L’hydrogène sera vraiment « révolutionnaire » s'il est produit à partir des renouvelables...

Christian de Perthuis

Professeur d’économie à l’université Paris-Dauphine - PSL

Fondateur de la Chaire Économie du Climat

De Jules Vernes à Jérémy Rifkin, nombreux ont été les visionnaires anticipant l’avènement d’une société de l’hydrogène. Écoutons l’ingénieur Cyrus Smith, personnage principal de L’Île mystérieuse (1875)(1) : « Oui, mes amis, je crois que l’eau sera un jour utilisée comme combustible, que l’hydrogène et l’oxygène qui la constituent fourniront une source de lumière et de chaleur inépuisables et d’une intensité que la houille ne saurait avoir. »

Longtemps considéré comme un mirage, l’hydrogène revient en force dans le débat énergétique. L’Union européenne a récemment publié sa stratégie hydrogène(2). Et, dans les trente milliards du plan de relance français(3) fléchés sur l’écologie, les deux milliards alloués à l’hydrogène constituent un véritable bond en avant, multipliant par vingt l’argent public préalablement engagé dans ce secteur.

Serions-nous à la veille d’une révolution majeure grâce à ce gaz découvert en 1766 par le chimiste Cavendish, ensuite baptisé « hydrogène » par Lavoisier ?

Si l’hydrogène n’est pas le miracle du roman de Jules Verne, il peut en revanche constituer un vecteur accélérant la transition énergétique(4) vers des sources renouvelables. À condition qu’on l’affranchisse de sa dépendance actuelle à l’égard des énergies fossiles.

L’hydrogène d’hier et d'aujourd'hui : un sous-produit des énergies fossiles

Représentant 75 % de la masse gazeuse du soleil, l’hydrogène est considéré comme l’élément le plus abondant de l’univers. Sur Terre, il est peu présent à l’état pur : très léger, il n’est en effet pas retenu par la gravitation et s’échappe de ses réservoirs naturels.

L’hydrogène est toutefois présent tout autour de nous, combiné à d’autres éléments. On le trouve ainsi dans chaque molécule d’eau. Associé au carbone, il est dans tous les végétaux et animaux. Les énergies fossiles, elles-mêmes issues de la décomposition de la matière vivante, ne font pas exception. L’hydrogène peut être produit en le séparant de ces autres éléments.

D’après l’Agence internationale de l’énergie (AIE)(5), on produit chaque année de l’ordre 70 Mt d’hydrogène pur. La grande majorité de cet hydrogène provient du traitement du gaz naturel (69 %) et du charbon (27 %). L’électrolyse de l’eau et d’autres voies fournissent le reste.

Depuis 1975, la production mondiale d’hydrogène a été multipliée par quatre. Les deux principaux marchés ont été le raffinage du pétrole – où l’hydrogène permet de désulfurer et purifier les combustibles – et la production d’ammoniac, lui-même principalement destiné à la fabrication d’engrais.

Consommation mondiale d'hydrogène par usage

Ce développement rapide de l'hydrogène n’a aucunement contribué à la décarbonation des économies. En 2018, la production mondiale d’hydrogène a provoqué le rejet de 830 Mt de CO2 dans l’atmosphère selon l'AIE, soit l’équivalent de 2,5 fois les émissions de CO2 de la France ou encore 25 % de plus que les rejets de la totalité des vols internationaux de l’année.

Tant que l’hydrogène reste un sous-produit des énergies fossiles, rouler à l’hydrogène ou l’utiliser pour produire de la chaleur permet de réduire les pollutions locales, mais pas d’abattre les rejets de CO2. Le premier enjeu de la révolution de l’hydrogène consiste à basculer vers une production non carbonée.

Demain : hydrogène « gris », hydrogène « bleu » ou hydrogène « vert » ?

« L’hydrogène gris » désigne celui obtenu directement à partir du gaz naturel ou du charbon. Par kg produit, il émet de l’ordre de 9 kg de CO2 à partir du gaz et de 20 kg de CO2 à partir du charbon (voir le graphique ci-dessous). En Europe, la quasi-totalité de l’hydrogène est issue du gaz naturel.

Intensité carbone de la production d'hydrogène

Une première voie pour limiter son empreinte carbone consiste à coupler sa production à des installations de captage récupérant une partie du CO2 avant qu’il ne se dissipe dans l’atmosphère. On obtient alors de « l’hydrogène bleu », limitant les dégâts climatiques sans s’affranchir de la dépendance aux énergies fossiles.

Avec un prix du CO2 de l’ordre de 100 €/tonne, il deviendrait rentable de basculer de l’hydrogène gris vers l’hydrogène bleu.

Dans les conditions actuelles, l’hydrogène gris revient à environ 1,5 €/kg en Europe, soit un peu plus qu’aux États-Unis ou en Chine où gaz et charbon sont bon marché. Par ailleurs, les coûts de stockage et de transport sont limités par la proximité entre les sites de production et de consommation, la plupart des installations actuelles étant situées dans des raffineries ou des complexes pétrochimiques.

Le coût des installations de capture et stockage de CO2 est de l’ordre de 1 €/kg. Autrement dit, avec un prix du CO2 de l’ordre de 100 €/tonne, il deviendrait rentable de systématiser ces installations en basculant de l’hydrogène gris vers l’hydrogène bleu. Avec à la clef, des réductions potentielles d’émission de CO2 de l’ordre de 750 Mt (2 % des émissions mondiales de CO2).

