Jeudi 6 décembre 2012 s’est tenue une conférence parlementaire présidée par Jean-Pierre Audy, député européen, membre de la commission industrie, recherche et énergie et Roland Courteau, sénateur de l’Aude, président du Groupe d’études sur l’énergie afin de s’interroger sur la place des énergies renouvelables dans le mix énergétique français.
L’occasion pour les acteurs du secteur de faire le point sur les ambitions industrielles des filières EnR, leur développement et leur coût de financement. Mais également de débattre des orientations technologiques, innovations et des synergies possibles au niveau européen.
Lors de la 2ème séance, Mr. De la salle, a initié le débat sur le fait que des installateurs ont continué à préconiser Photowatt. Or EDF, qui a repris cette société, ne se charge pas des réparations sur ces matériels. Quel est votre éclairage sur ce point ?
Thierry Lepercq (Président SolaireDirect)
"Il est probable que le nombre de fabricants de modules diminuera rapidement pour se stabiliser à cinq ou dix dans le monde, probablement implantés près des zones de consommation. Les entreprises qui subsistent vont être rachetées, ou vont mourir lentement. Mais nous sommes, quant à nous, tournés vers l’avenir. Et nous sommes convaincus qu’il est possible de produire en France des cellules et des modules à des prix compétitifs, de l’ordre de 50 centimes d’euros par watt, contre 45 centimes pour les produits chinois exportés : un niveau très inférieur à celui de Photowatt."
De la salle
"Philippe de Ladoucette s’est attardé sur le réseau, mais il n’évoque pas le stockage, ni les réseaux territoriaux décrits par Thierry Lepercq, avec par exemple des centrales solaires communales."
Philippe de Ladoucette (Président de la CRE)
"Je suis d’accord avec vous, le stockage sera nécessaire pour gérer l’énergie renouvelable décentralisée, mais cela ne supprimera pas la nécessité de piloter autrement le réseau."
Thierry Lepercq
"L’intermittence, qui est le sujet fondamental, doit être gérée de différentes manières. De façon immédiate, car les installations foisonnent sur le territoire, ce qui nécessite des réseaux. La prévision météo est également cruciale, afin de bien anticiper les impacts sur le réseau ; ces prévisions sont associées à un lissage qui permet d’éviter les sursauts brutaux liés aux épisodes nuageux. À plus long terme, l’effacement permet de combiner de la production intermittente avec de la modulation de consommation. Il est également possible de stocker, en faisant descendre la température de groupes de froid de -19 à -38°C et de revenir à -18°C, une technique employée par la société Energy Pool, qui dispose de près d’un gigawatt d’effacement en France. Les STEP ont également une capacité intéressante : l’Europe compte environ 90 gigawatt/heure de capacité, mais le coût d’un projet à l’étude en Dordogne atteint par exemple 1 milliard d’euros. En outre, nous ne croyons pas trop au stockage chimique. Selon nous, le « power-to-gas », technique dans laquelle l’Allemagne a pris une certaine avance sur la France, est plus intéressant : elle dispose d’une capacité 3 000 fois plus élevée que le stockage hydraulique grâce aux infrastructures existantes. Cette technique consiste à transformer de l’électricité intermittente en hydrogène par électrolyse pour ensuite le brûler, ou bien, comme le font les Allemands, y adjoindre du CO2 pour obtenir du méthane. Les schémas développés en Allemagne se fondent sur l’association éolien, solaire, power-to-gas. La France devrait se pencher sur cette question car notre pays perd du terrain alors qu’il s’agit de domaines industriels."
Ivan Faucheux (Directeur du programme Énergie-économie circulaire au Commissariat général à l’investissement)
"Le stockage est indispensable à l’équilibre des réseaux : dans le cadre des investissements d’avenir, nous avions lancé un appel à manifestations d’intérêt sur ces techniques, mais nous avons reçu peu de projets. Nous réclamons des plans d’affaires et des modèles économiques viables, or à l’heure actuelle, le stockage n’est pas rentabilisable. Au sujet du modèle allemand, je rappelle que notre voisin se distingue par deux choix capitaux : l’arrêt du nucléaire et l’affectation des coûts sur les consommateurs et non sur les industriels, alors que la France préserve le consommateur. Si le modèle allemand s’est traduit par une compétitivité remarquable de l’industrie, il a nivelé le pouvoir d’achat et le patrimoine des Allemands depuis dix ans. Le Conseil d’analyse économique avait évalué à 450 milliards d’euros sur 20 ans le coût de la transition énergétique allemande, une somme qui pèse sur les consommateurs. La fiscalité est donc avant tout une question de choix de société."
