La Croix Valmer veut être la plus autonome possible en énergie

Le groupe Areva a indiqué vendredi dernier avoir remporté l’appel d’offre lancé par la ville de La Croix Valmer (département du Var) pour la fourniture d’un système de stockage d’énergie.

La Croix Valmer, commune du Golfe de St Tropez, initie un projet innovant – le projet Janus – qui consiste à développer et mutualiser un ensemble de systèmes de production d’énergies intitulés « chaine hydrogène » basés sur l’utilisation des techniques photovoltaiques, de l’hydrogène et de son stockage pour mettre en oeuvre des piles à combustible hydrogène / oxygène.

L’objectif est de contribuer à l’autonomie énergétique partielle, de secourir des bâtiments de la commune et de contribuer à la stabilité du réseau électrique général (EDF).

Areva installera une Greenergy Box, procédé industriel innovant de stockage d’énergie développé avec le support de l’organisme public de financement et de soutien à l’innovation technologique OSEO, dans le cadre du programme Horizon Hydrogène Energie (H2E).

La Greenergy Box d’Areva, qui se compose d’un électrolyseur et d’une pile à combustible, est un dispositif unique au monde. Il permet le stockage d’hydrogène et d’oxygène obtenus par électrolyse de l’eau en période de faible demande d’énergie et leur recombinaison pour produire de l’électricité lors des pics de consommation.

A l’instar des installations de la plateforme MYRTE déployée en Corse par Areva depuis janvier 2012, la Greenergy Box de La Croix Valmer sera connectée à des panneaux photovoltaïques de 35 kW crête situés sur un bâtiment public. Elle servira à compenser une baisse de production ou prendre le relais du réseau électrique de la commune en cas de coupure.

Son installation interviendra au cours du dernier trimestre 2013. La région PACA, l’ADEME et le FEDER figurent parmi les partenaires de financement de cette opération. Ce projet bénéficiera du retour d’expérience de la plateforme MYRTE dont les résultats ont démontré l’efficacité des solutions hydrogène en environnement réel.

Pour Luc Oursel, Président du Directoire d’Areva, « le stockage d’énergie représente un atout majeur pour le développement des énergies renouvelables dans le monde. L’installation de cette deuxième Greenergy Box confirme le passage de notre technologie de la phase de recherche à la phase industrielle. Avec ce succès commercial, Areva se positionne plus que jamais parmi les leaders de la filière hydrogène et pile à combustible. »

La Croix Valmer veut être la plus autonome possible en énergie

François Gimmig, maire de La Croix Valmer, a déclaré : « L’avancée de ce projet nous conforte dans nos choix et confirme notre position de commune innovante et leader en matière de développement durable. Le soleil de La Croix Valmer attire depuis longtemps de nombreux visiteurs ; désormais sa valeur prendra une autre dimension économique, ainsi qu’une valeur sociale et environnementale

Le contexte énergétique de La Croix Valmer

La Croix Valmer, commune du Golfe de Saint Tropez, est soumise à de fortes variations de fréquentation entre la période hivernale et la période estivale, où la population est multipliée par 10. En outre, située géographiquement en bout de réseau électrique, La Croix Valmer est sujette à des coupures de courant intempestives et répétées et est, par ailleurs, confrontée à une facture d’électricité importante.

Dans ce contexte énergétique sensible, la commune s’est fixée l’objectif ambitieux d’être la plus autonome possible dans sa consommation énergétique, de limiter ainsi sa dépendance au réseau, de préserver l’environnement et d’agir dans une logique de développement durable. La Croix Valmer a mis en place un Agenda 21, en cours de labellisation, et a lancé le projet Janus, labellisé le 5 octobre 2010 par Capénergie.

La Croix Valmer veut être la plus autonome possible en énergie

Un concept innovant

Ce projet consiste à développer et mutualiser un ensemble de systèmes d’énergie reposant sur des choix techniques de couplage de panneaux solaires photovoltaïques / chaîne hydrogène, basée sur la solution Greenergy Box de HELION – AREVA pour le stockage de l’énergie à base d’hydrogène.

