) Je trvaille dans la R&D depuis toujours et il s’avère que quand on commence à sacrifier une voie de recherche, on sacrifie souvent tout le secteur avec. Autrement dit, si vous voulez mettre des « plutôt » , vous allez détruire toute la R&D dans le secteur de l’énergie ! On ne peut pas aborder un challenge coûteux et besogneux en faisant des choix drastiques d’entrée sur la base d’un bon ou d’un mauvais feeling.. La recherche doit se répartir dans chaque direction , le… Lire plus »
    6ctsimple
    Invité
    Vous avez bien fait de mettre le méthane synthétique ( P2G) en dernière place dans votre avant dernière phrase. C’est de loin le plus cher (en investissements) et le plus dispendieux en rendement énergétique. Et « chercher » n’y changera pas grand chose, faire du CH4 à partir d’électricité produisant de l »H2 d’electrolyse et du CO2 (qu’il va bien falloir capter), les lois de la thermodynamique permettent déjà de connaitre le rendement de conversion maximal possible ( je ne le connais pas exactement si c’est votre prochaine question) Mais je vous ai dit un peu au-dessus, « c’est un démonstrateur, let’s go ». Au… Lire plus »
    lionelfr
    Invité
    Sans vouloir affoler Bachoubouzouk qui cite souvent le parc EnR allemand, je crois que l’allemagne se prépare à gérer des pics de production de 100GW dans pas plus de dix ans … Comme la consommation allemande dépasse rarement des 80GW et pmus souvent 60GW, , on va connaitre ponctuellement des surproductions de 30 à 40 GW dans pas bien longtemps. Les steps françaises peuvent absorber 3.5 GW, les autres sources d’énergie peuvent chuntr leur production mais tout cela ne représente qu’une poignée de GW , certainement pas 30 à 40 ! Smart grid et curtailement vont compléter le tableau mais… Lire plus »
    6ctsimple
    Invité
    « on va connaitre ponctuellement des surproductions de 30 à 40 GW dans pas bien longtemps. » Bah oui mais quand c’est « ponctuel » la solution c’est curtailment, comme aujourd’hui pour les tranches thermiques ou nucléaires qui en Allemagne baissent leur puissance dans les occasions de forte production renouvelable. Mais quand les centrales « classiques » de base nucléaire ou charbon ont disparu pour cause de moratoire ou de perte de rentabilité, le curtailment il se fait sur ce qui reste soit les renouvelables intermittents. Et à coté il y a des cycles combinés ou des turbines à gaz qui jouissent de primes de capacité… Lire plus »
    6ctsimple
    Invité
    Bien entendu je me place en « tendanciel » et à 10/20 ans, c’est-à-dire que les nouveaux projets renouvelables ( on parle surtout d’éolien), c’est prix de marché+prime (prime qui normalement diminue peu à peu compte-tenu des progrès en performance et en coût) et pour les projets existants après la période d’achat c’est prix de marché point barre. Pour ces derniers, je prévois un gros marché d’exportation d’éoliennes d’occase vers des pays notamment africains à l’issue de la période d’achat. On verra bien si la promesse d’une électricité vendue très peu chère à l’issue de la période de tarif d’achat se concrétise,… Lire plus »
    lionelfr
    Invité
    Bon, on mélange tout : le repowering des moulins allemand ne change rien à la donne. Avec 20-40GW d’excédent , le rendement , on s’en fout complètement.. Et ça ne s’arrète pas là puisque les panneaux solaire ont recommencer à baisser leur prix et l’Italie est capable de faire autant d’excédents solaires que l’allemagne. Faire du curtailment sur du solaire, c’est juste une perte sèche. L’usure de fonctionnement est nulle ou plutôt elle ne varie pas qu’on court-circuite les panneaux ou pas. Si je parle de l’Italie c’est surtout parce qu’ils s’entendent bien avec les allemands sur l’industrie et les… Lire plus »
    6ctsimple
    Invité

    il n’y a un jour plus de tarifs d’achat garanti sur 15 ou 20 ans et plus de priorité d’accès au réseau et que le « RTE local » vous demande régulièrement de baisser votre production, sans compensation. Là, beaucoup vont réfléchir….