Philippe de Ladoucette
"En Allemagne, les industriels grands consommateurs d’énergie sont exonérés de l’équivalent de la CSPE, mais face aux protestations de plus en plus nombreuses, y compris d’industriels ne bénéficiant pas de cet avantage, ce système semble atteindre ses limites."
Marcel Deneux
"J’ai vu en Allemagne des factures de consommateur 48 % plus élevées qu’en France."
Philippe de Ladoucette
"En France, le kilowattheure est payé par le consommateur domestique environ 13 centimes, alors que les Allemands le payent 26 centimes."
Sandra Edou-Magnin (directrice générale, HEX)
"Nous commercialisons l’électricité : nous achetons de l’électricité à des producteurs indépendants et la revendons sur le marché de gros. De nombreuses installations de production hydraulique et éolienne ne peuvent pas résilier leur contrat d’achat, alors que leurs propriétaires pourraient vendre leur production plus cher sur lemarché, en raison de clauses de pénalité de sortie exorbitantes. Ces volumes pèsent sur la CSPE. Le contrat de rénovation hydraulique prévoirait le maintien de ce type de pénalité, alors que la sortie de l’obligation d’achat peut parfois permettre aux producteurs de rentabiliser leurs investissements sur le marché libre."
Philippe de Ladoucette
"Ce phénomène pèse faiblement sur la CSPE : en 2013, le solaire photovoltaïque représente 2,1 milliards d’euros sur 3 milliards d’euros concernant les énergies renouvelables. Les conditions réglementaires que vous évoquez doivent être étudiées avec la DGEC."
Philippe Julien-Laferrière (Heliotrop)
"Je représente la société Heliotrop. Nous menons de la R&D avec le CEA, nous sommes implantés à Angers et Saintes dans le secteur de l’automobile et nous figurons dans le top 10, voire le top 5 mondial dans le secteur du CPV (solaire photovoltaïque à concentration) en termes de recherche et d’implantations. Dans le cadre des encouragements de la filière photovoltaïque, des appels d’offres par technologie ont été lancés, ce qui est très intelligent. Les clients d’Heliotrop ont remporté 54 % de cette tranche (GDF Suez, Veolia, Direct Énergie) et les 46 % restants ont été remportés par Soitec. Philippe de Ladoucette, pensez-vous que ces appels d’offres devraient être reconduits pour tendre vers la massification ? Pensez-vous que ce premier jet fut un succès ?"
Philippe de Ladoucette
"La définition des éléments du cahier des charges relève de la responsabilité du ministère de l’Énergie. Nous rédigeons le cahier des charges en conséquence. Ces appels d’offres ont été un succès intéressant."
Nicolas Imbert (Green Cross France et Territoires)
"Green Cross a été impliquée dans les débats énergétiques des États-Unis, de la Suisse et de la France, et nous sommes surpris par certains choix : en fonction de la fiscalité, la part de financement rendue au consommateur est faible, mais concernant l’électricité, une part importante est prélevée à travers l’impôt, notamment pour l’investissement, le fonctionnement et la sûreté. Les subventions au renouvelable sont la contrepartie d’un prix de l’électricité relativement bas, mais il existe une distorsion avec les énergies fossiles qui peut être rédhibitoire pour les étrangers souhaitant investir sur l’énergie renouvelable ou l’efficacité énergétique. Les revirements français freinent ces investisseurs. Dans ce nouveau jeu où les régions auront un rôle croissant, et pour lequel des financements internationaux existent, comment donner un cadre de marché qui rassure les investisseurs sur la capacité de la France à développer ces filières ? Comment utiliser les outils européens pour construire les nouveaux Airbus de l’énergie renouvelable et de l’efficacité énergétique ?"
