Dans le nord-est de l’Allemagne, à Falkenhagen, une installation pilote destinée à convertir l’électricité d’origine éolienne en hydrogène, qui pourra être stocké dans le réseau gazier allemand est actuellement en cours de développement par le groupe E.ON.
Le géant allemand de l’énergie annonce avoir investi plus de 5 millions d’euros dans l’installation pilote et dans le développement de cette technologie innovante.
A partir de 2013, cette installation produira quelque 360 m³/h d’hydrogène par électrolyse, en utilisant l’électricité provenant de sources renouvelables. Cet hydrogène sera injecté dans le réseau de gazoducs opéré par Ontras et utilisé comme du gaz naturel normal. Le réseau gazier devient ainsi un lieu de stockage pour l’électricité issue de sources renouvelables, dont la production dépend des conditions météorologiques.
E.ON s’engage à tester et à développer cette technologie de manière approfondie. Le potentiel est immense : "dès maintenant, on peut ajouter sans aucun problème jusqu’à 5 % d’hydrogène au gaz naturel" a indiqué E.ON dans un communiqué.
A moyen terme, les experts estiment que cette proportion pourra être portée à 15 %. Autrement dit, la totalité de la production actuelle d’électricité d’origine renouvelable pourrait être stockée dans le réseau gazier allemand. Les besoins en capacités de stockage ne devraient toutefois croître dans de tels ordres de grandeur qu’au cours des prochaines décennies, lorsque l’essentiel de l’électricité sera produit à partir d’énergies renouvelables.
« Pour pouvoir augmenter encore la part de l’éolien, dépendant des conditions météorologiques, au cours des prochaines années, nous avons besoin de nouvelles capacités de stockage. La démarche consistant à mettre à profit l’infrastructure gazière existante pour stocker de l’hydrogène est promise à un bel avenir : elle nous permet de combiner nos atouts comme fournisseur d’électricité et de gaz », a expliqué Klaus-Dieter Maubach, membre du Directoire d’E.ON AG en charge de la Technologie et du Développement.
Si, dans les années à venir, l’Allemagne augmente la part de l’éolien et du solaire, par nature fluctuants, dans sa production électrique, l’offre d’électricité dépassera par moments la demande, ce qui risque de pousser le réseau électrique jusqu’aux limites de ses capacités. C’est pourquoi E.ON investit dans cette technologie permettant de stocker le surplus d’électricité.
Pour l’heure, les travaux se concentrent sur l’élargissement des capacités des centrales de pompage-turbinage. E.ON prévoit entre autres d’agrandir la centrale hydraulique de pompage-turbinage du lac Edersee, dans le centre-ouest de l’Allemagne, et de construire, avec ses partenaires, une nouvelle centrale à la frontière avec l’Autriche.
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 !! shame on them
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.
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 !
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 ! 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 1890 avaient 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 ……
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. à suivre de près donc.
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 .
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
Vaut-il mieux un excellent rendement de 95 % à partir d’un nuisible environnemental …. ? Ou vaut-il mieux un rendement minable de 20 % sur du propre environnemental …. ? That’s the question ………..! OK pour les STEP, mais difficile à étendre … ! .
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”
Cette solution qui combine CO² et hydrogène est présentée dans le scénario négaWatt 2011, sous le nom de “méthanation”. Il est prévu la production de 30 TWh par an afin de contrebalancer les fluctuations des sources variables d’EnR tout en produisant un peu de chaleur. Page 19 de cette synthèse
Et l’oxygene produit par l’hydrolyse, ils en font quoi? Ils le mettent en bouteille et le vendent j’espere. (c’est une source de revenu complementaire qui diminuera le cout global du systeme)
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 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. 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)
. 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 ?
Je ne comprends pas : 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…
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..
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 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. Si l’on en croit les courbes de RTE pour le mois de septembre 2011 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
>>”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 !