Cette solution consiste à intégrer le modèle suivant:

– faire l’électrolyse de l’eau pour produire de l’hydrogène et de l’oxygène
– stocker ces deux gaz pour obtenir l’autonomie suffisante
– mettre en oeuvre une pile à combustible pour produire de l’électricité et de l’énergie thermique (eau chaude 70°)

L’idée maîtresse autour du modèle énergétique, est de développer notre capacité de constituer, de disposer et de gérer un stock énergétique conforme aux nouvelles orientations et de permettre à nos enfants de ne plus dépendre des énergies fossiles qui, c’est certain, sont destinées à disparaître.

Le caractère innovant du projet Janus repose principalement sur :

– la mise en œuvre programmable et contrôlable des chaînes hydrogène,
– la production décentralisée des gaz permettant de s’affranchir d’une logistique d’approvisionnement,
– la gestion intelligente de la mutualisation de différentes sources de production énergétiques (solaire, hydrogène, réseau),
– l’îlotage des bâtiments : continuation de l’alimentation des bâtiments lors de la perte du réseau électrique

La finalité du projet

Les principaux objectifs ciblés par la commune de La Croix Valmer au travers de Janus sont :

– d’assurer une production « verte » d’énergie électrique et thermique des bâtiments municipaux,
– de rendre ces bâtiments partiellement autonomes en énergie et secourus en cas de perte de réseau,
– de réduire la facture énergétique de la commune dans une logique de développement durable,
– de développer une solution fiable et sûre, transmissible aux générations futures
– de faire de la commune une vitrine environnementale sur les plans communal, régional et national, voire sur la scène européenne.

Janus est un projet novateur qui s’inscrit également dans une démarche d’amélioration continue des performances visant non seulement la baisse des coûts des équipements mais aussi l’augmentation d’autonomie énergétique des bâtiments.

Articles connexes

S’abonner
Notification pour
guest
34 Commentaires
Le plus ancien
Le plus récent Le plus populaire
Commentaires en ligne
Afficher tous les commentaires
papi12

Je trouve ce sujet intéressant, mais je regrette qu’il n’y ait aucune information technique (sur les consommations, sur les appels de puissance, sur les capacités de stockage, sur le rendement de l’installation…) ni aucune information économique… Peut-être que certains lecteurs disposent d’autres infos ? D’avance merci.

Lionel_fr

Sans doute la seule chance pour Areva de rester leader de quelque chose le jour où son coeur de métier fera pschitt Ca ressemble à un site pilote mais tellement marketté qu’on n’y comprends rien, tant pis Je comprends mal pourquoi compresser l’oxygène mais il suffit d’un bon client. Pour une réalisation aussi microscopique, le rendement n’a pas de sens

Lionel_fr

Je pense qu’on compresse l’oxygène pour prendre soin de la membrene PEM de la PAC qui doit couter la peau des yeux de la tête, contre les impuretés de l’air

gaga42

Il n’y a pas que la membrane qui doit couter la peau de ce que vous voulez. Et comme par hasard, ce n’est pas à Vénissieux qu’on construit cette “merveille”.

Ds

Aprés les gendarmes, de nouveaux emplois cools, c’est trop beau pour se préoccuper du coût et de la rentabilité réelle.

Fab

Je ne vois pas ce qu’il y a de vraiment innovant. Différents systèmes équivalents existent déjà. On peut même trouver des particuliers équipés d’un tel système aux states. Le siège d’Abalone, près de Nantes devait être équipé également d’un système de ce type (je ne sais pas si cela a abouti). Par contre, je croyais que la législation française limitait assez sévèrement la quantité de stockage d’hydrogène autorisé. Quelqu’un a t’il une précision sur ce point ? Merci d’avance.

chelya

…ça coutera toujours moins que de construire un réseau surdimensionné d’un facteur 10 et ça sera toujours plus efficace que les pertes d’un réseau surdimensionné d’un facteur 10. (c’est dingue le nombre de gens qui s’imaginent que l’électricité se déplace d’un point à un autre par l’opération du saint esprit)

gaga42

Le transport d’électricité par les lignes HT et THT a des pertes de 2.5% en moyenne en France (3.5% en pointe, source RTE). Un système pile à combustible + électrolyseur n’est pas près d’avoir un rendement supérieur à 50% hors labo, ou un peu plus si cogénération. Utiliser les énergies éoliennes et photovoltaiques pour être localement autonome est une lubie, le développement massif de ces énergies va se traduire par un développement massif des lignes THT.