Une autre voie pour produire l’hydrogène est celle de l’électrolyse qui utilise l’énergie électrique pour récupérer l’hydrogène présent dans l’eau. Si on utilise une électricité produite avec du gaz naturel ou du charbon, l’opération n’a pas d’intérêt pour le climat : on rejette par cette voie plus de CO2 qu’en séparant directement l’hydrogène du gaz ou du charbon.

En couplant un électrolyseur à une source décarbonée d’électricité, on obtient de « l’hydrogène vert », non émetteur de CO2.

L’opération est particulièrement intéressante, lorsqu’on dispose d’importantes capacités de production éolienne ou solaire dont le coût unitaire à la production est devenu compétitif, tant face aux filières fossiles que nucléaires, mais dont l’injection à grande échelle se heurte à la difficulté de l’intermittence. L’électrolyse permet alors de stocker les excédents d’électricité en les transformant en hydrogène qui devient un intégrateur des sources renouvelables dans le système énergétique.

Comment rendre l’hydrogène vert compétitif

Le coût de production de l’hydrogène vert par l’électrolyse dépend de trois paramètres : le prix de l’électricité utilisée dans l’électrolyseur, le coût et l’efficacité de cet électrolyseur, les coûts de transport et de stockage qui pèsent dans la balance sitôt que le lieu de consommation est éloigné du site de production.

Actuellement, le coût du kg d’hydrogène vert se situe dans une fourchette de l’ordre de 3 à 6 €/kg, soit de deux à quatre fois celui de l’hydrogène gris. Mais il est dans une dynamique de forte baisse, sous l’impact de la baisse du coût de l’électricité verte et de celui de l’électrolyse.

La production d’hydrogène vert à partir de biomasse renouvelable est une autre voie qui pourrait s’avérer intéressante pour son intégration territoriale.

Les différents plans hydrogène visent à accélérer le mouvement grâce aux changements d’échelle de la production d’électrolyseurs et aux investissements dans les réseaux de stockage et distribution. Cet argent public mobilisé du côté de l’offre permet d’accélérer l’industrialisation des pilotes issus de la recherche et développement. Son usage est pleinement justifié.

Les aides à l’utilisation de l’hydrogène vert sous forme de complément de prix sont plus discutables sous l’angle économique. Elles n’incitent pas suffisamment les producteurs à baisser leurs coûts et stimulent la consommation d’énergie. Elles pourraient être fortement réduites ou disparaître pour un prix du CO2 de l’ordre de 100 à 250 €/t.

La production d’hydrogène vert à partir de biomasse renouvelable est une autre voie qui pourrait s’avérer intéressante pour son intégration territoriale. Elle en est encore au stade expérimental. Deux options sont testées en France : à partir du bois (projets de Vitry-le-François et de Strasbourg(6)) ou à partir de biomasse agricole (utilisation du chanvre dans la Sarthe(7)).

Les nouveaux usages de l’hydrogène

Pour contribuer pleinement à la substitution énergétique, il ne suffit pas de massifier la production d’hydrogène vert. Il convient aussi de développer les usages qui permettent de réduire les émissions de CO2 là où elles sont les plus difficiles à obtenir.

En premier lieu, on peut injecter jusqu’à 10 ou 20 % d’hydrogène vert dans les réseaux de gaz, nettement plus si on convertit une partie de cet hydrogène en méthane via un procédé appelé « méthanation ». Cette voie est actuellement testée en France à Fos-sur-Mer(8). Outre l’intérêt de réduire la part du gaz fossile dans le réseau, son intérêt est de pouvoir capter et réutiliser une partie des rejets de CO2 de l’aciérie de Fos.

En second lieu, l’hydrogène permet de produire de l’électricité à partir de piles à combustible embarquées. Les constructeurs asiatiques Toyota et Hyundai ont commencé à commercialiser des voitures particulières à hydrogène qui ont une autonomie plus grande que les voitures électriques utilisant les batteries. À terme, les applications les plus intéressantes concernent les véhicules utilitaires (bus et camion) pour lesquels le poids des batteries est une contrainte majeure, les trains quand les lignes ne sont pas électrifiées et, sans doute plus tard, les avions.

Enfin, l’hydrogène vert pourrait décarboner demain des procédés industriels où les substituts à l’énergie fossile sont difficiles à développer. Le plus important concerne la production primaire d’acier où le charbon est à la fois utilisé comme source d’énergie et agent réducteur du minerai. L’hydrogène pourrait s’y substituer et fournir de l’acier zéro carbone. Le premier pilote industriel testant cette voie est en développement dans le nord de la Suède, dans le cadre du projet Hybrit(9).

L’Europe face à la révolution de l’hydrogène

La stratégie européenne de l’hydrogène met l’accent sur le développement d’une offre compétitive basée sur des soutiens à la R&D, aux pilotes industriels et aux projets intégrant l’hydrogène dans des écosystèmes plus large. Grâce à différents programmes d’investissement, l’Europe a mis plusieurs dizaines de milliards sur la table.

L’attention nouvelle portée à l’offre constitue une inflexion majeure de la politique climatique européenne qui a reposé jusqu’à présent plus sur le soutien à l’usage d’énergie décarbonée que sur sa production sur le territoire européen.