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 : Jamais entendu le mot MYRTE dans la bouche d’Eva Joly, et vous ? Pour qui roule-t-elle ?
Ici aussi quelques données sur le mcphy energy 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 (?) Ca mériterait un calcul détaillé !
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.
C’est effectivement ce qu’il me semble, mais ca n’empêche pas de poursuivre les recherches en ciblant des marchés de niche au fur et à mesure des développements. Quand j’aurai le temps et le courage, j’essayerai de faire un modèle qui étudiera le minimum de prix du gaz nécessaire pour atteindre la parité Mettre 100 M€/an voire plus dans la recherche sur le sujet (comme le soutient à MYRTE) et le soutient à la R&D des entreprises du secteur ne me semble pas déraisonnable (tant qu’on ne finance pas des outils industriels). De toute façon, ca coûtera moins cher que mettre un tarif de rachat…
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
Bachoubou ? C’est un code entre vous. Les travailleurs du nuke utilisent un language subliminal , et le dernier mouton de panurge de s’exclamer “ca coute une fortune ?” Je vous ai bien lu.. Dieux merci , j’ai mis mon siege social derrière vos frontières. Votre simulacre de discussion est digne d’un grand guignol
Myrte est un projet inconnu de l’association de lHydrogène et de google, c’est un projet secret, qui se situe en corse , et apparemment très propice à passer de bonnes vacances pour les fonctionnaires mais pas vraiment crédible jusqu’à ce qu’ils expliquent un peu ce qu’il font à part coûter un fortune
TOYOTA vient d’annoncer qu’il avance la sortie de son premier véhicule H2 initialement prévu en 2015 , elle sortira en 2014 ! lu dans les brève de l’AFH2 .. (cf google)
>>”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) ” Pour l’altercomprenant de service, il est clair que mon premier post désigne une usine d’électrolyse, tandis que le dernier essaye d’extraire un coût partiel de l’installation McPhy. Essayer d’apporter des données concrètes n’est pas votre spécialité, ca on sait, mais peut-être pourriez-vous faire un effort ? >>”Votre rapport à la disponibilité d’une installation electrolyse exclut le nucléaire .. est-ce une une approche “toute chose égale par ailleurs ?” Comprend pas ! sans doute “votre prose est confuse” >>”Actuellement la production nuléaire nocturne accapare les STEP et l’hydrogène serait limité à l’éolien et les STEP au nucléaire” Un peu de concret pour vous aider : Les centrales nucléaires sont pilotables, au risque de vous surprendre. Ca veut dire que quand la production baisse, c’est qu’on diminue intentionnellement leur puissance ce qui se traduit par une perte de disponibilité. Hier la production nucléaire a varié de 2 GW sur la journée, une production d’hydrogène pour injection au réseau gaz ou par reconversion par PAC permettrait de gagner cette disponibilité perdue (~5%), à condition bien sûr que ce soit rentable. >>”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” Lionel_fr, fournissez-moi donc un coût unitaire de la production d’hydrogène. Merci. Je suis preneur. Ca vous donnerait du crédit. >>”Tout ceci n’est pas d’une clarté exemplaire et je vous dispense complètement de l’expliquer plus avant. ” Vous êtes cocasse : je vais vous citer : “Noter que je ne souhaite pas vraiment cela, mais franchement votre arrogance est déplacée et pour tout dire , fait penser à quelqu’un qui va bientôt glisser sur une peau de banane.” Quand déciderez-vous d’être constructif ? Ca vient quand Lionel_fr V2.0 ? Bref encore du blabla, rien à offrir… que du vent ?
