Une centrale power-to-gas (P2G), installée par E.ON à Falkenhagen dans l’est de l’Allemagne, a pour la première fois injecté de l’hydrogène dans le réseau de gaz naturel dans le cadre d’un test de fonctionnement.
Au cours du test, qui a duré trois heures, la centrale a produit 160 mètres cubes d’hydrogène, qui ont été injectés dans le réseau gazier. Cet événement marque la première fois où E.ON parvient à mener à bien toutes les phases du processus, de la réception de l’électricité à l’injection de l’hydrogène.
La centrale P2G reçoit son énergie d’un parc éolien situé à proximité. Cette énergie fait fonctionner le matériel d’électrolyse qui transforme l’eau en hydrogène qui est alors injecté dans le réseau de transport de gaz régional. L’hydrogène s’incorpore au mélange de gaz naturel et peut être utilisé pour générer de l’électricité ou de la chaleur.
L’entrée en service de la centrale P2G est prévue pour fin août. Une fois celle-ci opérationnelle, elle utilisera la surproduction d’électricité issue des énergies renouvelables pour produire environ 360 mètres cubes d’hydrogène par heure. Elle permettra donc l’exploitation d’électricité provenant des énergies renouvelables qui, sinon, ne pourrait pas alimenter le réseau. Les parcs éoliens de la région produisent déjà souvent davantage d’électricité que le réseau local peut contenir.
E.ON a installé la centrale à Falkenhagen, l’emplacement étant idéal. La région connaît une forte production d’énergie éolienne, l’infrastructure énergétique et gazière nécessaire est déjà en place, et E.ON détient un centre de contrôle sur place.
Je serais curieux de connaitre la durée de vie de l’hydrogène injecté dans un réseau conçu pour le méthane, notamment dans les stockages souterrains. L’hydrogène a en effet la facheuse habitude de fuiter beaucoup plus facilement que ses collègues plus lourds dans la moindre microfissure ou porosité.
Cette expérimentation réussie de E-On confirme, si besoin était, que les réseaux (élec, gaz, Internet…) sont à considérer dès à présent comme des outils précieux de la transition énergétique. Faisons en sorte à partir de maintenant qu’ils soient conséidérés et optimisés comme tel et non uniquement comme de “vulgaires” outils de transport et distribution d’énergie façon XXème S. … Vive le futur sobre & intelligent
Et que font-ils du di-oxygene egalement produit par l’electrolyse?
Un peu de lecture pour ceux qui douteraient encore du futur proche de l’hydrogène : On y parle des constructeurs automobile européens et asiatiques (les américains sont plutôt discrets en europe ) Pour ce qui concerne le stockage , l’automobile a standardisé les réservoirs à 700bar. En fixe , on est plutôt sur 100 à 200 bar soit 330 à 660 kWh par m3 de stockage. On devine bien que l’avance de l’industrie auto sera déterminante pour les solutions fixes d’où la relative frilosité des opérateurs électriques. L’injection dans le réseau gaz naturel est une solution hautement synergistique où on ne fait que réutiliser le réseau existant ce qui a le mérite de ne pas risque l’obsolescence une fois que les constructeurs comme Toyota auront fini leurs devoirs et commercialisé en volume. L’industrie auto a des moyens que les électriciens n’ont pas. A l’inverse , les électriciens ont des avantages logistiques. Il ne faut pas oublier que l’industrie pétrolière est nettement plus riche que ces deux secteurs réunis même si son influence politique est moindre. Or on ne peut pas dire que cette dernière montre beaucoup d’enthousiasme pour l’H2 .. c’est un euphémisme
et y sont où les chantres de l’anti ENR pour cause de varaibilité de la prod? cette solution de stockage fonctionne, et montre que le stockage des ENR peut tout à fait ce faire via des ressources existentes! un réseau de conduites de gaz! même pas besoin de construire des réservoirs! ils existent déjà en attendant plus d’usage de l’H2 dans le transport comme le dit si bien lionel_fr et la production de midi pourra être utilisée à 20 heures, et sans surcharger le réseaux électrique,n’en déplaise aux raleurs!
Un bon projet pour que l’industrie gazière montre à quel point elle est écologique … On ne se moque pas un peu de nous quand on dit : “Elle permettra donc l’exploitation d’électricité provenant des énergies renouvelables qui, sinon, ne pourrait pas alimenter le réseau. Les parcs éoliens de la région produisent déjà souvent davantage d’électricité que le réseau local peut contenir” ?
une autre possibilité serait de revendre l’oxygène à une centrale de production électrique au gaz (pour récupérer le CO2 par oxycmbustion), on y revient :
une autre possibilité serait de revendre l’oxygène à une centrale de production électrique au gaz (pour récupérer le CO2 par oxycmbustion), on y revient :
Article intéressant…sauf qu’il manque 2 informations fondamentales! Pour 100 kWh d’électricité éolienne on produit combien de KWh gaz? Le processus de transformation coûte combien? Si on savait cela, on aurait une idée de la possibilité de généraliser ce prototype.