L’Allemagne et la France projettent d’investir respectivement 9 et 7,2 milliards d’argent public d’ici 2030.

De telles actions favorisant la demande ont abouti, dans le cas de l’énergie solaire et des batteries, à délocaliser une grande partie de la production d’équipements en perdant des potentiels de créations locales de richesses et d’emplois.

L’Allemagne(10), et désormais la France(11), déclinent cette stratégie européenne, en projetant d’investir respectivement 9 et 7,2 milliards d’argent public d’ici 2030. Elles disposent d’atouts non négligeables, avec deux des trois majors de l’industrie mondiale des gaz industriels (Linde et Air Liquide), de grands équipementiers automobiles ou ferroviaires, d’excellents laboratoires de recherche publique et une myriade de start-up dont beaucoup sont issues de ces laboratoires. L’Allemagne s’appuie sur un plan plus rapide de déploiement des énergies renouvelables, support incontournable de l’hydrogène vert.

La clef de la réussite sera moins la quantité d’argent public mis sur la table, que la capacité à faire entrer en synergie tous ces acteurs venus d’horizons différents. C’est à ce prix qu’on fera de l’hydrogène, non pas cette énergie « inépuisable » à laquelle rêvait l’ingénieur de L’Île mystérieuse, mais un puissant intégrateur des énergies renouvelables dans le système énergétique de demain.The Conversation

Les autres articles de Christian de Perthuis

Commentaire

Justin

http://academie-technologies-prod.s3.amazonaws.com/2020/07/31/13/33/14/…

Il paraît plus réaliste de prévoir que la production d’hydrogène sera assurée par électrolyse d’eau par de l’électricité d’origine nucléaire [mais on ne veut pas de nucléaire en France]

Ces différents usages pourraient requérir près de 300 TWh d’électricité ce qui dépasse de très loin les excédents d’électricité intermittente d’un mix 100 % renouvelable.

Serge Rochain

Ce n'est pas à partir du nucléaire qui ronronne en permanence au même niveau que l'hydrogène vert devient intéressant, mais à partir de l'éolien dont la variabilité de production permet dans le cas d'excédent de justifier les installations d'électrolyse. Avec un parc éolien suffisamment étoffé fournissant toujours la plus grande partie du besoin en électricité directe, les écarts positif par rapport à ce point d'équilibre seront considérables. Et ce sont bien ces excédents considérables qu'il faudra valoriser grâce à l'hydrogène qu'ils peuvent produire.

Marc Diedisheim

Quel est l'ordre de grandeur du potentiel éolien français en TWh par an ?

Serge Rochain

@Diedisheim:
Je pourrais répondre bêtement à votre question en citant AIE qui voit dans le seul potentiel de l’éolien offshore de quoi satisfaire 11 fois le besoin mondial estimé d’électricité en 2040, soit 420 000 TWh/an :
https://www.connaissancedesenergies.org/mais-pourquoi-diable-chercher-c…
Sans contester leur chiffre je pense que ce ne peut être qu’une réponse idiote à une question mal posée.
Cette question n’a pas de sens si elle n’est pas assortie de quelques clauses restrictives. En effet, on peut toujours ajouter une éolienne, qui produira toujours quelque chose, même si c’est minime. Et tant que l’ensemble du territoire et des eaux territoriales ne sont pas constellés d’éoliennes cet ajout est toujours possible et accroit la potentialité. Il me semble important de limiter la question en imposant au moins que le coût d’investissement et d’exploitation sur la durée d’amortissement soit moindre que le montant de la vente d’électricité produite pour chacune des éoliennes entrant dans l’estimation de la potentialité répondant à la question.
Et on s’aperçoit rapidement que les deux critères coûts et gains sont variables dans le temps et dépendent également l’un de l’autre, en sens inverse et dans le temps. Plus le temps passe meilleures sont les performances des éoliennes et moindre est leur coût ce qui en faveur de la baisse de leur propre prix mais plus d’éolienne signifie produire plus d’électricité et en faire baisser le prix ce qui est en défaveur de la rentabilité de l’investissement.
Je ne crois pas que qui que ce soit sait ce qu’est ce point d’équilibre aujourd’hui et cela n’a d’ailleurs aucune importance car il sera très différent demain. Car si la chute des prix de l’éolien est moins rapide que celle du photovoltaïque elle reste tout de même assez prononcée dès que la technologie employée (Terrestre, offshore ancré ou flottant avec ses différentes variantes) est parfaitement maitrisé, ce qui n’est pas le cas du flottant aujourd’hui où toutes les entreprises soumissionnaires ouvrent de vastes parapluie pour se mettre à l’abri des surprises en négociant des MWH au moins au prix du MWh-EPR. Cela se voit avec le prix négocié des attributions de concessions, entre un ancré comme dans le projet Dunkerque à 44€/MWh où l’expérience de plus de 20 ans du bénéficiaire n’a plus rien à découvrir et l’aventure dans le flottant très au large des côtes dans plusieurs concessions en Atlantique à plus de 110€/KWh (ref. EPR). Par exemple Dieppe-Tréport à 131€/MWh, St. Brieuc 155€/MWh… Vous trouverez cela ici : https://www.mer-ocean.com/le-prix-de-leolien-francais-en-mer-les-futurs…
Vous y verrez aussi une estimation pour l’offshore donnant pour la France un potentiel de 46% de la production électrique actuelle … sans aucune explication sur l’étude qui le conclue…. A voir.
Il y a plus intéressant avec l’étude faite par EngieGreen :
https://participons.debatpublic.fr/uploads/decidim/attachment/file/438/…
Mais pour moi cette question est sans fondement. Pour avoir du 100% ENR ce ne sera pas qu’avec de l’éolien, ni qu’avec du solaire, ni avec quoi que ce soit d’autre. A part le Soleil qui ne brille pas la nuit, chaque autre source pourrait fournir 100% du besoin à un coût exorbitant et de façon stupide, en couvrant chaque m2 du pays d’éoliennes, qui grâce au foisonnement comme le démontre l’étude d’Engie fournirait 100% du temps le nécessaire. Temps durant lequel il fournirait jusqu’à 500% du besoin durant plus de la moitié de ce temps ; produisant (avec les 400% excédentaires) une quantité énorme d’hydrogène dont on aurait jamais besoin puisque cette débauche d’éoliennes garantirait le besoin permanent, avec un coût d’investissement que je n’ose même pas imaginer.
Il y a bien mieux à faire que cette hypothèse déjantée, il faut d’abord définir la « mission » allouée à chaque source d’électricité potentielle avec une place très importante (la plus importante à mon avis) au solaire. Je l’explique parce que d’une part le solaire est la moins imprévisible et la moins variable de sources … variables, et que d’autre part c’est lorsque le Soleil est abondant que nous avons le plus besoin d’électricité puisque c’est aussi le moment où l’activité économique est active. A cela s’ajoute le fait qu’aujourd’hui on a déplacé un certain nombre de consommations en période nocturne pour satisfaire à la monotonie de production du parc nucléaire dont moins du quart est apte à une relative pilotabilité.
C’est donc essentiellement entre l’éolien et le solaire PPV qu’il faut organiser la charge à partager mais en ménageant la ressource ENR permanente constituée de l’hydraulique, et du biogaz auxquels s’ajouteront dans le temps l’exploitation des marées, houles, courants marins, et stockages sous différentes formes certainement dont hydrogène sans doute des excédents de l’éolien à la variabilité imprévisible à long terme.
Je pense avoir répondu objectivement à votre question.
Serge Rochain