Bachoubouzouc

“et ça sera toujours plus efficace que les pertes d’un réseau surdimensionné d’un facteur 10.” Les pertes en lignes totales représentent de l’ordre de 7% de la consommation en France (). Rien qu’avec l’hydrolise, les pertes de ce système dépasseront les 30% (). Ce système augmentera donc considérablement les pertes électriques par rapport au réseau. Chelya, vous racontez donc comme d’habitude n’importe quoi. En revanche, l’intérêt de ce système est de soulager le réseau (très tendu dans cette région) de l’intermittence des 35kWc de PV de cette commune. Enfin, cet article est la preuve que ceux qui nous disaient qu’à cause du nucléaire la France allait prendre un retard incommensurable dans ces technologies racontaient n’importe quoi (n’est-ce pas Lionel). Qui plus est, c’est un groupe spécialisé dans le nucléaire qui commercialise ce système !

Bachoubouzouc

Et c’est vrai que c’est dommage qu’il n’y ait pas la moindre donnée technique ou économique sur cette technologie. Du fait du secret commercial et industriel, le monde des technologies vertes est malheureusement très peu transparent…

michel123

Accumuler l’énergie va certainement devenir indispensable. Mais lorsque l’on connait la géographie collinaire de la croix valmer , il est évident que deux réservoirs (ou alors un réservoir en altitude et la mer en réservoir infèrieur ) reliés par une pompe réversible couteraient beaucoup moins cher avec un rendement de 90% à la remontée et 90 % au rendu soit à peu prés 80% en rendement global. Entretien quasi nul Cette électrolyse couplée avec une pile à combustible existe déjà , n’apporte rien d’original et va couter fort cher avec un rendement qui plafonne à 50 voire 55% dans le meilleur des cas.

Lionel_fr

On a peut être l’âge de ses artères mais nos messages ont aussi la pertinence de notre perception de ce qu’est un réseau en général… Heureusement que les gens peuvent utiliser internet sans rien piger à une stack ethernet/ip/tcp/http/html.. En l’occurence Paris ne s’est pas faite en un jour et l’hydrogen economy non plus. Les géants industriels français sont bien obligés de créer des sites de test , peu m’importe comment leur service marketing récupère le projet pour en faire un modèle Autocad pour en publier 3 vues sous différents angles… Les PAC stationnaires cartonnent à l’étranger, rien que pour cette PAC , la dépense de ce site est justifiée. Mais il y a aussi la question du stockage H2 qui est loin d’être standardisée actuellement, il faut bien savoir comment ces cuves vieillissent, supportent les chocs thermiques de la meteo et adiabatiques durant leur fonctionnement… Donc il faut tester en conditions réelles. L’approche “hydrogène sous pression” est assez originale dans ce projet et (pour bachoubouzouc) c’est tout à son honneur. En revanche , Bachou, votre remarque sur les pertes en lignes moyennes nationales n’est pas pertinente ici car seuls les min/max sont interressants… Maintenant vue la puissance , il serait ridicule de parler de “production” ni donc de rentabilité.. ce truc est de la pure R&D à fonds quasi perdus. Le rendement n’a aucune importance puisque on peut charger l’installation la nuit quand le réseau est sous employé. Par contre il faudra suivre de très près la capacité des cuves , personnellement je parie que dans dix ans on en installera de capacités > 10 000 m3 à des pressions au delà de 200bars, mais c’est une prospective personnelle. Cette station aurait très bien pu fonctionner avec un moteur thermique modifié pour un prix infiniment moindre mais cela n’aurait pas fait la une d’une certaine presse… Cela dit , je rends hommage à ce projet et félicite Areva de travailler sur cette techno. Pour un peu , j’acheterais un peu du titre areva maintenant que je le sais , m’enfin je vais quand même attendre de voir si c’est juste de la frime pour faire comme les japonais ou si c’est sérieux comme je l’espère de tout coeur.