Ce qu’il faut prendre en compte pour le rendement du cycle (electricité —> gaz) c’est que les electrolyseurs produisent de l’hydrogene uniquement lorsqu’il y a surplus d’électricité produite par les éoliennes (donc quand la demande est faible et que le prix de l’electricité est bas). Dans le cas ou on utilise l’hydrogene pour produire de l’électricité, cela se passe lorsqu’il y a une periode de pointe avec une forte demande, donc quand l’électricité est la plus chère (et qui faut redémarrer des systèmes de production de pointe) ! Evidemment on perd du rendement dans la chaine, mais on gagne en service ce qui fait que ca peut etre viable économiquement
Cette expérience a grande échelle va permettre à certains d’acquérir de l’expérience dans le P2G. Plus tard, en France, ou pourra acheter des compresseurs, des joints, du matériel de détection, de comptage, des analyseurs de gaz, des brûleurs de chaudière, … a des sociétés Allemandes qui auront eut besoin de ces produits pour développer ce projet. A moins qu’à Dunkerke, le micro réseau Hythane en projet ne sauve l’industrie Française d’être spectatrice. Caverne
Je rejoins une fois n’est pas coutume Lionel et même Chelya dans son premier commentaire.. On ne peut pas injecter de l’hydrogène dans un réseau de gaz naturel comme ça, car (c’est au moins la norme actuelle), sa proportion doit être inférieure à 5% en volume, soit moins de 2% en energie. On ne peut donc injecter que dans une conduite qui débite, en effectuant un mélange correct au point d’injection et en assurant qu’au maximum le mélange ne dépasse pas 5% en hydrogène, ceci pour permettre à l’ensemble des appareils consommateurs de fonctionner correctement. Ceci pour préserver une combustion correcte chez tous les utilisateurs. Si on veut faire plus, il faut un réseau dédié et des utilisateurs dédiés, le véhicule H2 étant bien entendu un de ceux-ci. Au-delà de l’aspect technique, le “busineez model” ne me parait pas évident, il faudra faire preuve de créativité pour trouver qui faire payer….
N’éxagérons rien, si le débit est de 360m3/h, ça correspond environ à 1MWh. Et très franchement, ça reste de l’electrolyse, ce n’est quand meêm pas un truc complètement nouveau.
Ce que dit chelya est l’idée sous-jascente du développement des EnR : on produit beaucoup plus que le nécessaire et on écrète la production pour d’autres usages que le réseau électrique. Idem pour le nuke et l’hydro fil de l’eau C’est déjà ce qu’on voit en allemagne quand la production EnR atteint 2/3 de la consommation. D’ici 3 ou 4 ans , les 100% seront dépassés. Cela dit , les problèmes sont loins d’être résolus avec des dizaines de gigawatts à absorber ou à restituer. Reste que l’H2 dans le gaz est un moyen simple et immédiatement exploitable. Je pense que c’est juste un intermédiaire. Encore une fois , le stockage d’H2 ne pose pas vraiment de gros problème technique et il sera nécessaire pour les transports comme pour la méthanation (Sabatier) . Quel que soit le volume de ce stock , il apparaitra vite qu’une utilisation thermique en hiver présente un rendement très élevé Mais il serait incongru pour l’industrie de l’énergie de s’aventurer sur un terrain où l’industrie automobile a déjà investi des dizaines de milliards en R&D. Le vrai problème du stockage est de trouver des utilisations à l’hydrogène stocké or actuellement , ni véhicule , ni réseau dédié ou réseau de chaleur, ni centrale à cycle combiné réellement compatible C’est aux transports d’ouvrir le bal car ils sont beaucoup plus stratégiques que l’électricité et plus encore : allez donc arrèter une holding de constructeurs auto des 5 continents , c’est impossible Les transports fonctionneront à hydrogène en 2020 avec ou sans synergie au réseau d’électricité , mais tout le monde pense qu’il vaut mieux que ces deux industries coopèrent pour des raisons évidentes de coût Un peu de patience : les fournisseurs d’électricité (excepté fossile) ont tous intéret à valoriser leur production fatale quand les prix chutent. A ce titre , ce projet ne prend pas de risque , en particulier celui de réinventer la roue puisque les transports on déjà mis au point les réservoirs (résine – fibre) , les brevets seront rapidement disponibles pour d’autres usages mais il s’agit de ne pas refaire la même R&D, c’est tout Les allemands ont absolument besoin d’avancer sur cette question de production H2 car une partie de leurs projets repose dessus. Ils savent aussi que les brevets sont à prendre et que le terrain est absolument vierge sur ces machines à fric que seront les royalties , mais il y a une contrepartie Ne pas marcher sur les plates bandes de Toyota Hyundai Mercedes ou GM pour faire simple
Sur le stockage d’H2 à grande échelle (intersaisonnier), on ne va pas réouvrir le bal,nous nous sommes déjà tout dit. Je parlais de business case ci-dessus. Quoiqu’un peu bestial, le schéma de Chelya est très bien, sauf que par définition si il est mis en oeuvre il élimine les épisodes de prix très bas voire négatifs, car il y a une consommation en face d’une production fatale, bref les opportunités pour les “passagers clandestins” disparaissent. Alors vous pouvez le prendre par tous les bouts, mais de l’éolien terrestre ça vaut entre 80 et 100€/MWh et de l’offshore environ le double, du PV ça dépend du type d’installation mais c’est entre les deux (en allemagne). Il va falloir faire preuve de finesse pour convaincre les consommateurs d’électricité que c’est à eux de subventionner via l’EEG ou ce qui lui succedera en Allemagne la production d’H2, voire de méthane Sabatier. Pourtant, même avec un prix très bas de l’électricité ( disons 40€/MWh), le MWh “H2” revient au moins au double (80€/MWh), ce qui est trois fois plus que le prix du gaz naturel actuellement. Vraiment pas simple…..Et je ne parle pas de Sabatier. Bref, et j’en reviens à ma question, au-delà des aspects tecno certes importants, qui va payer? Le consommateur d’elec, le consommateur de gaz, le consommateur d’H2 pour sa bagnole? C’est juste interessant, j’espère voir le débat allemand sur ce sujet .I y a quelques années avant que ça n’en devienne réellement un; on aura le temps d’en reparler.