Bodi

Les électrolyseurs pour faire de l’hydrogène ne seraient pas spécialement flexibles (température de fonctionnement, etc), il n'est pas du tout évident aujourd'hui que la production d'hydrogène soit tellement compatible avec un fonctionnement intermittent au niveau technique et pour un prix de revient compétitif au niveau économique vu les coûts fixes à amortir...

Serge Rochain

Vous avez en grande partie raison aujourd'hui, les électrolyseurs ont beaucoup de Progress à accomplir pour répondre à l'usage dans lequel on va devoir les employer. Mais à décharge jusqu'à présent personne n'a trouver intéressant de faire des électrolyseurs souples et performants faut de débouchées face à ce que pouvait faire le vaporeformage par exemple. En fait l'électrolyseur a capitulé avant de commencer la bagarre. Mais la donne a changer la multiplication des éoliennes et les extrêmes puissances qu'elles sont capable de produire de façon aléatoire font réfléchir. C'est un peu comme les batteries de charges électriques, elles ont vivotées sans grands progrès durant plus de 100 ans autour d'une technologie au plomb et sans autre débouchées que de donner l'impulsion permettant de faire démarrer un moteur thermique, se substituant à .... la manivelle. Puis en quelques années on a connus plusieurs technologies de batteries qui se faisaient mater par la technologie suivante à peine 3 à 4 ans plus tard jusqu'au Li-Ion d'aujourd'hui. En fait en moins de 20 ans la batterie a fait 10 fois plus de progrès que durant tout le siècle précédent. Donc pour les électrolyseurs tout est possible, le besoin crée l'organe. C'est pourquoi je parle surtout du biogaz dans un premier temps pour venir compenser les faiblesses des variables et je crois que les Allemands l'ont bien compris car ils produisent en biogaz de quoi alimenter des centrales à gaz en remplacement des centrales à charbon qui leur donne une autonomie d'un mois par an à produire leur électricité avec cette seule ressource qui représente 8,4% de leur mixe électrique (soit 1/12 en parlant de mois). Il faudra tourner avec le biogaz tant que l'hydrogène des électrolyseurs ne sera pas économique. Aujourd'hui un méthaniseur de même puissance coute moins cher et est plus facile à exploiter qu'un électrolyseur, et c'est l'inverse qu'il faudra obtenir pour remplacer la solution biogaz par des solutions hydrogène, qui elles peuvent être multiples avec l'emploi thermique de l'hydrogène dans les centrales à gaz ou par l'intermédiaire de la pile à combustible qui doit aussi progresser car faire avancer une voiture n'est pas la même chose qu'entrainer un alternateur qui produit 2 ou 300 MW.