Ivan Faucheux
"Cette question évoque le débat sur le coût du nucléaire. Certains vont jusqu’à demander que le prix de l’assurance contre un accident nucléaire soit inclus ; ce débat est large et dans ces conditions, pourquoi ne pas inclure dans la fiscalité locale le prix de l’assurance contre un aléa sismique sur les grandes agglomérations comme Paris ? Les coûts peuvent être gigantesques. Cette question du nucléaire mise à part, nous constatons que les énergies s’ajoutent les unes aux autres et nous devons encore rechercher de nouvelles sources d’électricité pour assurer notre croissance. Quant à la stabilité du cadre juridique, elle est en effet primordiale pour les entreprises qui réalisent des budgets prévisionnels sur 10, voire 20 ans. Certes, les tarifs de rachat privilégient trop les investisseurs au détriment des consommateurs, alors que la logique d’économie de marché voudrait que les risques de variation du prix pèsent sur les investisseurs et non pas sur l’État."
Gil Adisson (France Hydro Électricité)
"Dans les vallées de ma région, la production d’énergie est indépendante du réseau de transport, tout est consommé localement. Grâce à l’hydraulique, le stockage est optimal et presque gratuit, mais malheureusement, la construction d’un réservoir en dehors des cours d’eau se heurte à la réglementation et à l’opposition des protecteurs de l’environnement de tout poil. La péréquation tarifaire est aberrante : un consommateur breton paye son électricité au même prix que celui qui habite au pied de la centrale, à 800 kilomètres de là. De ce fait, les industries ont déserté les zones proches des sources d’énergie. Dans le système actuel, le transport est considéré comme gratuit, ce qui fausse le jeu. Il n’est pas normal que la centrale de 3 mégawatts située au fond de ma vallée participe au coût du réseau de 400 kV français : c’est une subvention déguisée du nucléaire par le petit renouvelable."
Philippe de Ladoucette
"La péréquation relève d’un choix politique et les parlementaires semblent y être attachés. En Allemagne, le coût de l’acheminement de l’électricité varie entre 3 et 12 centimes par kilowattheure selon les régions. Je ne suis pas sûr que ce système soit aisément importable en France."
Fabien Choné (Direct Energie)
"La péréquation tarifaire repose sur une décision politique, mais la Commission de régulation de l’énergie a pris, voici dix ans, une décision concernant la tarification de l’accès au réseau pour les producteurs. J’abonde dans le sens des propos de Gil Adisson, et j’estime que l’utilisation du grand transport est liée à la production très centralisée, et non pas à la consommation. La décision de faire peser la totalité des charges de réseau sur le consommateur fut prise par souci d’harmonisation avec l’Allemagne, mais étant donné que nos deux pays conduisent des politiques de plus en plus divergentes, ce choix devrait être reconsidéré. En effet, les énergies renouvelables ont un impact sur le réseau très différent selon leur nature, décentralisée ou non. Ne faudrait-il pas tarifer une partie du réseau (au moins le grand transport) à la production, de manière à envoyer des signaux aux producteurs en fonction de la filière, de la zone, ou du moment ? De cette manière, les producteurs favoriseraient certaines énergies pour réduire les coûts de réseau."
Philippe de Ladoucette
"Les questions liées au tarif d’injection sont abordées dans le cadre de la consultation publique sur le TURPE 4, qui se termine prochainement. Si le sujet sur l’horo-saisonnalité est consensuel, les tarifs d’injection font quant à eux l’objet de nombreuses discussions."
Ivan Faucheux
"Dire que l’affectation des coûts doit refléter au plus près la réalité des investissements relève d’une logique très libérale que je salue dans cette assemblée ! Concernant les tracasseries administratives pour le déploiement des énergies renouvelables, je rappelle que le déploiement de nouvelles unités de fabrication est incompatible avec le respect absolu des paysages et de l’environnement. Les logiques environnementales et de croissance s’opposent souvent. Les fonctionnaires appliquent les lois demandées par le citoyen, mais des choix différents pourraient être faits si ce dernier, parce qu’il a besoin d’énergie, était prêt à accepter qu’une éolienne soit implantée sur la montagne voisine. Au sujet de la tarification de l’accès au réseau, je ne suis pas sûr que faire peser le coût de déploiement de nouveaux réseaux sur les énergies renouvelables favorise leur développement, compte tenu de leur intermittence. En effet, il y a dans tout investissement la logique des coûts historiques et des coûts additionnels ; faire peser ces derniers sur les seuls nouveaux entrants rend impossible la résolution de l’équation économique."