Merci 6ct , c’est l’argument qui manquait. La réponse est la numero 3 car l’automobiliste , transporteur payent déjà leur mwh 800 à 1000 euros. J’avais zappé cet aspect important. Et encore , les états peuvent subventionner une moindre dépendance ce qui serait logique vu que le commerce extérieur est une charge pour l’état , sans compter l’impact insupportable des carburants sur l’inflation.. Les autres contributeurs sont le transport aérien , partenariat récent sur la propulsion électrique entre EADS et je ne sais plus qui.. et en général , les consommateurs de fuel. Maintenant sui vous voulez vous faire inviter à “C dans l’air ” pour polémiquer sur Qui va payer , c’est votre privilège imprescriptible. soyons réaliste : ni les sociétés d’autoroute, ni les départements ne vont financer des itinéraires à induction. Le transport ferroviaire sera toujours trop cher et les gens continueront à acheter des tonnes de trucs dans les magasins à coté de chez eux. Or le pétrole est vraiment cher et il serait absurde d’imaginer qu’il baissera plus bas que 90$/bl La question du fret ne peut que sortir du fossile et il n’y a vraiment qu’une seule sortie réaliste. Bloom energy a annoncé ses premiers profits en 2013 !
un litre d’essence ou de gasoil, c’est environ 10kWh. Donc 100l pour un MWh , donc plutôt aux tarifs actuels environ 150€, pas 800 à 1000. Et dans ces 150€, il y a plus de la moitié de taxes dont les états vont avoir un peu de mal à se séparer…. Vous pensez bein qui si le gap était aussi énorme, la cause serait déjà entendue.
Vous n’avez pas utilisé souvent des groupes électrogènes M 6ct. Pour un groupe “normal” , vous avez à peu près 1 kWh pour un litre. En optimisant l’électronique de puissance (redresseur+onduleur ) vous gagnez un peu : 15 20%.. Donc 80 à 100 centimes par kWh , ça laisse même de la place pour la taxe
Moi avec un groupe diesel correctement dimensionné (charge de batteries à puissance constante au nominal du groupe) j’ai environ, 2.3Kwh/litre du fioul. Et c’est un groupe de 2400W assez ancien.(Moteur Farymann mono cylindre, géné Leroy)
Avant de “s’amuser” à faire ça à grande echelle, il y a techniquement plus facile et économiquement bien plus rentable: adopter la Bi-Energie dans les installations au gaz / biomasse. Les grosses chaudières de chaufferie de quartier… pourrait être équipée de résistances qui bruleront les Kwh excedentaires avec un rendement bien meilleur. ça n’enlève pas bien entendu le boulet economique de cette solutionu (evoqué par sicetaissimple) mais c’est déja moins pire. Je crois que l’interêt pricipal de ces installations est avant tout de faire réver, ou dumoins de rester dans le rêve en attandant qu’on trouve une vraie solution… si on la trouve…
Contrairement à la chaleur, le froid se stocke pendant des mois sous terre. Par exemple, au XVIIème siècle, la glacière du château de Chantilly pouvait recevoir 600 tonnes de glace en hiver et les stocker avecune perte de 500 kilos par jour soit 90 tonnes au bout de 6 mois.
H2 a la facheuse particularité d’avoir des molécules de petites tailles et des membranes, même métalliques sont perméables à l’H2, d’où la technique de ”dorer” ces membranes pour éviter une perméabilité au H2 ! Donc, ce n’est pas anodin et pas si facile de gérer ou véhiculer du H2. Comme évoqué ci-dessus, qd injecté en réseau et en concentartion à 5% volume avec le Méthane (donc 2% en énergie) le mélange est plus facilement gérable et moins cher, car pas l’étape de Méthanation pour convertir H2 en CH4 à prévoir, et intéressant comme source à brûler, y compris dans un moteur-gaz-alternateur en co-génération. OK, donc dans certains cas, solution ad hoc. Pour du stockage, pores-de-roches ou autres, ou autres cas, il va falloir envisager de convertir en CH4, de préférence. Et c’est là que VGV (Volt-Gaz-Volt), concept défendu par Corinne Lepage et Bob I.Bell, et déjà opérationnel avec 3 ”pilotes” en Allemagne (25 kW, 250 kW et 6.3 MW), trouve toute sa place. Car la Méthanation, au-delà de reconstituer du Méthane en partant de H2, y associe du CO et du CO2, càd permet donc de valoriser du CO2, là où il gêne en tant que GES: Centrale de Méthanisation (35 à 45% du BioGaz généré), Centrale Thermique Charbon et Lignite (x % dans fumées), Cimenteries, Sidérurgie, etc… en alternative au CCS ! C’est en fait une très bonne double-solution: combinaison du H2 produit par électrolyse des EnR_aléatoires (en hrs creuses surtout) ET du CO2 présent, soit produit dans le process de Méthanisation (55 à 60% méthane + 30 à 35% CO2 + qqs saloperies dt H2S,…), soit résultant d’un process à fort GES (cimenteries, sidérurgie, autres…). Pour ce qui est du stockage du Méthane ainsi généré, il y a le Réseau_gaz d’une part qui a une certaine capacité, mais il y a aussi toutes les capacités_stockage_cavernes_gaz-nat aux environs de Paris et dans le Sud de la France, où le gaz russe, allemand et NL est stocké en tampon pour GdF-Suez. Double solution car on stocke de l’énergie élec et on élimine / valorise du CO2 !!! Voir Méthanation ds Wiképédia. On peut y lire que les gens de Négawatt, aussi, ont déjà considéré la chose…. ==> Il faudrait donc associer du PV et des éoliennes à tout projet de Centrale de Méthanisation, prévoir une installation d’électrolyse, faire du H2 (le O2 étant libéré sur place dans les règles), prévoir une installation de méthanation (faut un peu d’énergie + des catalyseurs), puis injecter le méthane dans le réseau….ou/et dans des réservoirs de véhicules, peut-être…. Voilà qui serait pas mal ! Il faudrait faire pareil pour toute installation industrielle forte génératrice de CO2, comme les Centrales Thermiques, Cimenteries, Acieries, Transfo-Alu, etc…. Va falloir que Corinne Lepage fasse adopter cette démarche ASAP en France. Ce serait une piste concrète ”stockage élec”, très intéressante, complémentaire aux STEP et autres batteries…. ! A propos des pistes de financement du ”Green Redemption Fund”, une démarche façon Energie Partagée (EP, voir Google Energie Partagée ) pourrait également s’appliquer. A+ Salutations Guydegif(91)
Que vient faire votre groupe electrogène de chez Casto dans cette histoire? Je vous parle de pouvoir calorifique, l’énergie récupérable sous forme de chaleur quand vous faites brûler un combustible. 1l d’essence ou de gasole, c’est environ 10kWh, il faut donc environ 100l pour 1 MWh, soit au prix actuel à la pompe (pour un combustible automobile) environ 150€. Pour de l’H2, 1 m3 à la pression atmosphérique c’est environ 3kWh. Vous nous le dites d’ailleurs plus haut avec un exemple de stockage d’1m3 à 100 ou 200 bar. Donc pour 1 MWh, c’est environ environ 330Nm3 d’hydrogène. Alors maintenant à combien revient ce MWh d’H2 sachant qu’i faut une electrolyse ( rendement et coût de l’installation) et que l’énergie electrique doit être produite par de l’éolien ou du solaire et que comme me semble-t-il vous semblez en être d’accord ce n’est pas le consommateur d’électricité “spécifique” qui va payer pour le consommateur d’H2 ( notamment véhicule)?