    6ctsimple
    Invité
    « Si je parle de l’Italie c’est surtout parce qu’ils s’entendent bien avec les allemands sur l’industrie et les EnR. Les allemands seraient plus enclins à aller chercher de l’énergie dans le sud de l’Italie qu’en France ou en Espagne. Et ce n’est pas difficile à faire, c’est juste quelques contrats à signer…. » Ce qui est ballot, c’est que l’Italie du Sud a déjà bien du mal à faire transiter son PV vers l’Italie du Centre et que l’Allemagne du Nord a bien du mal a faire transiter son éolien vers l’Allemagne du Sud. En plus l’Italie du Nord est très… Lire plus »
    lionelfr
    Invité

    Il ne manque qu’un peu de P2G : 70GW dans un seul pipeline , ça résout pas mal de choses. La Suisse n’aime rien tant que transporter l’électricié de ses voisins

    hilva
    Invité
    Il existe une solution beaucoup plus optimale que de laisser des fonctionnaires nous imoser à force de suventions et de taxes un système électrique toujours plus couteux et économiquement absurde. C’est malheureusement la voie qui a été choisie ces derières années et on ne peut que constater l’ampleur du désastre d’un système où les revenus obtenus par les promoteurs d’un projet dépendent davantage de leur capacité de lobbying que de la compétitivité de leur technologie (hausses vertigineuses des couts pour une réduction minable des émissions..) C’est d’autant plus rageant pour le consomateur que toutes les institutions sont pourtant en place… Lire plus »
    enerc77
    Invité
    Si on laisse le marché sans directives politiques et sans subventions que va t-il se passer? – le prix règlementé de l’électricité des opérateurs fossiles (gaz/charbon/nucléaire) va fortement augmenter – l’autoconsommation tertiaire va exploser: chauffage/climatisation ENR au lieu du gaz et auto-production électrique – le secteur résidentiel va suivre et si l’injection réseau est sanctionnée suite au déploiement de Linky, le déploiement de solution d’autoconsommation avec stockage va exploser. Malgré le prix élevé des batteries c’est déja compétitif. – face à la baisse des ventes, les gros producteurs vont fermer boutique – suite à la défections d’opérateurs historiques le réseau… Lire plus »
    Devoirdereserve
    Invité

    Excellent ! Pourriez-vous svp nous décrire votre situation familiale (combien de personnes y vivent ?) votre habitat (maison ou appartement ?traditionnel ou moderne ?) et votre situation géographique ? (distance à votre travail, distance au(x) centre(s) urbain(s)). Bel effort en tout cas !

    enerc77
    Invité

    Exemple pris sur une maison de banlieue en IDF. Construction des années 60 très mal isolée avec toiture bien exposée et un peu de terrain pour mettre du PV sur un tas de bois. Pas trop loin d’une zone boisée, donc le bois n’est pas trop cher. Une maison comme on en voit des milliers quand on s’éloigne du centre ville.

    enerc77
    Invité
    Sur ce cas, il a été fait: – une isolation thermique externe avec 120mm de polystyrène extrudé – reprise de la ventillation du vide sanitaire – isolation des combles avec de la roche expansée + laine de verre – toiture refaite avec du PV et pose d’un écran sous toiture respirant – pose de vitrages efficaces – pose d’un insert à bois haute efficacité dans l’ancienne cheminée. Ajout d’un système de distribution d’air chaud pris sur les extracteurs de l’insert. – installation d’une VMC (et oui dans les années 60 il n’y avait pas de VMC) – PV directement connectés… Lire plus »
    Bachoubouzouc
    Invité
    « Si on laisse le marché sans directives politiques et sans subventions que va t-il se passer? – le prix règlementé de l’électricité des opérateurs fossiles (gaz/charbon/nucléaire) va fortement augmente » Il augmenterait, mais moins fortement qu’aujourd’hui. En effet, l’augmentation actuelle du tarif réglementé tient pour un tiers aux investissements de réseau, un autre tiers au grand carénage nucléaire et un dernier tiers à l’augmentation de la CSPE. En supprimant les incitations politiques et les subventions, vous supprimez donc un tiers (!) de l’augmentation du tarif réglementé. « – l’autoconsommation tertiaire va exploser: chauffage/climatisation ENR au lieu du gaz et auto-production électrique » Pourtant… Lire plus »
    lionelfr
    Invité
    Ok, j’ai parlé de laisser le marché faire les choix mais c’était à propos de la R&D. Quand on cherche dans toutes les directions, le marché fait mieux que les politiques pour choisir les innovations ad-hoc. Le problème des politiques, c’est leur éducation trop littéraire et leurs lubies.. Ils choisissent mal, ils éxagèrent l’impact des économies d’échelle sans voir que l’échelle peut se renverser et que les déficits aussi sont à l’échelle ! Le problème des politiques, c’est qu’ils ont compris trop tard le problème de mettre tous ses oeufs dans le même panier. Résultat : le minitel : payé… Lire plus »
    Herve
    Invité