Laurent Samama (Président, Bluewatt)
"Ivan Faucheux pense que l’État est en mesure de faire des investissements de très long terme, or de nombreux industriels sont prêts à consacrer des sommes considérables à des grands projets, mais ils ont besoin d’un cadre stable et de garanties de l’État, ce que ce dernier n’apporte pas, eu égard au tarif de rachat de l’électricité solaire photovoltaïque. Par ailleurs, je n’accepte pas que Marcel Deneux se plaigne que les parlementaires ne soient pas toujours écoutés, car ils votent des lois appliquées par le gouvernement. Sur une question aussi sensible que l’énergie, il est nécessaire que le Parlement conduise un débat qui produira des lois claires qui s’imposeront à tous."
Ivan Faucheux
"J’observe que dans un contrat d’achat sur 20 ans payé par le consommateur via un dispositif comme le TURPE, ce ne sont pas des entreprises, mais bien la puissance publique qui paye, grâce à l’impôt. Quand le cadre réglementaire et juridique ne coûte rien à la puissance publique, des investisseurs sont capables de s’engager sur long terme, de huit à douze ans, alors que pour des infrastructures de transport, les durées sont beaucoup plus longues. Les sommes collectées auprès des family offices, ou les fonds de pension ne représentent que 7 % du total en provenance des marchés financiers. Nous souscrivons au besoin de stabilité, mais est-elle soutenable étant donné la crise des finances publiques ?"
Sonia Lioret (déléguée générale adjointe, France Énergie Éolienne)
"Actuellement, les énergies renouvelables payent les coûts de raccordement et de renforcement des réseaux, ce qui induit un transfert de charges vers les producteurs dont les tarifs sont limités. Les coûts avancés par certaines régions fluctuent entre 80 000 et 120 000 euros par mégawatt, ce qui signifierait l’arrêt du développement des énergies renouvelables. Il convient d’être très attentif à cette question à l’approche de l’arrivée des schémas de raccordement."
Fabien Choné
"Des coûts de réseau sont provoqués par des producteurs existants, ou par des nouveaux producteurs dans le cadre de filières faisant l’objet d’obligations d’achat subventionnées par la CSPE. Par conséquent, en fonction du niveau de l’obligation d’achat, l’arrivée de nouvelles filières pourrait être facilitée. Si l’obligation d’achat progresse compte tenu de l’augmentation des charges, la CSPE pourrait augmenter, mais le « timbre » de soutirage du consommateur (son accès au réseau) baisserait. Cela permettrait aux producteurs d’énergie renouvelable de s’installer là où l’impact sur le réseau serait le plus réduit, par exemple vers la Bretagne, ce qui serait vertueux. Il est dommage que l’on n’envoie pas de signaux aux opérateurs qui provoquent des coûts sur le réseau."
Sonia Lioret
"Pour développer les énergies renouvelables, il faut comparer le coût des différentes sources en incluant le prix du renforcement du réseau. Dans le tarif d’obligation d’achat, le coût de raccordement est inclus : s’il augmente, il faudra augmenter le tarif."
Fabien Choné
"Je ne suis pas d’accord avec vous. Pour maîtriser le développement des énergies renouvelables, il convient de tenir compte du dimensionnement du réseau et d’introduire un timbre d’injection pour les producteurs. De cette manière, la production se fera de façon harmonieuse et dans l’intérêt de la collectivité."
Marcel Deneux
"Les grands choix concernant le grand virage de notre politique énergétique restent à faire, et je suis sûr que le Parlement et le gouvernement auront le courage nécessaire. Ces décisions portent sur le choix des énergies renouvelables (si possible, celles qui perturbent le moins le réseau), sur la fourniture d’électricité, en permanence ou non. J’ajoute que la réduction de 20 % de notre consommation d’énergie dans le cadre du paquet énergie-climat concourt à la solution de nos difficultés liées aux pics de consommation. N’oublions pas enfin que cette politique repose sur les programmes de recherche, notamment sur les stockages de l’électricité et du CO2 qui conditionnent tout le profil de notre politique énergétique."