je rejoins Hervé ( et je l’ai même très largement précédé sur Enerzine!) pour considérer que l’hybridation electricité/gaz nat ou fuel dans les usages thermiques est beaucoup plus simple et moins couteuse. Ca ne va peut-etre pas rouler les voitures pour répondre à Chalya, mais tout le gaz/fuel qui ne sera pas brulé dans les usages thermiques pourra être utilisé dans les transports. En termes de bilan,c’est pareil. Et puis au risque de faire crier les fans de l’H2, il y a peut-être quand même aussi un créneau pour le véhicule electrique , non?
Avec du CO et de l’h2 on peut même faire des carburants liquides (fischer-tropsh) , la différence avec Sabatier est qu’au lieu du CO (qui ne se trouve pas sous le sabot d’un cheval) on extrait le carbone du CO2 (qui se trouve sous tous les bons chevaux:) On peut même le faire de façon assez sure puisque c’est la réaction de Sabatier qui filtre le CO2 sur la station spatiale intl ! c’est une bonne référence en termes de sécurité , cela dit la machine est assez grosse et pleine de tuyeaux ! Ya une video youtube qui la montre en fonctionnement mais je me rappelle plus l’adresse. GuyDeGif : un truc qu’il faut quand même garder à l’esprit : les catalyses sont des conversions chimiques assez sensibles. Le moindre défaut de pression peut vous fusiller le catalyseur, en outre , on ne démarre ni n’arrète une catalyse comme ça : il faut de la régularité , on ne peut pas lancer le cataliseur à midi et l’arrèter à 12:15, c’est simplement impossible. Rien que pour cette raison , la méthanation doit être lancée avec un gros stock d’H2 sous pression et autant de CO2… Je vous laisse imaginer ce que va dire notre ministre des finances 6cts1ple si on lui dit qu’on va stocker tout ça juste pour faire un peu de gaz en juin .. j’en rajoute un peu pour décrire l’ambiance Stocker de l’hydrogène n’est plus très compliqué car l’industrie auto est passée par là , il n’est plus question de se poser des questions de profane sur la fragilisation des métaux mais de FAIRE CE QU’ILS DISENT !! En l’occurrence , les cuves de stockage sous pression (à700bar) sont en résine/fibre car effectivement l’hydrogène dégrade les métaux , ce n’est pas vraiment un problème de fuites , c’est une réaction chimique. Une fois que vous avez stocké de l’hydrogène , vous allez vite réaliser qu’il est dommage de se chauffer à prix d’or en hiver/heure de pointes alors que votre stock d’hydrogène est parfaitement capable de vous fournir de la chaleur avec un rendement excellent car en plus , l’H2 a été stocké à un moment où l’électricité était en excédent. Donc pour la chaleur , c’est réglé et relativement simple même si on a quand même besoin de conduites spéciales et de bruleurs spéciaux – l’hydrogène corrode le métal et brule à 2800° contre ~1500° pour le méthane… On voit donc que même pour les usages très simples , il faut quand même un minimum d’investissement et comme personne à part les constructeurs automobiles ne dépense plusieurs milliards de dollars par an pour industrialiser les procédés de l’hydrogène, tout le monde attend sagement de voir comment Toyota et GM vont régler la quantité colossale de petits détails diaboliques avant de prendre le risque de mettre une substance hautement explosive dans la cave , ça peut se comprendre .. Le frein à l’hydrogène n’est pas vraiment économique ni financier , il est surtout réglementaire et quiconque se lance un peu vite dans ce business va rapidement dépenser de fortunes pour finalement risquer de blesser des gens ou se faire interdire toute commercialisation pour cause d’infraction à dieu sait quelle loi obscure. GM et Toyota ont AUSSI des cabinets d’avocats et de juristes , bref , personne ne se lancera avant eux
c’est qu’il est excellent dans toutes les disciplines, sauf le calcul de résistance des capacités sous pression…. Alors certes, une bouteille de 50l à 700bar embarquée dans une automobile, c’est certainement faisable. Mais du stockage de masse, c’est une autre paire de manches… Mais bon..
” il y a peut-être quand même aussi un créneau pour le véhicule electrique , non?” non ! ou plutot si car l’hydrogène produit de l’electricité , il n’y a pas de créneau durable pour le lithium seul (même autolib). Par contre les supercapacité oui et le pacs oui Mais la question de l’hydrogène n’est pas à traiter comme une technologie ni à comparer à tel ou tel moyen technique . L’hydrogène est systémique , il affectera l’économie dans son ensemble. Personne ne peut arrèter l’industrie automobile , même pas les pétroliers…. alors un contributeur anonyme sur un forum francophone…. euh , non Pour résumer , ni lithium , ni limite de volume de stockage , ni hybridation, ni belles paroles. On a installé un réseau électrique, un réseau de gaz, un réseau téléphonique qu’on a fait migrer vers DSL , on fera migrer le gaz vers hytane et un mix de réseau H2 et réseau de chaleur pour chauffer les gens et des stations d’autoroute alimentées par de l’hydrogène local pour les mouvoir et tout le reste tombera lentement dans l’obsolescence, point
Lionel, je vois que vous retenez les infos données déjà en 2011 sur le fait que stocker de l’hydrogène “à la cave”, ça ne se fait pas comme ça ( réglementation ICPE); Au fait, que sont devenus les projets de stockage”Multi GW” qui étaient je cite” en phase de déploiement aux US et en Allemagne?