Noter que si je connaissais ce coût , je ne le donnerais pas orlors que votre patron est prèt à me payer le double de votre salaire pour lui fournir l’info. OK foin d’ironie. Le hiatus entre vos posts et l’article est qu’on décrit un procédé qui brille par sa simplicité et surtout par la mutualisation des installations existantes. C’est une approche aux antipodes de ce que vous décrivez , stockage hors de prix, PAC encore plus chère. Imaginez ce que serait l’internet en france si les PTT avaient décrété que seule la fibre optique était autorisée pour faire du haut débit ? Puis le DSL est arrivé et aujourd’hui , 22 millions de français sont connectés en haut débit , le commerce en ligne explose et l’internet concentre grosso modo 25% de PIB ! Vous vous rappelez Fabius et son “plan câble” ? ha ha L’intéret de l’adsl n’est pas vraiment ses performances qui sont assez mauvaises par rapport à l’éthernet mais l’utilisation du réseau existant avec très peu de modifs… voila , maintenant tout le monde s’en fiche car il est partout pourtant il y a 10 ans , personne ne l’avait. Ici , c’est exactement la même chose , le but du jeu est de faire le plus possible avec le moins possible , si vous débarquez avec des hydrures et des pacs , je crois que ça va pas le faire… Mais une fois de plus je constate que vous avez le bon lien.. vous êtes donc absout d’avoir complètement dérapé sur l’esprit du projet.
Voici quelques passages relevés sous certains de vos articles : >>”Myrte est un projet inconnu de l’association de lHydrogène et de google, c’est un projet secret, qui se situe en corse , et apparemment très propice à passer de bonnes vacances pour les fonctionnaires mais pas vraiment crédible jusqu’à ce qu’ils expliquent un peu ce qu’il font à part coûter un fortune” >>”Dieux merci , j’ai mis mon siege social derrière vos frontières. ” >>” Vu qu’il est difficile pour les scientifique de faire carrière en France si on ne chate pas les louanges de l’excellence nucléaire française.. et quel que soit le secteur industriel. ” >>”Et si le problème , c’etait encore plus vous que l’atôme ???????” Et de nombreux autres par ailleurs… De plus en plus, l’essentiel des propos de certains intervenants, dont Lionel_fr et Renewable en particulier, repose sur la stigmatisation et l’insulte d’une classe de la population française, celle travaillant dans le nucléaire, voire de l’ensemble des citoyens français, en général. Leur aggressivité et leur mépris peuvent encore être acceptable (quoique très désagréable) tant qu’il restent ciblé sur l’individu, mais ces procédés de généralisation à outrance sur des classes de population qui ne savent même pas ce qui est écrit sur eux ici, s’approche de la discrimination et de la xénophobie. Libre à EnerZ de laisser son forum devenir une foire d’empoigne où règnent la généralisation, l’insulte, la diffamation gratuite et l’absence de preuve, mais il en perd du coup tout intérêt.
“Je vous ai bien lu.. Dieux merci , j’ai mis mon siege social derrière vos frontières.” Lionel, honnêtement je n’ai pas compris un traitre mot de ce que vous me disiez dans votre commentaire de 19h40. Pouvez vous vous exprimer plus clairement ? En ce qui concerne Toyota : En effet ils ont un projet dans les cartons, de même que Mercedes, BMW, etc. Mais vous remarquerez que ces projets ne sont pas tout jeunes, que chaque constructeur a en réserve un projet de voitude à pile à combustible depuis très longtemps. Vous remarquerez de plus que l’effort déployé par l’ensemble des constructeurs de la planète est sans commune mesure avec celui fait pour les voitures électriques. Des constructeurs comme Renault ou Mitsubishi y investissent des sommes considérables. Les voitures à pile à combustible sont toujours étudiées, le développement de ces véhicules est toujours prévu par les constructeurs, mais ils sont toujours en attente d’une technologie de production peu chère du H2 (qui finira bien un jour par arriver). Pour le reste, je n’ai jamais dit que le stockage d’énergie ENR était impossible, je dis juste que les technologies sont pour l’instant encore à l’étude et vont le rester encore un bout de temps. Pour prévoir l’avenir de l’énergie, il ne faut donc pas tout miser là dessus.