Hervé

Le solaire PPV a un profil de production opposé au besoin (important en été, faible en hiver) ce qui rends difficile un part importante du mix sans stockage inter-saisonnier, qui semble technico-economiquement hors de portée actuellement.
L'éolien a un bien meilleur potentiel et couvrirait 60% des besoins "relativement" facilement mais comporte des trous assez problématiques car demandent un stockage de l'ordre de deux semaines. Les graphiques en page 2 de ce document sont je trouve assez explicites pour visualiser le probleme: http://www.wec-france.org/DocumentsPDF/Presentations/D.Laffaille-31mars…

Concernant l'absorption des surplus ENR pour la conversion en hydrogène, sans parler de la dimention économique (un surplus bradé signifie un Kwh "utile" plus cher...) sa faisabilité dépendra aussi beaucoup du cout des électrolyseurs. Si c'est 500 à 1000€/KW (selon le document de justin plus haut), la messe est dite, c'est mort.... Reste a voir si ces couts peuvent être diminués à l'avenir.

Je crains que l'on vienne d'escamper 2 milliards de plus dans le tonneau des danaïdes ...

Serge Rochain

Le besoin important ce n’est pas en hiver, c’est tous les jours en journée et au moment où le Soleil est au plus haut et quand l’activité économique l’est aussi. Le stockage est une solution d’abondance ce que nous n’obtiendrons qu’’avec les excédents éoliens. Le solaire est le producteur le plus régulier dans sa période horaire, aucune grande surprise contrairement à l’éolien, notamment terrestre. De plus le besoin de stocker est une illusion inventé comme un argument que le lobby nucléaire imaginait comme décisif pour décrédibiliser le stockage et il n’est pas nécessaire, il existe assez de dispositif ENR zéro CO2 pour compenser les baisses de production des variables.
Ce dont on a besoin c’est de pouvoir assurer 2 semaines…(puisque vous le dites) d’énergie, et même un mois si ça vous chante. Il suffit de produire du biogaz (pour ne parler que de cette solution) à hauteur de 8,4% de son mixe électrique pour que le problème soit résolu durant 1 mois entier même si le Soleil décide de ne pas se lever un mois entier et les vents dans tout le pays au calme plat durent tout ce même mois. Impossible à réaliser ? Vous voulez rire….. les allemands produisent justement depuis déjà quelques années 8,4% de leur mixe électrique avec ce biogaz.
Dire que l’éolien couvrirait relativement 60% du besoin est encore un chiffre en l’air tant qu’il n’est pas étayé en alignant les moyens qui le permettent en face de la facture. Ca je peux assurément fournir 100% des besoins avec de l’éolien… on peut toujours planter une éolienne de plus quel que soit le nombre déjà installé, et si ça ne suffit pas une autre encore….etc.
Votre façon de considérer qu’un surplus bradé signifie un KWh plus cher est assez croquignolesque ! Si je laisse se perdre les surproductions des éoliennes par vent fort je ne perdrais rien, mais si je l’utilise pour le convertir en H2, d’un seul coup j’élève le prix du KWh d’électricité ?!?!?!... on a pas suivi les mêmes cours d’économie.
Quand à dire que le coût du KWh (et non du KW comme vous l’écrivez) serait de l’ordre de 500 à 1000 €/KWh voilà qui me fait bien rire, surtout référent au rapport de l’Académie des technologies qui signale bien que 75% du prix de la conversion électricité-> H2 est représenté par le coût de l’électricité. Il en résulte que si on finit un jour par se tourner vers le H2 c’est uniquement pour récupérer les surplus éoliens qui étaient précédemment perdus le prix de revient ne sera plus que l’amortissement des électrolyseurs et ce qui en constitue la logistique soit 25% du montant indiqué puisque dans le calcul de l’académie tech cet H2 était dans leurs hypothèses déterminé selon le prix du KWH « non perdu », c’est-à-dire celui issu de l’EPR, largement sous-estimé d’ailleurs, puisque bien que citant les 110 € du seul contrat signé aujourd’hui, ils ont fait tous les calculs avec …..80€/MWh, on n’est pas nucléocrate pour rien à l’académie Tech, et j’ai même remarqué qu’il n’y a que ceux-là, tous ayant fait carrière dans le nucléaire qui pondent des rapports et des articles (comme les auteurs de l’artcicle de votre dernier message où il citent 74 fois en 4 pages le mot uranium pour finalement ne parler que de celui qu’on ne sait pas encore utiliser dans nos réacteurs, le 238). En revanche, dans leurs calculs il pousse le bouchon très haut de le prix des différentes sources ENR , pour tous le sommet des prix dont plus aucun marché ne se signe depuis 1 ans à cette hauteur…. Bon ça vaut ce que ça vaut, mais ça reste de la propagande, et de toutes les façons, les surproductions que l’on ne laisse pas perdre ont le prix qu’on veut bien leur donner, mais si au lieu de les perdre on les utilise elles sont entre gratuit et un peu plus que gratuit.
Si on vous donne un billet gratuit pour un spectacle dont la place vaut 150€ et que vous n’iriez pas voir à ce prix-là, si vous vous servez de ce billet pour aller voir le spectacle, en sortant vous dites que vous avez payé 150€ ou que vous n’avez rien payé ?

Hervé

Bonjour Serge,
Nous ne devons pas habiter le même pays. Dans le mien (en France), le pays consomme plus en hiver, et si on veut supprimer le pétrole et le gaz, ça va pas du tout s'arranger...

Concernant les 60% du mix ce n'est pas un "chiffre en l'air" : j'ai pris les datas de RTE, multiplié la production instantanée (de 2013, pas de 30mn) de l'éolien par 42 pour simuler la production d'un parc de 240GW et conservé ce qui est en dessous de la conso instantanée du pays (donc exploitable facilement sans stockage ) . ça avait donné 60% . J'ai fait l'exercice que pour 2013, mais on pourrait tester d'autres années, je pense que ça donnerait des résultats similaires.