Je suis d’accord chelya , ce projet est excellent, il y aurait déjà 9 sites rien qu’en Allemagne qui s’apprètent à faire de l’injection – il faudra des années d’optimisation pour améliorer leur profil financier – peu importe le coût aujourd’hui , l’important est les brevets et les machines outils …. Reste que pour l’instant , je me demande bien qui a suffisemment de tripes pour se lancer tout seul dans la spec d’une norme…. Réponse : Toyota et GM ! @ 6ct : les projets sont là : Pour les USA , il faudrait un wikileaks spécialisé dans l’énergie , ce serait pratique pour en savoir plus , pour l’instant , le transport routier à l’hydrogène semble attirer les attentions Pour ce qui est des stations à hydrogène , les français ne sont pas si largués , Air Liquide semble aller à contre courant de nos lobbies domestiques … Sinon , 3000 chariots élévateurs H2 en service, et ce n’est pas du green washing mais un vrai avantage économique , rendement, productivité, maintenance… Ikea à Lyon installe un centre logistique équipé d’une station Air Liquide , la 3 eme en France … ne désespérons pas
Mon cher Lionel, vous pouvez toujours le prendre de très haut et nous proposer une “vision”, mais bon, en attendant faut faire bouillir la marmite. Vous et bien d’autres ( y compris en dehors de quelques “contributeurs à un forum francophone”, ca touche beaucoup d’entreprises) êtes quand même complètement éblouis, comme des papillons de nuit, par le phantasme de “l’électricité qu’on vous paye pour la consommer” (les prix faibles voire négatifs), l’expression est de vous, je peux essayer de rechercher si vous voulez. Il faut juste vous oter ça de l’idée, c’est un phénomène temporaire, ça ne peut absolument pas durer, les “passagers clandestins”, qui profitent d’effets d’aubaine liés à un marché un peu désorienté par de grands changements régulatoires et l’émergence massive de nouvelles technos ( éolien, solaire) devront déchanter. Alors de l’H2 pourquoi pas , mais de l’H2 gratos ou presque, certainement pas.
Merci pour le lien vers cet article qui ne nous apprend rien, je vous demandais juste des nouvelles des projets Multi GW dont vous nous annonciez qu’ils étaient “en phase de déploiement” (c’était donc parti) en Allemagne et aux US en 2011? So what?
De l’exemple du raisonnement débile: A l’échelle géographique adéquate l’éolien est constitué d’une partie garantie est d’une partie variable. Donc tout ce que vous avez à faire c’est installer 10 fois plus de puissance qu’il vous faut pour être tout le temps en surproduction et la gestion de votre réseau vous la faites en produisant des m3 de gaz jusqu’au moment où vous avez suffisamment de consommation pour équilibrer votre production excédentaire. (et si vous faites éolien + solaire, ça vous diminue même votre puissance nécessaire J’adore le “tout ce que vous avez à faire”! Bah oui, super! Chelya, qui paye? Parce qu’au bout du compte il faut bien que quelqu’un paye, non?
Bah non, pas forcément, ça dépend où,c’est d’ailleurs vous qui nous dites tout le temps que le principal en Allemagne et au Danemark ce sont les taxes. Alors effectivement en Allemagne, rien que l’EEG c’es 53€/MWh… Voue pensez vraiment que , en dehors de payer pour leurs industriels quasi exemptés, ce qui fait déjà débat, le consommateur d’electricité “spécifique” en Allemagne pourrait également contribuer de bon coeur à de l’hydrogène massif au profit des automobilistes? Moi je ne pense pas, ça ne peut que se déplacer. Si hydrogène il y a , il faudra bien que ses utilisateurs le paye à son prix.
La limite de compréhension de 6ct semble être qu’on doive dépenser (investir) des sommes importantes pour espérer contrarier le marché des fossiles et les monopoles de l’electricité. Le principe immuable semble s’arrèter à “Changez ce que vous voulez à condition que ça ne coute rien ” Et le résultat de cette politique , c’est qu’on met en avant des synergies, on économise les bouts de chandelle et on se paupérise pendant que le Qatar rachète ce qui a de la valeur dans l’économie occidentale. Rien ne semble plus étranger à nos ministres qu’un changement de paradigme comme l’hydrogène , et les autres ne valent pas mieux : AIE AEIA … à chaque fois qu’un monarque de pacotille nous gratifie d’une étude synthétique , l’hydrogène n’en fait pas partie. Et puis voilà que les allemands décident de se débarrasser d’une certain nombre de boulets énergétiques , et contrairement aux français , ils le font vraiment , ils s’accrochent… Et là le constat irréversible va dynamiter toutes les prévisions des elites surdiplômées qui prennent du bide en tapant un rapport par an pour justifier leur salaires indécents : l’hydrogène est non seulement souhaitable (GES) mais inévitable (matérialisation de l’électricité, stockage, transport..) Celui qui met les mains dans le cambouis ne peut pas échapper à cette REALITE. Celui qui tapote des grandes vérités foireuses sur son ordi n’aime pas les réalités , il préfère sa petite compta et ses clients, ses copains .. bravo pour ce projets, pour le reste ,laissons donc faire Toy GM Air Liquide
On ne parle bien sûr pas de ce projet, c’est une démo et c’est très bien, même si j’ai un peu de mal à comprendre le saut technologique lié à l’injection d’un fifrelin d’hydrogène issu d’un electrolyseur dans un réseau de gaz naturel…Si vous avez une idée sur le verrou qui a été franchi, je suis preneur. Pour le reste, vous me permetrez de ne pas vraiment relever, l’argent il faut juste le dépenser au bon endroit et au bon moment , et surtout ne pas vivre sur les phantasmes, dont notamment celui lié à l’actualité de ces deux ou trois dernières années qui pourrait laisser penser que l’électricité ça ne vaudra rien 4000 ou 5000 heures par an dans quelques années.