Quelques élements sur le stockage : Comme le dit Thierry LEPERCQ, de Solairedirect, l’Europe toute entière a 90GWh (et non GW/h) de capacité de stockage en STEP. Soit un peu moins de deux heures de la seule consommation française moyenne. Le stockage chimique n’est d’emblée pas un option crédible (à mon avis, aucune des autres ne l’est, mais bon). Thierry LEPERCQ nous parle ensuite des technologies allemandes de production d’hydrogène à partir d’électricité ENRi pour ensuite l’injecter dans le réseau de gaz naturel. D’une part cette technologie sera toujours probablement très chère pour un rendement faible (on fait de la recherche là dessus depuis longtemps). D’autre part, les réseaux de gaz naturel ne peuvent supporter que quelques pourcent d’H2. 5% aujourd’hui, 15% d’ici quelques années (avec des travaux sur le réseau de gaz de ville, qui eux aussi ont un prix). Ce qui signifie que ces réseaux de gaz naturel devront toujours contenir minimum 85% de gaz naturel importé. Autrement dit, cette technologie est condamnée à rester marginale et n’est pas vraiment adaptée à la “transition énergétique”. La méthanation le serait plus, mais là aussi il faut voir le prix…
rajoute une perte d’énergie irréversible (d’origine chimique) d’environ 20-25%, qui, compte tenu du rendement max de 75% entre l’électricité consommée et le H² produit, donnerait un rendement global énergétique de 55%, donc un coût KWh Méthane 80% plus haut que l’électricité EnR. Ceci sans compter l’amortissement des équipements et personnel de conduite (car ces matériels s’amortissent par une dépense journalière fixe, de même que les coûts salariaux) alors que l’arrivée variable d’électrictité ne peut se produire que 4 jours par mois. Le seul avantage serait de ne pas avoir à modifier les installations Méthane, transport et utilisation. Malgré de tels surcoûts (entre un MWh gaz fossile à 50€ et celui ci-dessus à 400€) c’est peut-être l’option la moins coûteuse après tout. La parole est aux industriels.
C’est marrant comme les français réduisent le champ de vision avant de se permettre une analyse. D’abord le monde est constitué de 2 pays : l’allemagne et la france – l’Allemagne n’est pas un mauvais modèle mais il n’est pas le seul. En plus il est très européen alors que les états unis ou les petits pays donnent de l’info sur des modèles moins hégémoniques. Et va-z-y que j’te balance une estimation à la louche perçée : en gros 55% de rendement, ce qui nous fait xx euros au mwh ma bonne dame Bon ! Heureusement que les cerveaux français ne font pas le monde. Le taux d’erreur de vos calcul dépasse 500% par moments, mais allez , aucun pays ne fait de l’aussi bon pinard Si la france s’intéressait au stockage chimique , ça se saurait depuis 4 ou 5 ans. Ce n’est pas le cas , et les latins , quand ils n’ont pas l’intention de développer quelque chose , ne peuvent pas s’empècher de dénigrer ceux qui font un autre choix. C’est comme ça la la la la Vos bouillies d’arguments psycho-technico-economiques ne valent pas le watt que votre pc a brulé pour poster le message. Ca ne mérite pas d’argument contraire , ça ne mérite rien Vous ne développez PAS le stockage chimique , point barre .-
Référedum favorable au Nucléaire annulé, cause quorum pas atteint. Réaction du Parti socialiste bulgare “Les socialistes, à l’origine du référendum, ont assuré de leur côté qu’ils remettront le projet Béléné -lancé en 1987 et interrompu à plusieurs reprises-, à l’ordre du jour s’ils remportent les élections législatives, prévues en juillet. Les Bulgares sont largement favorables à l’énergie nucléaire”. Autres cieux, autres conceptions. Mais les bulgares n’ont pas de PS girouette comme nous (pro-nuc en 1981 et anti-nuc maintenant) ou plutôt pas de PS aux idées molles et piloté par des Verts impérieux. Démocratie à la française, pas beau à voir en ce moment.
…n’auront rien à redire sur mon intervention. Alors la votre… chargé d’insulte dénote bien votre monde de pensée. Comment voulez-vous maintenant que les autres accordent quelque crédit à vos textes?
M. de Ladoucette ignorerait-il lui aussi qu’une énergie s’exprime en kilowattheure et non en kilowatt/heure ? Cette erreur ne viendrait-elle pas plutôt du rédacteur ?
Les messages de Bachoubouzouc et Pas naïf sont effectivement très bien argumentés et sensés. Puisse M. Lionel_fr en faire autant !