>>”C’est une approche aux antipodes de ce que vous décrivez , stockage hors de prix, PAC encore plus chère. Imaginez ce que serait l’internet en france si les PTT avaient décrété que seule la fibre optique était autorisée pour faire du haut débit ?” Mon premier poste n’évoque absolument pas la PAC autrement que comme solution pour valoriser de l’hydrogène. Le chiffrage de l’AFH2 ne concerne que l’électrolyse ! Le dernier post sur le McPhy essaye de relier les deux données pour confirmation/infirmation ! >>”Noter que si je connaissais ce coût , je ne le donnerais pas orlors que votre patron est prèt à me payer le double de votre salaire pour lui fournir l’info.” Ne dévalorisez donc pas ceux qui font l’effort d’en évaluer le coût et taisez-vous, ou alors argumentez ! >>” je ne le donnerais pas orlors que votre patron est prèt à me payer le double de votre salaire pour lui fournir l’info.” Ce genre de propos doivent cesser !
@ bachou J’ai dû installer mon siege social dans un autre pays que la france car mes associés en ont fait une condition sine qua non de leur collaboration. Notez que j’aurais bien aimé l’installer dans le pays où j’ai grandi mais à vous écouter je me félicite de travailler aux normes internationales plutôt qu’à vos normes néo-féodales. Vous avez raison, l’éconmie de l’hydrogène est une pitrerie ridicule que l’inventeur de la voiture hybride réserve comme toujours à un pays absurde où l’énergie n’est même pas un monopole d’état. Tout le monde est d’accord sur le fait que l’amérique du nord n’est pas assez française pour avoir droit de cité sur le web. Le pays qui vous permet maintenant de trouver de l’info gratuite sur l’internet va vite comprendre que le fonctionnaire français a vocation à lui expliquer comment fonctionne l’univers. Surtout roulez au lithium puisque Renault vous y autorise Eloi Mais achetez vous un site mr Eloi, vous pourrez nous y amuser avec votre numero de clown triste de ne pas être reconnu comme comme le ministre que vous désespérez de devenir. Je vous promets que je viendrai y cliquer quelques bannières Ce que vous dites de l’économie hydrogène en réaction à un excellent article est désastreux … Cela ne reflète que vos intérets corporatistes. Ce que je dévalorise, c’est un simulacre d’argumentation verbeuse, qui parle d’évaluer les couts en dénigrant le vrai projet en cours de déploiement. Si vous faisiez correctement ce travail , vous n’en parleriez pas dans ces termes : Vous minorez sa disponibilité en le limitant à un appoint éolien bridé et en même temps vous majorez son cout en le rendant dépendant de vos potes de chez mcphy et vos rocambolesque projet corse. Toute votre analyse est truquée et vous avez l’applomb de dire que vous faites l’effort d’évaluer le coût .. Arrètez donc de faire ces efforts Mr eloi, les qualités de cette technologie n’ont aucun rapport avec votre analyse. Oubliez donc l’hydrogène et faites ce que vous savez faire. Vos efforts manqueront à personne , je vous rassure
Que faute de pouvoir utiliser cette énergie fluctuante et non stocable, l’éolien se contente de s’abaisser au niveau des sources thermiques ordinaires qui va être excessivement cher puisque le MWh éolien électrique se trouve acheté entre 90 et 150€ de par la Loi, disons ces jours-ci vers 90 et dans 15ans cela sera 120€ à cause de la croissance des champs off-shore, et se convertit en gaz H² avec 75% de rendement au max, c’est à dire 160€ le MWh thermique net PCS. En PCI ça donne 200€ en concurrence avec les 6€ du gaz naturel russe. Quelles belles économies pour le quidam moyen ! Qui se fout tout ça dans les poches? Le lobby gazo-éolien bien sûr…