Si vous faites référence aux prix négatifs de dimanche 16 juin, on s’aperçoit vite que la france n’a pas baissé sa production hydraulique plus bas que 7GW durant la période de prix négatifs. Même les capacités de pompage n’ont pas été utilisées au maximum. On peut imaginer des freins comme les barrages pleins après les fortes pluies ou le bassin de rétention vide mais cela ne fait que rendre le problème encore plus criant. Le prix négatif de l’électricité choque peut être votre logique de pricing planifié mais n’a rien d’étonnant dans un pays luthérien où la “vérité des prix” est gravée dans le marbre. Passons une fois pour toutes sur le désaccord france-allemagne qui ne m’intéresse pas , le prix négatif est un bon indicateur sur ce qui va arriver : des pics de production supérieurs à la demande de dizaines de GW et des fournisseurs incapables de réguler leur production en conséquence. On a donc vraiment besoin de solutions pour absorber le surplus et pas que dans les forums mais en hardware, sur le terrain. Les allemands lancent donc quelques initiatives timides (batterie at home, hydrogène injecté, ..) on note l’absence d’hybridation pour l’eau chaude sanitaire qui me semble pourtant un excellent palliatif pour faire face aux premiers pics de juin pour un investissement très faible. C’est encore plus vrai si on considère le jeu de domino auquel ressemble un pic de production solaire où la majorité du courant produit reste en basse tension sur des réseaux de quartier qui ne “tirent” plus sur la HT. La HT devient excédentaire , faute de clients. Si les ballons d’eau se déclenchent à ce moment , on retrouve un appel sur les tensions élevées et le prix chute moins bas. Bon ! l’hybridation suppose une modulation des tarifs et je crains que ce frein soit infranchissable. En tous cas , l’heure n’est plus aux discussions , les chutes de ^prix spots se produisent 2-3 fois par an ce qui autorise les test en grandeur nature mais puisque les prix faibles ne sont pas répercutés jusqu’au consommateur , celui-ci n’est simplement pas concerné. Je ne vais pas investir 1 brique dans un système qui rend service à EDF mais ne me rapporte pas un rond… C’est donc un problème strictement B2B , c’est donc aux industriels de trouver des solution d’absorption/conversion multimegawatt qui ne vont fonctionner qu’une centaine d’heures par an pour l’instant.
Les prix spot ne baisse pas que 2-3 fois par an, ce qui arrive seulement 2-3 fois par an, c’est les prix négatif. Mais constamment les renouvelables font nettement baisser les prix, ce qu’on peut déjà constater en corrélant les production avec les prix comme ça a été fait ici : Aussi bien en Allemagne qu’en France, le prix spot moyen pour chaque MWh d’éolien généré est inférieur au prix de base de l’électricité, indiquant une corrélation valable sur toute l’année entre faible prix du courant, et production éolienne. Mais en plus en Allemagne en mars 2013, le prix spot du MW solaire est inférieur au prix de base, ce qui est assez exceptionnel, puisque le solaire est généré uniquement pendant la journée, ce qui représente les heures de pointe, celles du midi où la génération est maximale, la conso étant au minimum au deuxième maxima de la journée. Et encore on ne voit pas le résultat en avril et en mai. Pour la production solaire dans le réseau local, ça n’impacte pas forcément que la HT, les gestionnaires allemand ont imposé avant le début de cette année à tous les système d’être mis à jour pour couper à 50,5Hz, afin d’éviter eux même de surcharger ce réseau. Probablement une part de la production est déjà perdue vu les “scores” atteint récemment.
Pour l’hydraulique et ses 7GW, quand c’est en crue c’est en crue, il vaut mieux produire que déverser quelques heures où jours plus tard. Les 7 GW en question, ça doit faire deux mois qu’on n’est pas descendu en dessous en France. Le pompage pas au maximum, c’est du même tonneau, quand c’est plein c’est plein il il vaut mieux pomper toute la nuit à mi-charge que 4h à pleine charge. Pour le reste, je constate que certains de mes arguments à force percolent ! (notamment sur la difficulté à moduler significativement les tarifs pour les particuliers et plus généralement le petits consommateurs car il il y a du fixe, transport, distribution et taxes).
Si la fréquence en Allemagne était passée au-dessus de 50,5Hz et avait provoqué des délectages automatiques, ça se saurait. Vous pouvez demander à Lionel, je lui ai tout appris et je pense même l’avoir convaincu à partir d’une histoire de frigo! Su votre lien et le commentaire que vous aviez laissé sur ce lien, vous avez l’explication ci-dessus: de l’hydraulique quasi fatal ( très peu modulable) en pagaille en France mais pas seulement, couplé au fait qu’à partir d’avril les allemands commencent à arréter leur centrales pour en faire la maintenance.
Je ramarque au passage que vous ne me répondez pas sur “j’ai un peu de mal à comprendre le saut technologique lié à l’injection d’un fifrelin d’hydrogène issu d’un electrolyseur dans un réseau de gaz naturel…Si vous avez une idée sur le verrou qui a été franchi, je suis preneur.” Auriez vous également un doute?