@Bachoubouzouc rien que si je prend la valorisation des surproductions nucléaires (qu’EDF n’arrive plus à refourguer en été quand le solaire italien, espagnol et allemand produit à plein volume et qu’il n’y a pas de consommation en France et qu’il refourgue des prix au ras des paquerettes), on peut arriver à faire du MWh gaz à 40 euros, ce qui est assez compétitif si on se met juste à coté d’un consommateur industriel… On est en train de vous trouver le seul truc qui peut encore vous permettre de garder le nucléaire à 50% en France (sinon on ne sera pas capable de dépasser les 30% si on a plus les voisins pour équilibrer les surproduction) et il faut que vous veniez vous plaindre ! Dans le genre tirage de balle dans le pied…
“rien que si je prend la valorisation des surproductions nucléaires (qu’EDF n’arrive plus à refourguer en été quand le solaire italien, espagnol et allemand produit à plein volume et qu’il n’y a pas de consommation en France et qu’il refourgue des prix au ras des paquerettes)” Comme d’habitude, Chelya affabule totalement. En France, les arrêts de tranche sont calés préférentiellement en été, de manière à suivre la courbe de consommation été/hiver. Or il se trouve que cet été, avec les maintenances très lourdes qu’on a commencé à réaliser ces dernières années, les arrêts ont eu tendance à se prolonger et on a même été obligé de redémarrer nos tranches à charbon ! Non, en revanche, l’électricité qui est vendue bradée, c’est l’électricité éolienne et PV que l’Allemagne se retrouve à devoir écouler la nuit ou en milieu de journée par tous les moyens sur le reste de l’Europe. Par ailleurs, nous avons exporté de l’ordre de 10GW pendant toute cette journée et nous avons été exportateur nets pendant pratiquement tout l’hiver, donc je ne me fais pas trop de soucis. J’ai même plutôt hâte que RTE construise plus d’interconnexions frontalières…
renseignez vous plus profondément sur les tractations de vente d’énergie. Sans être expert en bourses, comment penser qu’une énergie aléatoire, pas forcément disponible le moment où on en a besoin puisse être jamais bradée alors que sa concurrente toujours disponible et programmable serait selon vous “bradée”. C’est tout simplement impossible en économie et les traders ne sont pas fous. Je pense que vous avez voulu dire que l’EnR PV / éolein n’est jamais bradée par ses producteurs – ce qui est vrai vu qu’ils sont protégés par les lois aberrantes ordonnant aux réseaux de les leur acheter à prix fixe quelques soient les besoins du moment (sauf en Espagne où le réseau peut refuser livraison d’EnR s’il n’y a pas de deamnde). Par contre celui qui brade le surplus EnR est l’acteur ayant été obligé d’acheter toute l’EnR produite, à n’importe quel moment, c’est lui le cocu. C’est pourquoi les amis savent que quand l’Allemagne est obligée de vendre son excédent à l’extérieur, il lui arrive parfois de payer 200€ le MWh pour le faire accepter au pays voisin. C’est une information du coût qu’un réseau assume en cas d’excès incontrôlable de fourniture: c’est logiquement ce qui nous attend en grand dans quelques années quand tous les pays seront suréquipés en EnR. C’est ce qui se produit depuis 10ans au Danemark mais, Chut! les danois sont très discrets là dessus, il faut fouiller dans les rapports en danois de-ci, de-là.