    D’accord avec vous … jusque au minitel. L’echec du minitel tien surtout a une grosse erreur marketing en lien avec les limites du réseau télécom de l’epoque. Il est arrivé trop en avance sur son temps, les infrastructures n’étaient technologiquement pas au niveau requis, une peu comme pour les ENR finallement…!

    Herve
    Invité
    Lionel, vous écrivez: « Le marché de l’électicité est trop contraint et trop systémique pour se passer de subventions.  » Cette affirmation est curieuse car il me semble que le développement des systèmes & réseaux n’avait pas été subventionné mais financé par l’emprunt. A l’époque l’état finançait plutot la recherche, mais pas la production. Subventionner certaines productions pour faciliter leur développement me parait être un phénomène plutôt récent, dumoins pour le mix électrique. Je suppose que le but est de privatiser la recheche dans le but d’atteindre l’excellence, mais j’ai quelques doutes quant à la pertinence de la methode, vu les… Lire plus »
    lionelfr
    Invité
    Le minitel était une horreur rendue gratuite par un monopole qui prenait ses décisions en circuit fermé, accordait des bénéfices abominables à des margoulins qui hébergeaient des sites de rencontres remplis d’hôtesses professionnelles et autres mensonges pour faire payer des frais de connexion exorbitants à de pauvres bougres. Technologiquement, c’était creux, moche, centralisé en architecture maître-exclave, façon terminal vt51, beurk ! Si les décideurs qui ont signé les chèques pour cette ineptie avaient parlé anglais, ils auraient testé les BBS ou Compuserve…. Le modèle français souffre horriblement de ce genre de bourde décidée d’en haut par des gens qui ont… Lire plus »
    6ctsimple
    Invité
    …avoir comme Bachoubouzouc un peu de mal à comprendre la logique qui voudrait qu’une baisse des subventions au PV ( en gros une baisse volontariste des tarifs d’achat) entrainerait une explosion des projets en autoconsommation…. Ca ferait de toutes façons toutes choses égales par ailleurs moins de PV installé, moins de CSPE et donc une augmentation plus faible des tarifs régulés dont on rappellera quand même qu’ils ne concernent qu’une part de plus en plus faible de la consommation totale. PS: j’ai une question: ils font quoi l’été vos panneaux qui débitent en DC pour alimenter vos radiateurs à huile… Lire plus »
    6ctsimple
    Invité

    Vous dites « le déploiement de solution d’autoconsommation avec stockage va exploser. Malgré le prix élevé des batteries c’est déja compétitif.  » Ah bon? Vous pouvez développer vos hypothèses (coût et durée de vie batterie par exemple) , et nous donner notamment votre définition de « compétitif »?

    6ctsimple
    Invité
    Votre question est excellente. Les réacteurs atomiques en été, ils sont souvent en maintenance programmée, ils exportent beaucoup, et quelques uns peuvent arrétés notamment les WE parce que la conso francaise+ les exports ne sont pas suffisants pour leur permettre d’écouler leur production à un prix qui permet a minima de couvrir leurs coûts. Donc vous avez raison, faut juste construire des centrales P2G qui sont prètes à acheter des MWh qui a minima permettent à la « centrale atomique » de vivre et le tour est joué! La mise est à environ 20€/MWh pour un MWh « marginal », non garanti, à prendre… Lire plus »
    lionelfr
    Invité
    6ct : Vous sembliez d’accord sur le fait que ce projet ne relève pas de la production et qu’on ne peut pas comparer ses résultats à ceux du dispositif productif. Encore une fois vous faites une fixette sur le rendement et encore une fois , je vous rapelle que le cutailement a un rendement de zero. 50% , c’est beaucoup mieux que zero, je dirais même que c’est excellent .. Bon, foin de rhétorique. Le P2G impacte fortement la macro-économie, commerce extérieur, géopolitique, dimensionnement des réseaux, emploi, inflation, dette.. Le P2G jouit de fortes synergies puisque il s’inscrit sur la… Lire plus »
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