Oliv7431

Bonjour, A tous ceux qui disent ca existe déja, pouvez donnez les liens ou l on peut trouver l expérience grandeur nature. merci Je pensais qu l’on était plus à 3% de perte sur le réseau. Sauf en Corse ou on atteind 10% à cause des raccordements sauvages. Concernat le sujet je trouve interessant de multiplier les sources de productions pour un même stockage et je rejoins complétem,ent Lionel sur le fait que ce projet à la qualité d’exister (ou plutot aura), que l’on en tirera un retour d’expérience. Je le rejoins aussi sur le fait que ces projets là n oont un interet seulement si on divise sa consommation d élec par deux… Pour les pro nuke qui diront que c est impossible de diviser par 2 sa consommation d’élec (méange) sans perte de comfort , je parle bien sur de ces usages spécifiques (pas du chauffage élec)

Bachoubouzouc

@ michel123 : Vous avez raison, mais il est probable que cette installation soit plus une vitrine technologique pour Areva que quelque chose choisi pour des considérations techniques ou économiques. @ Lionel_fr : Je reste malgré tout assez dubitatif sur le stockage massif d’électricité par hydrogène : en plus des considérations de coût et de rendement, cela reste des installations extrèmement complexes et surtout incroyablement lourdes réglementairement (ICPE, éventuellement soumises aussi à la réglementation des équipements sous pression, etc). @ Chelya : “@Bachoubouzouc, vous êtes vraiment un âne…” Voilà un bien grand mot venant de quelqu’un incapable d’écrire un commentaire sans dire une ineptie, si ce n’est un mensonge… “Expliquez moi en quoi est-ce que la situation d’une commune située en bout de ligne du réseau de distribution et subissant des variations de consommation saisonnière gigantesque (fois 10!), soumise à des coupures de courants à répétition et des frais de mise à niveau du réseau de distribution énormes, à quoi que ce soit à voir avec la situation du réseau national ?” Je vous faisais juste remarquer qu’entre le rendement d’une installation hydrolyse+PAC et celui du réseau français il y a rien de moins qu’un ordre de grandeur. Je n’ai pas les chiffres pour cette ville, mais si la moyenne de rendement du réseau national est de plus de 93% (!) je doute fort qu’il soit inférieur à 50 ou 70% (rendement approximatif de cette installation) pour La Croix Valmer. Ca aide, les ordres de grandeur…

Bachoubouzouc

De mémoire, 3% c’est le chiffre uniquement pour le réseau de transport. En effet, ce projet a l’immense mérite d’accroidre nos connaissances dans un domaine (le stockage d’électricité) clairement plein d’avenir.

Lionel_fr

Ben puisqu’on en parle, je trouve de moins en moins pertinentes les données électrique nationales. Ca a de moins en moins de sens de connaitre la valeur d’un pic national quand on est en PACA en panne et qu’on veut concevoir une installation PV. Je veux bien que RTE s’enorgueillisse de produire 102GW lors d’une vague de froid mais la page eco2mix de son site ne sert un peu qu’à la ramener, il n’y a rien d’exploitable par ailleurs. On est à une époque où les gens normaux peuvent faire de lourds investissements dans le PV, le petit éolien ou le smart grid mais pour cela, ils auraient besoin de connaitre la situation temps réel (éventuellement différé) de leur région.. Si la région est en surproduction PV tous les midis, un citoyen bien avisé préfèrera peut-être s’installer du solaire thermique ou du petit éolien , ou même orienter son PV plus vers l’Est ou l’Ouest … Cacher ces données derrière des moyennes nationales rend l’investissement myope. On voit bien que l’électricien est complètement parano sur son monopole géographique mais cela n’inspire que de la parano à ses ouailles. Finalement on va avoir du PV excédentaire dans les bassins riches et une absence totale de PV dans les régions où les gens sont trop justes pour investir. Alors que dans l’ideal, le PV devrait se répartir de façon homogène pour soulager les réseau basse tension. D’autre part, on est à l’époque de l’open data. De plus en plus de personnes préfèrent accéder à des bases de données qu’à des rapports synthétiques “littéraires”. Qu’on leur donne les données qu’utilisent nos électriciens avec un petit “embargo” de 24h ne serait pas génant mais les moyennes nationales, ça ne sert absolument à rien !