Effectivement tout le monde aurait besoin de stockage hydrogène a forte capacité d’absorption .. (puissance absorbable plus que de puissance destockable qui entrerait en concurrence avec les autres sources) Le problème c’est que l’industrie nucléaire craint – à juste titre – que l’hydrogène l’enterre définitivement. Le premier diagnostic fatal pour la filière nuke, c’est l’arrivée des véhicules hydrogène et les alliances dans ce domaine commencent à sonner le tocsin ! Et comme nos pronukes sont plus intuitifs que pragmatiques, ils sentent bien cette odeur de souffre sur les droits des EnR qui ne fait que préparer le terrain pour le scenario léthal. La france a effectivement beaucoup exporté aujourd’hui , et les éoliennes ont bien tourné ici mais c’est peu de chose , voyez la production éolienne outre-Rhin , ça a comme un goût de roussi pour la vieillle économie de l’énergie atomique, vive le vent
On aimerait surtout que le vent souffle en période de grand froid et les statistiques RTE et d’autres montrent que c’est exactement la période où le vent est absent pour cause météo: un anticyclone donne le froid et stoppe les vents, cela sera toujours vrai. Donc on a surabondance d’éolien quand on ena le moins besoin, pas de chance !! L’action EdF est plombée par le boulet que lui imposent les gouvernements successifs, à savoir le différentiel de surcoût de EnR obligatoires qu’EdF ne peut pas facturer aux particuliers: 4.2milliards d’€ pour 2012. Les gouvernements manquent de courage et masquent donc leur impéritie aux électeurs. Ce boulet, essentiellement constitué de PV, va enfler au rythme des rêves de batholiques et encore plus rapidement avec l’arrivée en masse des off-shore coûtant un différentiel de 200€ (contre 30 en on-shore) par MWh. Ceci explique pourquoi EdF a créé EdF-EnR tantôt pour profiter de la manne écologique du moment et qu’ils se lancent en UK où les gouvernements sont moins dogmatiques, quitte à s’appeler un jour “Electricity of UK” !!!
L’H² nest pas une énergie mais un vecteur, tout comme un fil électrique n’est que le vecteur d’une énergie produite ailleurs. H² s’enterrera de lui même sous une avalanche de coûts, inutile de tirer dessus. Votre idée est génieale: Utilisons “H² pour absorber l’énergie, pas pour la réutiliser”! Mais je vous propose une amélioration: laissez-là dans l’atmosphère cette énergie que vous ne voulez pas utiliser, ça fera plus écologique. L’alliance PSA sur un “hybride essence-air comprimé” ne contient pas une seule bulle d’ H². Et la France reste le premier exportateur d’électricité mondial, l’Allemagne nous en a vendu 9TWh en 2012 tandis que nous en avons vendu 25 aux suisses.. Tiens, mais qu’en font-ils ces citoyens-là, avec tous leur barrages de leur beau pays? Ils stockent l’énergie française de nuit pour la revendre à demande en… Allemagne de jour, pour équilibrer son réseau au bord de l’apoplexie..!
Comme d’habitude, vous connaissez la vérité (vous l’avez lue sur Enerzine) et vous essayez de la retourner à l’avantage de votre idéologie. Mais elle est tout autre : L’éolien et le solaire sont “premiers” dans le merit order parce que la loi les y impose. A 82 et entre 100 et 380€/MWh, ils ne seraient tout simplement pas dans le merit order si le marché n’était pas réglementé. Les gestionnaires du réseau de transport en Allemagne et de distribution en France ont l’obligation d’acheter leur courant même quand ces pays n’en ont pas besoin. Ce qui explique que l’Allemagne, où l’éolien est très développé, voit régulièrement le prix SPOT de son électricité s’effondrer jusqu’à des prix négatifs quand la production dépasse la consommation. “si vous exportez 10 GW demandez vous comment vous arriverez à continuer à équilibrer votre périmètre sans les voisins pour absorber vos surproductions ?” Pas compliqué : Je baisse la consigne sur la régulation de puissance de mes réacteurs. Vous savez, le truc qui est impossible avec vos énergies erratiques. Et j’économise mon combustible en passant. En attendant, les besoins de nos voisins pour notre électricité ne semblent pas se tarir…