J’ai bien lu tout cela et le blog fourni par jmdesp. Tout cela ne fait que confirmer l’urgence du dépoiment de l’hydrogène. Je m’énerve souvent sur les discussion orientées trading parce que les traders veulent que tout tombe tout cuit dans leur poche. Comme si les emmerdes ne venaient que des autres et en particulier de la R&D. Moi je ne fais quasiment que de la R&D càd que lorsque mon travail arrive chez les traders , c’est fini pour moi et je passe à autre chose. Ce qui me cloue c’est que 6ct n’arrive pas à comprendre l’intéret du projet décrit dans l’article. L’hydrogène, c’est pas du tout cuit. Je ne suis pas le premier ni le dernier à le décrire comme systémique (économie hydrogène) mais il faudrait essayer de comprendre que tous les problèmes que vous décrivez sans y apporter la moindre solution , les projets hydrogène actuels sont extrapolés pour les résoudre. Avant même de poser le premier câble sur le site d’exploitation, le logiciel de simulation en conditions réelles tourne déjà. Le projet d’injection décrit ici est déjà déployé sur une dizaine de site afin d’accélérer le REX pour une production effectivemment très faible et à un coût exorbitant. GM a déjà dépensé une dizaine de milliard$ sur l’H2, idem pour Hyundai et Toy , alors quoi ? Le trader moyen prend sa mine méprisante (et méprisable) parce qu’il ne peut pas faire sa petite commission avec ces milliards ? il faudra encore beaucoup d’années avant que le trader fasse son premier centime sur l’hydrogène et ce qui me fait sourire , c’est qu’il va découvrir que le software est tellement sophistiqué qu’il a été très facile d’ajouter des fonctions de trading qui économisent ladite commission au profit des développeurs qui méritent aussi un peu de marché (voire beaucoup) Alors voilà : ce projet est-il rentable ? NON Ce projet est-il utile ? OUI Pourquoi ? Parce qu’il industrialise une petite série d’électrolyseurs dont la vocation est d’être déployée à plusieurs millions d’ex dans le monde. Cela permettra (enfin) le retour d’investissement non pas sur la RD H2 mais sur tout le secteur énergétique : intermittent , hydraulique quand il pleut vache qui pisse, nucléaire la nuit, réseau lissage et optimisation (2 fois moins de capacité pour 2 fois plus d’énergie disponible à la prise), automobile (qui en fait arrive en premier pour cause de qualité industrielle) fret, navigation et même aéronautique , on peut même ajouter l’astronautique qui était là avant tout le monde .. En fait : tout sauf les fossiles le pétrole qui nous saigne à blanc tout de suite, le gaz qui agrave encore le tableau et le charbon qui pourrit les océans avec son mercure. Voilà à quoi sert ce projet, et je me dis que plus tard les traders y viendront , mieux ça vaudra pour 7 milliards d’humains et leurs enfants.
Si je vous ai répondu : trop de traders ! on a besoin de R&D. moins les projets seront rentables et plus les traders garderont leurs distances avec leurs calcul excel à deux sous et leur deo nauséabond Si vous voulez des profits immédiats , faites du négoce dans l’agro alimentaire , les projets y coûtent bien moins cher et les industries y sont moins sous pression. Des ruptures technologiques de l’hydrogène dépendent 2 trilliard de dollars par an (deux mille milliard minimum) on a besoin de gens compétents , pas de spéculateurs qui font la gueule toute la journée et foutent la zizanie dans les équipes : de l’air !
Croisement des posts…J’ai posé ma question de 19:54 avant que votre post de 19:41 n’apparaisse. Ce n’est pas un problème de trading, c’est un problème d’économie. Dans le domaine de l’electricité dans une région comme l’Europe, le trading reste de l’optimisation court terme, point barre. Ce qui fait l’économie du système sur le moyen/long terme, ce sont les infrastructures ( production, réseau, stockage), je suis completement d’accord avec vous sur ce point. Remarquons quand même que s’il n’ y avait pas d’infrastructures de transport transfrontallières ni de trading, les allemands seraient déjà dans une sacré m…e pour gérer leur excédents ponctuels de renouvelables (pareil pour le nuke francais et ce depuis longtemps). Bref, le concept de “la grotte nationale” est forcément perdant. Le trading essaie de lisser tout ça tout en gagnant sa vie, mais comme déjà dit sur Enerzine le WE les traders se reposent et là ça peut déconner assez fort.Les épisode de prix déconnants jusqu’à présent , c’est essentiellement le WE ou juste après. Alors, réseau, stockage (d’électricité “directe”style STEP ou batteries), usages thermiques de l’électricité ( effet Joule et/ou PAC), hydrogène et/ou méthanation? Il n’y a à l’évidence pas de réponse universelle, mais comme nous avons des sous en quantité limitée, il faut peut-etre commencer par déployer les moins chères, tout en faisant ce qu’il faut en RetD pour les plus chères.
Si vous me le permettez, je voudrais prendre un exemple, celui de la future interconnexion France-Espagne, environ 1500MW en courant continu qui devrait être mise en service en 2014. Aujourd’hui les liaisons entre France et Espagne sont très limitées ( environ 1000MW), les prix de gros de part et d’autre de la frontière sont parfois très éloignés et le trading n’y peut rien, il y a simplement une limite physique aux échanges qui augmente les différences. Demain on va plus que doubler la capacité d’échange, mécaniquement les écarts de prix vont se réduire en moyenne mais en même temps les volumes d’échange vont augmenter. Le trading devrait donc peut-être s’y retrouver, mais il n’est certainement pas à l’origine de ce qui arrive..CQFD, ce sont bien les infrastuctures qui pilotent l’économie du système. Par contre, on va pouvoir importer plus d’éolien “excédentaire” depuis l’Espagne quand ça souffle fort, du cycle combiné gaz au moment des pointes d’hiver francaises ( ça fera hurler Mme Rivasi mais ce n’est pas grave au contraire ça fera un article sur Enerzine! ) et en même temps exporter plus de nucléaire “excédentaire” à certains moment, voire comme en ce moment de l’hydraulique. Bref, ça va permettre d’optimiser l’économie de moyens existants, sans dépenser un sou de plus. Très clairement, ce type de projet repousse l’horizon de rentabilité de projets de stockage de tous types ou de solutions de type “Power to gas”, car le driver du stockage c’est avant tout l’existence de fortes variations temporelles dans les prix de marché Mais il est pour la collectivité franco-espagnole d’un rapport bénéfice/coût bien plus important que de mettre 1000MW ou plus de stockage de chaque coté de la frontière.