Bachoubouzouc

“On voit bien que l’électricien est complètement parano sur son monopole géographique mais cela n’inspire que de la parano à ses ouailles.” Je vous trouve plutôt injuste : le site de RTE est assez complet : – On a d’un côté la consommation (certes pas du tout détaillée, mais en même temps RTE ne voit que des chiffres de conso sur des postes sources, ce qui n’a pas énormément de sens). – De l’autre, on a la production, qui, elle, est détaillée tranche par tranche. On a même une estimation de la production éolienne, alors que pourtant RTE ne la “voit” pas. Et on peut en extraire les chiffres sur tableur. Néanmoins si Linky est déployé, on pourra probablement avoir des données beaucoup plus détaillées sur la consommation.

Sicetaitsimple

Ca manque effectivement cruellement de quelques données chiffrées ( bien sûr pas confidentielles…) sur le dimensionnement de l’installation. Et je ne trouve pas grand chose de bien plus précis par ailleurs. PS à Fab: stocker de l’hydrogène est effectivement reglementé, j’avais déjà envoyé à Lionel la reglementation relative rubrique ICPE correspondante (cf post du 18/09/5011 à 18h52)

Simplementfred

Bonjour Voici le lien vers une île scandinave autonome en électricité, le tout depuis plus d’un an. Quand Areva sort sa com: c’est un peu exagéré, il faut bien en mettre plein la vue des actionnaires qui commencent à s’inquiéter de l’avenir de la filière nuc!

Dan1

C’est super de prendre pour exemple une île norvégienne qui devient autonome…. pour sa consommation d’électricité, mais : Il n’y a pas que l’électricité dans la vie. En France, par exemple, l’électricité représente un quart du mix énergétique. On fait comment pour le reste ?

Sicetaitsimple

Alors maintenant, des “gens normaux” pourraient faire de lourds investissement dans le PV s’ils connaissaient la situation en temps réel de leur région….Ils modifieraient même peut-être l’orientation de leurs panneaux en conséquence! Il vaut mieux entendre ça que d’être sourd…. Même Enerplan n’a pas encore osé la faire!

Nicias

The autonomous system includes 10 households, whose entire energy demand will be exclusively provided by renewable sources. Donc selon Norsk Hydro (mais j’ai des doutes), leur installation leur permet aussi de faire rouler les TGV, poids lourds, ou tourner les usines d’aluminium de l’ile de 6km2. On a quelques infos sur les dimensions de l’installation et même des photos. 2400 M3 “normalisés” (ça a l’air tout petit !) de stock en H2 pour 2 jours de consommation pour environ 210 habitants.

Nicias

Les 230 habitants d’Utsira, actuellement alimentés en électricité par le continent via un câble sous-marin de 18 kilomètres, verraient d’un bon oeil la possibilité de disposer d’un système énergétique autosuffisant … Quand une énergie supplémentaire sera requise,elle sera fournie par une pile à combustible à hydrogène et un moteur à combustion d’hydrogène. L’hydrogène présente un avantage particulier en tant que vecteur de stockage énergétique.Un système éolienhydrogène pourrait ainsi, dans le futur, rendre des îles comme Utsira indépendantes tant pour l’électricité que pour le carburant … La consommation de l’île est d’environ 3500MWh/an, la pointe de consommation en hiver étant de l’ordre de 900kW. Une charge maximale de quelque 50kW est prévue pour la durée de la démonstration Je résume, 2 éoliènne de 2600 kW, une pointe de consommation électrique de 900kW, et un générateur à hydrogène de 55 kW pour couvrir cette pointe si il n’y a pas de vent.

Nicias

le moteur + la pile, cela fait 65 kW en tout, et l’ile est presque autonome ! Le cable sous marin existe toujours au cas ou …

Bachoubouzouc

“@Bachoubouzou : “Je n’ai pas les chiffres pour cette ville” mais vous allez quand même ouvrir votre g… c’est beau la suffisance… Je vous avais dit quoi à propos du fait que je savais forcément tout mieux que vous ?” Moi au moins j’ai un ordre de grandeur pour appuyer ce que je dis. Tandis que vous, vous ouvrez votre gueule (pour reprendre votre expression) alors que vous n’avez absolument rien. Comme d’habitude.