Etude de l’injection de dihydrogène (H2) produit par électrolyse dans le réseau de gaz naturel, procédé proposé en tant que solution de stockage au problème de l’intermittence. 1/ Modèle de chiffrage du coût du H2 Le coût de l’hydrogène produit par électrolyse est donné par l’AFH2 (Association Française de l’Hydrogène) en page 4 du lien suivant : L’expression AFH2 est la suivante : Coût H2 en $/GJ = 1,25 x coût électricité en $/GJ + 7,1 $/GJ Soit en €/MWh, (taux de change 1 €=1,30 $) : Coût H2 en €/MWh = 1,25 x coût électricité en €/MWh + 20 €/MWh La disponibilité impacte les frais fixes unitaires. En supposant l’expression AFH2 donnée pour un fonctionnement à 100% de disponibilité (8760 h/an), l’expression devient : Coût H2 en €/MWh = 1,25 x coût électricité en €/MWh + 20 €/MWh / taux de disponibilité (entre 0 et 1). C’est ce modèle qui sera utilisé dans toute la suite de ce post. 2/ Coût du H2 dans le cas de l’utilisation de la production électrique de base Si l’usine H2 a une disponibilité de quasi 100%, cela signifie qu’elle n’utilise pas d’électricité intermittente (ou une fraction peu significative) et alors le coût d’achat de l’électricité est grosso modo celui du prix du marché de l’électricité. A 55 €/MWh, cela donne un coût de production en sortie d’usine de 80 €/MWh soit supérieur au prix du gaz naturel distribué au particulier (France / Allemagne : ~60 €/MWh au particulier petite consommation, cf energy cost point ue). Il est donc loin d’être rentable de produire de l’hydrogène par électrolyse par l’utilisation de l’électricité puisque le coût de production sortie d’usine est supérieur au prix du gaz naturel distribué au particulier petite consommation, qui est le prix le plus élevé sur le marché. Sur la base de frais fixes nuls (cas idéal), et d’une disponibilité de l’usine H2 de 100%, le prix de l’électricité doit être inférieur à ~25 €/MWh pour être compétitif à moyen terme avec le coût du gaz (
D’abord pour vous remercier de ces explications et de chiffres qui vont avec. Les bonnes âmes dont font partie notre ami Lionel, très en forme sur ce post, veulent toujours laisser penser que comme la ressource est gratuite (le vent, le soleil), le prix final devrait être très faiblement positif…. Pas de chance, cette ressource gratuite nécessite des investissements importants pour être transformée… Et alors là c’est le coup de Jarnac, “oui mais les Enr amènent à certains moments des prix négatifs sur les marchés de l’électricité, donc c’est rentable”. Au-delà du fait que les mêmes bonnes âmes ne comprennent pas qu’il s’agit d’un abberation des marchés non vraiment conçus pour ça à l’origine,, qui sera forcément rectifiée, ils oublient également de nous dire que cette aberration ne se produit que quelques heures par an, chiffre qui pourrait effectivement monter à quelques centaines. Mais qui va construire une usine d’electrolyse ( et encore plus de “e-gas”) qui fonctionnerait quelques centaines d’heures par an? Ou plutot, quel est le prix de sortie de l’H2 ou mieux encore du e-gas, en €/MWh, calculé sur une base économique prenant en compte l’ensemble des coûts nécessaires. On attend les réponses…..
L’hydrogène est 3 fois plus énergétique que le gaz naturel. Donc, les 15% annoncés en volume représenterait près de 45% d’énergie en plus des 85% du gaz naturel restant soit 130%. Cela permettrait alors de réduire la consommation de gaz de 35% (100 – 85/1.3) et non de 15%. Le rendement des processus de production d’hydrogène ne cesse de s’améliorer et dépasse les 75% tandis que le coût de production de l’hydrogène est en baisse constante (à l’inverse des tarifs du gaz naturel importé). Evidemment, tout cela ne se fera pas en un jour.