Oui , la ligne transfrontalière est bonne pour le marché en général car l’éventail des ressources sera augmenté et il sera plus facile d’en trouver une plus avantageuse. La question du réseau n’est pas directement posée , le réseau peut beaucoup de choses et résout des problèmes mais pas tous. Il souffre aussi d’inconvénients endémiques puisque c’est lui qui induit la “fatalité” de l’électricité. Bien sûr qu’un jour le réseau sera impacté par l’hydrogène mais comme on l’a déjà dit ce n’est pas le premier de la liste. Loin s’en faut. Pour recentrer la question sur l’hydrogène, on sait qu’il a le potentiel pour impacter à peu près tous les secteurs et peut-être donc , de se faire un nombre incalculable d’ennemis du genre discrets mais puissants, un peu comme EDF avec le PV et l’éolien il y a encore 2 ans. Alors quoi? Le réseau à 130 ans, le charbon et le pétrole idem, l’hydro 110 ans, le gaz 80, le nucléaire 60 , le PV 10, l’éolien 10, l’hydrogène a -8ans (moins huit ans) ou plutôt moins deux puisque on va tous surveiller de près les premiers modèles de véhicules Toy GM bien que Hyundai en ait déjà produit environ 10 000 En B2B l’hydrogène est un peu plus vieux mais essentiellement exploité dans le spatial mais aussi , on le sait moins , la marine de guerre suédoise avec un gros succès mondial pour un submersible à moteur Stirling. Où est le problème ? des véhicules H2 circulent déjà , des Fenwicks sont déjà en exploitation commerciale et l’industrie en consomme pas mal , en le produisant à partir de gaz certes mais les pipes, les cuves, les bouteilles transportables , bien que préhistoriques, circulent depuis des décennies on parle d’économie hydrogène depuis une 15 aine d’années mais on ne voit rien poindre. Donc on jacasse, on blairotte, on quolibette , comme pour le multimedia qui énervait tout le monde en 1990 à force d’en parler sans qu’il ne se montre. Le multimedia a-t-il pour autant fait un flop ? On peut toujours imaginer qu’une autre technologie va le supplanter (comme l’internet a supplanté le CDROM quasi mort-né en tant que media) mais soyons un peu probabiliste , c’est bien H2 qui va faire le gros ménage dans l’énergie. Cela ne remettra pas en cause la liaison trans pyrénées mais en revanche le renforcement de la THT intérieure… bon, on n’a pas fini d’entendre les doutes et la défiance , mais pour ceux qui y travaillent d’arrache pied , c’est un autre disque.
Oui,c’est bien H2 qui va faire le gros ménage dans l’énergie,mais ça s’étalera au niveau mondial(grand déploiment industriel de l’H2) sur environ 80 ans,à partir des environs de 2020(dans environ 7ans) jusqu’à environ 2095-2100. Parceque les infrastructures pour l’H2 (Grosses tuyauteries étanches à l’H2 et en grands et nombreux réseaux,ensembles de réservoirs de stockages de l’H2 de plusieurs genres et types,véhicules à l’H2,etc…)sont autrement plus lourdes matériellement que des réseaux internet,des ordi-portables(ou de bureaux),des smartphones,des tablettes numériques,etc…C’est le calendrier qui est différent entre la transition informatique vécue récement et la transition vers la grande civilisation à l’H2 qui se substitura à celle du pétrole et autres fossiles. Sinon dans l’ensemble(à part le calendrier),je serais plutot d’accord avec vous.
Ce sera beaucoup moins long pour 2 raisons : 1. Il n’y a pas d’urgence à déployer un grand réseau H2 dés lors qu’une région est désservie par des lignes HT. Un réseau local oui, il faut alimenter les clients B2B (stations services, réseau de chaleur) mais le stock H2 produit localement sera convertible en électricité sur le même site. Dans très longtemps peut-être les gens auront-ils de l’H2 à domicile mais à priori le B2B suffit 2. Savez vous combien coûte une plateforme de forage offshore ? un pipeline de 1000km ? N’oubliez pas que la première cible de l’hydrogène est l’énergie fossile . Ne serait-ce que pour des raisons économiques : l’électricité est un nain à coté des fossiles. Pour l’automobile (2015) les stations feront de l’électrolyse sur place, lorsque cela ne suffira plus , on livrera par camion – c’est ce qu’on fait actuellement. Mais pour augmenter les débits , vaudra-t-il mieux installer un réseau de conduites et des compresseurs ou installer une ligne DC et électrolyser sous pression sur place ? Je dirais que le projet décrit dans cet article décrit bien une solution du deuxieme type : l’electrolyse se fait sur le lieu de vente. Dés lors , il s’agit de croiser les réseau (autoroutier, THT, gaz, chaleur). La grosse partie du hardware existe déjà et pour le reste, les budgets pétroliers permettent une croissance supersonique. Pourquoi aller lentement ? pour sauver nos vieux briscards du nucléaire , nos vieux garagistes? Je ne crois pas que le problème se pose sous cet angle. Même si l’énergie est plus substancielle que l’information , l’industrie ne fait pas vraiment de différence
Si même seules les stations services doivent produire leur hydrogène sur place, ce qui me parait effectivement une solution ( en tous les cas le ravitaillement par camion n’en est pas une ), il y a de l’avenir pour les réseaux d’électricité!
Ci-joint une article “basique” sur l’hydrogène, avec quelques rappels sur les ordres de grandeur de la production ou du transport (on ne parle pas de l’utiisation notamment dans les véhicules, mais de toute le chaine amont). Extrait concernant les stations-service: :A 40 ton truck can deliver 26 tons of gasoline to a conventional gasoline filling station. One daily delivery is sufficient for busy station. A 40 ton truck carrying compressed hydrogen can deliver only 400 kilograms. That is because of the weight of the tank capable of holding 200 atmospheres of pressure. An empty truck will weigh almost as much as a full one. The compressed hydrogen tank must be robust. The energy used to compress the hydrogen to 200 atmospheres would be released instantly if a tank ruptured. The fireball would cover a football field. Hydrogen is more energy dense than gasoline (by weight) and hydrogen powered transportation is more energy efficient. Yet the hydrogen filling station will require 15 deliveries every day, everything else being equal. The energy cost of truck transport becomes unacceptable unless the source of hydrogen is very close to the point of use. A cryogenic truck could carry more hydrogen but recall that the energy cost to liquefy hydrogen makes this infeasible in most cases.