Lionel_fr

Tous ces sites semblent bien petits pour obtenir des modèles signifiants à fin de reproduction à plus grande échelle. Cela ressemble davantage à un ensemble de tests unitaires mis bout à bout qu’à une estimation reproductible. Upsila n’a pas le minimum requis de stockage H2 : il faut plusieurs cuves dont au moins une peut recevoir de l’hydrogène “importé”. Pallier à la panne sèche permet de ne pas interrompre l’expérience qui devra être reproduite en contexte de production. Je ne comprends pas ce qui est vraiment testé à Upsila : S’agit-il de supprimer le cordon ombilical vers le continent ou de tester des sous systèmes qui ne sont pas cités dans les documents, en particulier un smart-grid qui envoie l’excedent éolien dans des ballons d’eau chaude domestiques ou toute autre synchonisation production/consommation … Si j’en reviens toujours au cuves , c’est surtout parce qu’elle sont le seul élément persistant de l’installation : les fuel-cells sont actuellement trop chères (d’où le moteur thermique) et l’electrolyse sera un jour remplacée par du PEM idéalement réversible… Bref , à part la tuyauterie et les cuves , tout à vocation à être remplacé par du plus performant (mais pas forcément aussi fiable ni de capacité d’absorption suffisante) Il manque aussi un catalyseur pour faire au moins du Sabatier (parfaitement maitrisé à petite échelle) et pourquoi pas un micro-fischer-tropsch comme les militaires en ont développé pour leurs propres besoin. Evidemment le jour ou tout cela fonctionnera et que les véhicules à hydrogène seront là, la consommation d’hydrogène deviendra conséquente même durant les périodes de creux de consommation électrique Pour rajouter encore une couche, il est quasi-certain que le stockage d’hydrogène devra se faire à deux niveaux de pression différentes : la basse pression > 50bars accueille directement la production des PEM et la haute pression ne sert que de stockage en nécessitant l’usage d’un compresseur probablement utilisé lors des pics de production éolienne. Décidément la capacité des cuves me semble trop faible pour que l’expérience ait du sens, mais peut être y a-t-il un projet d’extension avec de la plomberie plus moderne Sinon , je suis d’accord sur le fait qu’il faut mixer un maximum de productions intermittentes entre elles, c’est d’ailleurs une règle assez universelle pour faire des économies, à l’opposé des stratégies des géants qui rèvent d’un outil de production énorme et bunkerisé

Lionel_fr

Ca me fait penser à BloomBox qui a finalement sauvé son industrie en pariant sur la capacité des son SOFC à fonctionner avec du gaz sur un marché où la haute disponibilité peut se payer très cher : les datacenters. Je ne serais pas étonné qu’on mette plusieurs types de fuel cells (PEMFC+SOFC) dans un ensemble. Secondés par des moteurs ou turbines thermiques. Les batteries au plomb sont un excellent calcul pour Upsila mais quasi impossible à integrer à grande échelle. Il faudra certainement les remplacer par un hybrid batterie+SOFC, les moteurs mécaniques ayant trop de latence. J’attends avec impatience qu’un industriel soit capable d’assembler sur site deux ou trois cuves > 1000 m3

arzi77

Bonjour a T o u (t e) s ! Independamment de ce projet R&D, (dont je ne nie pas l’interet), je me pose une question plus generale: Lorsqu’on a obtenu l’hydrogene… quels seraient la complexité et le cout pour le transformer en methane, tout de meme moins explosif ? (Les citernes de gaz naturel sont-elles soumises a la reglementation ICPE ?) Je suis conscient que le rendement sera encore plus faible que celui dune PAC (et qu’on se retrouvera en outre avec plein de kWh thermiques, peu valorisables… a St Tropez, en plein eté ! mais… je ne me situe pas du tout dans le contexte de ce projet Janus…) Il me semble que le culte de la perfo peut etre anti-economique; Il faut considerer l’ensemble ! (Cout Global de Possession en l’etat actuel et “futur probable”… des reglementations). De meme, les etudes autour du concept de resilience d’un systeme montrent, je crois, que perfo et perennité ne pas sont des variables independantes.