Concernant le "biogaz" allemand, le coté "Bio" serait à démonter, mais l'utiliser pour combler les trous signifie le stocker, et disposer de 100GW de centrales gaz pour quelques semaines par an. A voir le bilan carbone et economique de tout ça , à ajouter en sus de tout le reste...

Concernant l'énergie bradée ... Pour l’éolien, ça fait des pics court de 150GW. le mieux est de curtailler car couterait probablement trop cher de vouloir tout récupérrer. J'ai écrit 1000€ du KW c'est le prix des électrolyseurs, pas du KWH... Vouloir convertir des pics de production de 150GW en hydrogène demanderait donc 150 milliards d'investissement sur les électrolyseurs pour au final stocker qq % du mix: beaucoup trop cher... Reste à voir si le prix des electrolyseurs peut diminuer, si le prix baisse d'un facteur 100 (10€ du Kw) ça devient trés intéressant

Le solaire est effectivement prévisible ce qui permets d’être sur et certain que c'est pourri en hiver (la production moyenne varie d'un facteur 3 à 5 suivant la latitude...).

Serge Rochain

Vous divaguez au niveau de l’année au lieu de vous occuper d’abord de ce qui se passe tous les jours :
C’est dans la journée que l’on a le plus besoin d’électricité quand le Soleil brille et que l’activité économique est au plus haut alors regardez d’abord les courbes de consommation de RTE chaque jour et vous découvrirez ce que vous semblez ignorer à 4h du matin on est à 35 GW de consommation et à 55 à 13 heures soit en moyenne 50% de plus en journée que la nuit. C’est la raison qui doit prioriser le solaire dans la part à attribuer entre le solaire et l’éolien.
Ensuit c’est une question de quantité pour l’un comme pour l’autre, et pour le solaire une question d’orientation en fonction de la latitude du lieu afin d’optimiser l’angle de déclinaison pour l’hiver et ne plus être que tributaire de la durée d’ensoleillement et non d’une déclinaison inadaptée. Cela ne vaut pour tous les PPV qui ne sont pas montés sur un support équatorial qui permet de les orienter au mieux aussi bien en fonction de saison qu’en fonction de la période dans l’année. Par ailleurs on sait pouvoir compter sur une assez bonne compensation entre solaire et éolien comme on peut le voir en superposant les deux courbes, d’après :
https://www.connaissancedesenergies.org/electricite-etat-des-lieux-sur-…

Votre échantillon pris sur le graphe de RTE ne vaut pas un clou tant que 60% des éoliennes terrestres se trouvent concentrées dans seulement deux régions, Haut de France et surtout Grand Est qui, de plus, est une des régions les moins ventées de France et que l’éolien offshore est encore nul. Alors que ma région l’Occitanie, est une des moins bien équipée alors que c’est la plus ventée du pays : https://fr.wikipedia.org/wiki/Énergie_éolienne_en_France
Mais cela n’est pas dû au hasard. Les investisseurs installent là où l’opposition est la moins forte, c’est-à-dire là où le lobby nucléaire à moins de prise sur les neuneus de la région en suscitant 3 à 4 association de défense des grenouilles qui travers la prairie, des oiseaux qui passent par là, des collines dont le classement au patrimoine mondiale est demandé….. comme par hasard depuis le mois dernier dès que l’on a eu vent d’un projet éolien dans le pays. Ce n’est pas comme dans le nucléaire où le retour sur investissement est dans 15 ans, mais seulement dans deux ans pour les ENR, alors avoir 3 à 4 ans de procédures (durée moyenne des recours en justice) avant de pouvoir commencer les travaux qui ne vont durer que deux ans, ça n’intéresse pas trop les investisseurs. Certains appellent ça du sabotage…. Peut-être ont-ils raison ?
Des gens qui ont fait des études sérieuses sur le foisonnement en épluchant les relevés météo pendant deux ans et avec d’autres moyens d’investigation que vous, moi, ou Jancovici disposons, arrivent à des conclusions diamétralement opposées et j’ai plutôt tendance à accorder du crédit à leur étude plutôt qu’à la vôtre (faire une projection avec un échantillon biaisé de façon aussi grossière, il faut le faire).
https://participons.debatpublic.fr/uploads/decidim/attachment/file/438/…
Ensuite, on peut toujours dire que le biogaz n’est pas bio ou n’est pas gaz ou n’est pas CO2 neutre…. Quand on ne peut pas contester on laisse planer un doute, sur une certaine population ça marche. C’est comme calomniez, calomniez, il en restera toujours quelque chose. Il n’y a pas de fumé sans feu, n’est-ce pas ? Quant au stockage du biogaz pour « quelques semaines par an » où est le problème, Les réserves stratégiques nationales de carburant existent pour un recours bien moins fréquent, alors où est le problème si ça permet d’avoir de l’électricité garantie même quand la super poisse de « pas de Soleil et pas de vent durant ces quelques semaines » s’abat sur notre malheureux pays, avec de l’électricité produite entre 3 et 10 fois moins cher qu’au sorti de l’EPR pour les 52 semaines de l’années moins les quelques….. ci-dessus, et sans déchets.
Maintenant, pour le stockage du H2, ce n’est pas pressé puisque on a la solution immédiate avec les ENR permanent (comme le biogaz), et aussi ce qui ne tardera pas à se répandre comme les énergies marines diverses et qui sont en gestations, elles aussi non urgentes. Je crois qu’on ne stockera l’hydrogène que lorsque l’on estimera que c’est vraiment un plus sur le plan économique, donc pas d’inquiétude, si ça le devient on fera, si ça ne le devient pas on ne fera pas. On sait déjà faire tout ce qui est nécessaire.
Dans un autre ordre d’idée on importe en hiver chaque année d’Allemagne une grande quantité d’énergie depuis plusieurs années, mais ce qu’il y a de nouveau c’est que nous importons maintenant des quantités importantes même en été. On peut mettre la tête dans le sable et nier ce qui est indéniable, notre parc nucléaire est à bout de souffle et le grand carénage est à mon sens la première urgence pour le remettre en état. Nous avons des réacteurs arrêtés depuis deux ans car ils ne sont pas en état de redémarrer et nous peinons à produire même pas la moitié de la puissance installée qui est de plus en plus théorique. Le facteur de charge du nucléaire de 2020 sera catastrophique, peut-être même inférieur à celui de l’éolien offshore. Certains messages venant d’EDF commencent à parler du facteur de charge des réacteurs opérationnels…. Ça m’en dit déjà long.