Votre cours magistral sur la vectorisation de l’h2 semble vous satisfaire… mais moi non ! L’hydrogène n’a jamais été une source d’énergie sinon l’univers s’enflammerait ! pensez donc ! avec 95% d’hydrogène 🙂 c’est juste un peu plus subtil Sur terre , c’est l’oxygène la source d’énergie mais vous vous en fichez car l’oxygène est gratuit et que votre discours présuppose une utilisation industrielle même si vous ne le dîtes pas L’air comprimé n’a jamais fait rouler un véhicule commercial à ce jour et puisque vous aimez les discussions débiles où tout le monde se croit le prof de l’autre, je vous “enseignerai” que l’air comprimé pert presque toute son énergie sous forme adiabatique à la fois au stockage et au destockage .. pourquoi ? Parce que le débit d’énergie est trop élevé en comparaison de la capacité radiative de la cuve sous pression. Compresser de l’air au freinage est surtout une bonne idée pour FAIRE DU FROID car la chaleur de la compression est évacuée par radiation et la décompression permettrait pex de refroidir un frigorifique. Seulement voilà , cette histoire adiabatique est le piège à gogo de l’air comprimé depuis toujours. Allez je continue car je vous sens friand de grandes découvertes. L’hydrogène utilisé embarqué dans un véhicule souffre un peu du même problème que l’air comprimé car le peu d’énergie thermique que sa combustion procure exige un flux assez important relativement au méthane. Pire : l’hydrogène ne produit que de la vapeur d’eau dont le refroidissement provoque une DEPRESSION presque aussi énergétique que l’expansion oscillatoire issue de son oxydation. Nous avons donc au moins 5 sources d’énergie distinctes dans l’hydrogène comprimé : 1. la pression (700bar c’est énorme) 2. la chaleur de combustion 3. l’expansion due à la vitesse de combustion 4. la réaction adiabatique (la cuve refroidit abaissant le pression tandis que le moteur s’échauffe) 5. la condensation bien plus marquée que pour le méthane qui produit du CO2 toujours gazeux à température terrestre Je vais encore vous donner un argument qui vous fera passer pour plus érudit que vous l’êtes la prochaine fois que vous viendrez nous gonfler avec votre ignorance sur le forum : l’hydrogène a la fâcheuse propriété de ronger les métaux ! ce n’est pas de la corrosion , on parle de “fragilisation” , en effet, même si tout le monde parle de cette histoire de fuites que le petit atome d’hydrogène passerait au travers des matériaux, il fait surtout quelque chose de plus pernicieux : L’hydrogène atomique réagit en présence des métaux (en particulier l’acier) comme une “catalyse spontanée” saturant les molécules des composants des aliages qui perdent certaines de leurs propriétés mécaniques Et devinez un peu ce qu l’industrie pense de tous ces problèmes : ELLE ADORE ! contrairement à vous dont les explications plafonnent au niveau d'”Hélène et les garçons” , l’industrie normale càd capitaliste cherche des solutions plutôt complexes à mettre en oeuvre : elle ne s’intéresse absolument pas au petits bricolages que votre QI vous autorise car on ne peut pas les breveter ! Sans brevets , plus de R&D , plus de médicaments , plus de procédés ! plus d’industrie C’est pourquoi le niveau bac-12 dont vous avez la générosité de nous faire profiter ne lui est d’aucun secours .. à l’industrie j’entends car vous pourrez peut être impressionner un gamin de 6 ans avec vos salades mais pas l’industrie qui a besoin d’adultes plutôt éduqués pour fonctionner.. encore plus que d’énergie même je dirais
“Le principal avantage de l’éolien et du solaire c’est d’avoir des OPEX totalement fixe qui permettent aux clients de sécuriser des prix de vente sur 20 ans…” Pour l’instant, le “principal avantage” des producteurs de solaire ou d’éolien est d’avoir des tarifs d’achat totalement fixes” qui leurs permettent ( à eux et non pas à leurs clients car sauf très rare exception ils n’en n’ont pas et sont sous régine d’obligation d’achat) de sécuriser des prix d’achat sur 20 ans. C’était juste pour reformuler, au cas où des lecteurs naifs passeraient par là.
Sacré Lionel! Voua avez quand même dû sécher quelques cours de PC dans votre conquète du niveau Bac+12 mais on ne vous en veut pas, qui n’a pas séché quelques cours….. Mais l’oxygène est un carburant, la compression d’air est une bonne façon de faire du froid, et les 700 bar de l’hydrogène comprimé sont une source d’energie énorme ‘(et gratuite?)! On attend avec impatience un livre où vous nous synthétiseriez tout ça! Et pourquoi pas un livre scolaire?Au point où on en est….de l’ambition, que diable!
Vous vouliez peut-être parler de clients avec PPA obligés à des RPS dans un régime de PTC, ou de “green certificates”????$ On peut en parler si vous insistez, mais le “tarif d’achat” à la mode Allemande ou Francaise a le mérite de montrer clairement les coûts associés, en €/MWh. “C’est pour ça que ce qui est bradé en Allemagne c’est pas le prix des EnR qui ont toutes déjà des clients” Aucun MWh renouvelable en Allemagne n’a de “client direct”, sauf très rares exceptions dont bien sûr vous allez nous parler en les quantifiant….