Nicias

Merci de me corriger, mais on s’en fout de la taille des éoliennes. Le point important est que la production d’électricité grâce au stockage d’H2 correspond ( à la louche ) à 10% de la demande de 200 personnes. Il n’y à pas d’autonomie mais une LHT qui approvisionne l’ile. Au vu des images des deux installations norvègienne et française, si l’on postule une même pression de stockage (200 bars), le projet français ne sera pas significativement différent. Bref, c’est bien gentil tout ça mais on comprend vite que le stockage de l’énergie relève du phantasme alors qu’un EPR pilotable d’Areva peut répondre à la demande de millions de personnes.

Lionel_fr

Je suis d’accord avec votre première phrase mais votre conclusion me cloue au sol ! Les deux installations sont très différentes : PAC en France, 3 cuves dont une d’oxygène et un isolement bien moindre. Quant aux détails, ils sont probablement tous différents, l’ensemble de la recette de tests devraient être quasiment incomparables d’un système à l’autre, Janus semble bien décidé à s’intégrer au réseau. Et tout ça pour conclure que l’ensemble ne vaut pas un clou (fantasme) et qu’il suffit d’augmenter le suivi de charge nuke (le suivi de charge coûte sans doute plus cher que toute la filière hydrogène actuelle), ce qui augmente drastiquement son coût moyen ! Le suivi de charge nuke n’a qu’un seul but : fermer la technologie de production autour du seul nuke dans le but de préserver 100% de monopole. Pour le reste et en particulier pour l’exploitant c’est une perte sèche : une centrale coute le même prix qu’elle produise ou non. L’intéret général est d’utiliser la ressource nucléaire à hauteur de son nominal et stocker son excédent de production sous forme d’hydrogène par ailleurs 10 fois mieux valorisable sous forme de carburant que sous forme électrique, sans compter l’industrie pétrolière qui en consomme des TWh par an… Le nuke devient cher ! et les EnR ne reculeront pas plus que l’internet ou Free mobile … Il faut faire avec tout ça et arrèter de rèver d’un retour aux années 70. Même bloquées en France , les EnR font chuter les prix à cause de la production des pays voisins. J’ignore jusqu’où ira la baisse de productible nucléaire mais vous ne ferez que l’agraver en dénigrant sa seule chance de contrôler ses couts (stockage) ou en claironnant que l’hégémonie d’une technologie qui écrase les autres (qui sont protégées par la constitution) est une hypothèse crédible.

Cata

Monsieur Une des solution de produire de l’drogaine avec le cata-énergie renouvelable par les vagues. Voir le site http://www.cataenergie.ch Plus habitatabl rantable pouvent navigué dans le monde entier.

Lionel_fr

Il y a 10 ans le pétrole coutait 25$/bl ! le bon vieux temps Je comprends le hiatus entre les modèles. Mais je pense que Janus est le plus petit démonstrateur possible de systèmes .. 30 million de fois plus gros… D’autre part si je ne connais pas les systèmes dont vous parlez (stockage electrochimique AMHA (A Mon Humble Avis ?:)) il faut noter que l’hydrogène va bientôt connaitre un sursaut dans l’energie : une quinzaine de constructeurs ont annoncé leurs véhicules hydrogène pour 2015 ce qui laisse entrevoir que les bonbonnes carbone 350 bars sont suffisament fiables et bon marché pour passer aux mines et faire rouler des PAC mais aussi de bons vieux moteurs thermiques pour une autonomie 2 fois moindre – mais est-ce vraiment un problème ? Si j’étais politicien, la perspective de récupérer le marché des carburants de transport me semblerait plus urgente que n’importe quel autre projet. Par ailleurs , si le nuke est probablement entré dans une phase de déclin, l’electricien national a vraiment besoin de “se refaire” une santé et l’hydrogène energie fourmille de zones vierges où tous les brevets restent à prendre. Parmi ceux-ci les “deamons” réseau de forte puissance et grande capacité mais ce n’est qu’un exemple de ce que l’industrie française pourrait copyrighter .. Comme le stockage d’hydrogène peut prendre des proportions sans équivalent (les cuves géantes sont pleines de … vide!) elles ne requierent pas de matière première, leur développement est virtuellement sans limites. Pour la première fois, le management français prendrait-il conscience de l’importance d’être du bon coté de l’effet de levier ??? Comme l’hydrogène en réseau est 7.3 LOG 10 plus gros que l’hydrogène “site isolé” , il prendra vite l’ascendant sur tous les autres projets H2, reformage inclus, grâce à de monstrueuses économies d’échelle. Il suffit de choisir tout de suite la bonne volumétrie plutôt que de perdre du temps avec des projets moyens et on devient leader mondial, exactement ce qu’il faut à Areva ces jours-ci Je suis quasi certain que celui qui fera ce calcul connaitra 10 ans de prospérité rien que sur la R&D et les ventes pour autant qu’il possède une industrie de dimension suffisante (enorme) – là aussi Areva est un bon client. Je pense vraiment que la rusticité de l’hydrogène l’emportera sur tous les autres procédés dans cette course.