Concernant le contenu énergétique de l’hydrogène, votre remarque est vraie si l’on considère une fraction massique, mais pas si l’on considère une fraction volumique (ou molaire). * Le PCS du méthane est 50 MJ/kg, ou de 802 kJ/mol, soit 36 MJ/Nm3. * Le PCS du dihydrogène est 142 MJ/kg, ou de 286 kJ/mol, soit 13 MJ/Nm3. Comme une unité de gaz est généralement évaluée en m3, je pencherait sur le fait qu’au contraire le dihydrogène dégrade le PCS du gaz naturel. Néanmoins, effectivement, cela mériterait une précision sur ce point. Si quelqu’un à une info ? Concernant le rendement, celui-ci est intégré dans le modèle de l’AFH2, c’est l’inverse du terme 1,25, soit un rendement d’électrolyse de 80%. Néanmoins, et je suis d’accord, si l’on souhaite réduire le coût de l’électrolyse à des fins énergétiques, il est nécessaire de réaliser des usines-pilotes comme celle de Falkenhagen. D’autant plus si celle-ci est basée sur une invention nouvelle (?) Enfin, merci pour votre lien, qui semble bien documenté !
Ok , l’anayse de coûts est plus fouillée. Il faut noter des points qui affectent les variables. Le coût de conversion AFH2 date de 2006. La puissance de l’installation est faible (~1MW) plus propice à l’expérimentation qu’à la production. C’est une installation critique , vouée à décharger le réseau lors de pointes ou à convertir la production nocturne (gros volumes constants) Le facteur de charge éolien n’est pas connu actuellement , l’offshore peut influer nettement et les amélioration des turbine sont régulières Le gain espéré porte sur un gaz importé soumis à fluctuations géopolitiques. Cet aspect peut primer sur tous les autres en cas de tension politique. En outre , le producteur français ne répercute pas ses coût de pointe ce qui peut affecter lourdement son bilan. L’interopérabilité des réseaux gaz/HT a un effet déflationniste sur le transport Vu le maître d’oeuvre , je ne pense pas que l’investissement de 5Mn€ soit assorti de frais financiers. C’est un projet R&D dont l’objectif consiste précisément à réduire le coût du déploiment. Le commerce extérieur allemand profite nettement des EnR. Ce serait le cas aussi en France si Areva avait pu racheter Repower : La conversion en gaz étant une extention logique de ce système de production , l’électricien allemand n’a pas forcément vocation à en tirer un profit important mais plutôt à l’intégrer dans une offre cohérente à l’export. En clair, les marges peuvent être faibles si le marché est vaste (ce raisonnement n’a pas de validité en france ou les marges sont fixes et les volumes faibles) Il y a donc une différence importante dans les contexte des deux pays Cette installation de recherche est une plateforme vers d’autres technologies catalytiques qui n’ont pas été menées avec la rigueur nécessaire à ce jour. Ces recherches étant par définition très longues et très chères. La rentabilité de cette plateforme ne fait pas de doute à court terme. Enfin la demande d’hydrogène étant vouée à une croissance importante, il n’est pas évident que l’H2 produit aille en totalité dans le réseau gazier. Des informations très importantes manquent sur les débouchés de lH2 actuellement.
“Cette installation de recherche est une plateforme vers d’autres technologies catalytiques qui n’ont pas été menées avec la rigueur nécessaire à ce jour” Parce que en plus de ce que tout ce vous faites déjà, vous êtes membre de commissions d’évaluation des programmes de recherche dans le domaine energétique? Il faut que je fasse attention à ce que je raconte alors, le panneau+la batterie d’occase pour tout le monde, le grille-pain obligatoire piloté par RTE par bande AM, tout celà serait en fait des informations “privilégiées” sur ce qui ce qui est à l’étude dans les labos les plus pointus? Quel honneur pour nous comptables besogneux (il se reconnaitront) de voir une telle sommité , travailleur actif au demeurant,trouver le temps de faire un tel effort de vulgarisation sur ce forum. Chapeau bas.