Hervé

Bonjour Serge,

Concernant le taux de charge plus faible du nucléaire, vu que les ENR,... sont prioritaires il est normal que la baisse de conso due au covid impacte surtout le nucléaire. Vous faites comme les promoteurs éolien qui se comparent au taux de charge de l’hydroélectricité pilotable: c'est de l'escroquerie pure et simple.
Mais l'erreur viens du fait qu'on confond trop souvent taux de charge et taux de disponibilité. Le nucléaire a subi quelques déboires ces temps cis, c'est exact . Mais sans impact vraiement visible sur la production. L'important ce n'est pas d'avoir 100% du parc dispo tout le temps, c'est qu'il soit dispo quand on en a besoin. On verra cet hiver qui sera peut être plus compliqué.

Concernant la répartition des éoliennes, je la trouve plutôt cohérente avec les gisements sauf effectivement dans le nord est. Je suppose que la véritable raison de cela n'est pas les pronucléaires, mais plutôt la présence des lignes THT dans ce coin permettant d'évacuer les GW de cette zone. Votre coin est peu équipé en lignes THT, ce qui limite fortement le développement de l'éolien. Mais il suffira d'ajouter quelques paires de lignes 400KV supplémentaires et vous pourrez décorer vos montages correctement vous aussi. C'est pareil chez moi mais la construction de nouveaux moyens est en cours. Les assos, ouaii, ça retarde de 3-4 ans mais bonne partie des projets sortent quand même .
Je suis conscient des limites de ma méthode, mais mon exercice a le mérite de rester très concret contrairement à des études que l'on peut orienter comme on le veut. Lisez bien le lien que vous me donnez, il y a un biais qui pête les yeux...

Concernant le solaire, l'ennui, c'est que si le soleil brille tous les jours dans l'espace, il y a des nuages qui viennent s'interposer, et ils ont la mauvaise idée de passer plutôt en hiver, ce qui explique en partie la baisse de productivité hivernale. Cumulé à la plus faible durée des journées, l'impact est trés important mais sutout aléatoire. Si l'été durait toute l'année, le solaire pourrait prendre une place importante. Mais là... La variation journalière que vous décrivez fait 20 à 30GW, elle est maximale en été et s'efface un peu en hiver. Bien sur le PPV y réponds bien et il est souhaitable d'installer ce PPV, voire un peu plus en stockant un peu dans les step + optimisation smartgrid / hydrau mais il faut être conscient que 40 à 50 GW de PPV, ça produira pas grand chose... Il faut aussi les installer à moindre cout, pour éviter les ardoises à la fin... Actuellement se mettre 500 à 1000W voire un peu plus si piscine en auto-conso sans stockage s'amortit en moins de 7ans si on se le fait soi même.

Pour finir, concernant le biogaz, c'est un sujet que je connais moins bien, raison pour laquelle je m'interroge. Le terme Biogaz ou méthanisation est utilisé pour désigner des systèmes radicalement différents. Certains semblent plutot bien lorsque il s'agit de valoriser des déchets, voir: http://www.carbone4.com/wp-content/uploads/2019/06/Publication-Carbone-… . En revanche quand on en viens à cultiver des hectares de mais en conventionnel pour nourrir directement les digesteurs, je reste très perplexe sur le bilan de l'opération. Si vous avez de bon liens sur l'impact réel de cette forme de biogaz, je suis preneur.