Nicias

“Sauf que, ce que n’a pas vu votre diplome de google” Vous croyez pas que vous en faites un peu trop ? Merci d’arréter de spéculer sur ce que j’ai lu, vous croyez vraiment que je ne lis pas les pdf que je met en lien ? Pour votre gouverne, les 2600 kw d’éoliennes sont bien dans le 2ème pdf. “le micro réseau ne concernait pas l’ensemble de l’ile mais juste 10 maisons qui étaient déconnecté du réseau de l’ile…” Source ?

Lionel_fr

7.3 log10 est l’ordre de grandeur (avec une confusion entre puissance et stock..) entre les 35kw du du projet et le TWh d’une installation réseau. Corrigez mon erreur : si le stockage du projet croix valmer atteint 100kwh , la valeur corrigée sera 7 log10 et ainsi de suite… Ce facteur est trop grand pour que sa précision importe vraiment. Il me semble plus judicieux de dimensionner un projet à ce stade : une installation réseau réaliste, capable de faire d’Areva un leader mondial est à peu près aussi “gros” qu’un réacteur 2nde génération. Je le situe dans la gamme du TWh car Siemens a fixé cette valeur comme borne supérieure . Selon Bachoubouzouc, le besoin en stockage serait plus proche des 100 TWh, je considère donc qu’avec une capacité d’1 TWh, la multiplication des sites H2 sur d’aciens sites nucléaires décommissionnés nous amène à 19 TWh ce qui semble très cohérent, compte tenu de la production actuellement gâchée, qui deviendrait valorisable .. Une telle installation rendrait obsolète les techniques actuelles productrices d’hydrogène industriel (reformage de gaz). Les comptables m’objecteront que le cout de fracture de l’eau reste plus élevé que le reformage de méthane. Ce à quoi je réponds : NON ! le cout de fractionnement de l’eau effectué en France avec de l’énergie produite en France est infiniment moins élevé … Même si le principe semble couteux sur les petites installations, il l’est beaucoup moins que l’import massif de gaz sur la balance commerciale. C’est absurde de calculer des coûts sans tenir compte de ce critère. Les économies d’échelles sont évidentes : convertir la production nuke nocturne en H2 est très rémunérateur dans les transports, un peu moins dans l’electricité, et encore un peu moins dans la pétrochimie. Il n’empèche que le revenu est garanti, inutile d’attendre que les piles à combustiles se vendent avec les lave linge pour le comprendre : c’est une course contre la montre et en l’occurence , la montre est une Siemens ! La bonne volumétrie : c’est celle dont le réseau français a besoin , c’est aussi celle que très peu d’industriels sont capables de développer. En passant tout de suite à la classe des GWH , on élimine mécaniquement presque tous les concurrents. La rusticité de l’hydrogène : C’est l’existence de nombreuses méthodes pour le produire dont certaines sont opérationnelles depuis des décennies. On peut donc produire les premières “usines à gaz” sans trop se soucier du rendement, améliorer le modèle tout en gardant les anciens dispositifs pour faire face à des pics de plusieurs GW , en cas de panne ou de situation inattendue (probable puisque la technologie est totalement nouvelle

34
0
Laissez un commentairex