Serge Rochain

@Hervé
Votre prose à ceci de constant que pour chaque sujet qui valorise les ENR comme pour ceux qui dévalorise le nucléaire vous avez une petite théorie qui redresse la situation à ce que vous considérez être à votre avantage sans tenir compte des faits tellement facilement vérifiables que vous préférez les ignorer purement et simplement en vous inventant des monuments d’incohérence.
Voyons votre premier paragraphe (je ne prendrai même pas la peine de passer aux autres, car ils relèvent des mêmes fables sortie de votre imagination et j’ai vraiment autre chose à faire que de passer mon temps à souligner votre insuffisance), à propos du taux de charge du nucléaire qui s’effondre. Dire que la moitié du parc est à l’arrêt pour divers raison est au-dessus de votre entendement car le nucléaire est si parfait que c’est inconcevable donc il faut une autre explication, en l’occurrence la priorité donnée aux ENR. Mais si cette priorité profite aux ENR au point d’empêcher le nucléaire au-delà de 28/29 GW de puissance 24h/24 c’est que les ENR produisent la différence…. Ce qui, hélas, n’est pas encore le cas et de loi notamment le vent à été si faible ses derniers jours que l’éolien ne produisait pas plus qu’un seul réacteur nucléaire. Rendre les ENR responsables du peu de dynamisme du nucléaire est don incohérent. Mais c’est aussi sans doute l’obligation d’importer à tour de bras de l’étranger et notamment de l’Allemagne (l’importation étant sans doute, je l’ignorais, prioritaire sur les centrale nucléaires) qui empêchait le nucléaire de s’exprimer comme il l’aurait voulu.
Et le reste est à l’avenant, alors inutile de discuter avec un dogmatique qui me dira demain que l’herbe est rouge uniquement parce qu’il en a envie.

Hervé

Bonsoir Serge
Disons que jusque a maintenant, le nucléaire a rempli son role et nous a permis d'avoir une production électrique à u n prix correct tout en ayant des émissions de GES compatibles avec l'avenir. Les pays qui ont suivi vos conseils on un bilan pourri et un cout de l’électricité qui ne cesse d'augmenter. Donc vous avez raison, imitons les...

Serge Rochain

Aucun pays n'a suivi mes conseil car je ne donne de conseil à aucun pays.
Mais la France à un bilan d'exportation carbone catastrophique en ayant exporté toute son industrie dans des pays dont cela a considérablement dégradé le bilan.
Les Allemands, par exemple, n'ont pas exporté leur industrie et garde le bilan carbone correspondant chez eux, vous trouvez cela mauvais, pas moi.

Marc Diedisheim

Monsieur Rochain, compte tenu des restrictions que vous mentionnez,, quel est le potentiel éolien terrestre et maritime du territoire métropolitain français ? Merci d'avance !

Serge Rochain

Monsieur Diedisheim, vous m'avez déjà posé cette question le 11 novembre à 9h28 et je vous ai répondu ceci :
@Diedisheim:
Je pourrais répondre bêtement à votre question en citant AIE qui voit dans le seul potentiel de l’éolien offshore de quoi satisfaire 11 fois le besoin mondial estimé d’électricité en 2040, soit 420 000 TWh/an :
https://www.connaissancedesenergies.org/mais-pourquoi-diable-chercher-c
Sans contester leur chiffre je pense que ce ne peut être qu’une réponse idiote à une question mal posée.
Cette question n’a pas de sens si elle n’est pas assortie de quelques clauses restrictives. En effet, on peut toujours ajouter une éolienne, qui produira toujours quelque chose, même si c’est minime. Et tant que l’ensemble du territoire et des eaux territoriales ne sont pas constellés d’éoliennes cet ajout est toujours possible et accroit la potentialité. Il me semble important de limiter la question en imposant au moins que le coût d’investissement et d’exploitation sur la durée d’amortissement soit moindre que le montant de la vente d’électricité produite pour chacune des éoliennes entrant dans l’estimation de la potentialité répondant à la question.
Et on s’aperçoit rapidement que les deux critères coûts et gains sont variables dans le temps et dépendent également l’un de l’autre, en sens inverse et dans le temps. Plus le temps passe meilleures sont les performances des éoliennes et moindre est leur coût ce qui en faveur de la baisse de leur propre prix mais plus d’éolienne signifie produire plus d’électricité et en faire baisser le prix ce qui est en défaveur de la rentabilité de l’investissement.
Je ne crois pas que qui que ce soit sait ce qu’est ce point d’équilibre aujourd’hui et cela n’a d’ailleurs aucune importance car il sera très différent demain. Car si la chute des prix de l’éolien est moins rapide que celle du photovoltaïque elle reste tout de même assez prononcée dès que la technologie employée (Terrestre, offshore ancré ou flottant avec ses différentes variantes) est parfaitement maitrisé, ce qui n’est pas le cas du flottant aujourd’hui où toutes les entreprises soumissionnaires ouvrent de vastes parapluie pour se mettre à l’abri des surprises en négociant des MWH au moins au prix du MWh-EPR. Cela se voit avec le prix négocié des attributions de concessions, entre un ancré comme dans le projet Dunkerque à 44€/MWh où l’expérience de plus de 20 ans du bénéficiaire n’a plus rien à découvrir et l’aventure dans le flottant très au large des côtes dans plusieurs concessions en Atlantique à plus de 110€/KWh (ref. EPR). Par exemple Dieppe-Tréport à 131€/MWh, St. Brieuc 155€/MWh… Vous trouverez cela ici : https://www.mer-ocean.com/le-prix-de-leolien-francais-en-mer-les-futurs
Vous y verrez aussi une estimation pour l’offshore donnant pour la France un potentiel de 46% de la production électrique actuelle … sans aucune explication sur l’étude qui le conclue…. A voir.
Il y a plus intéressant avec l’étude faite par EngieGreen :
https://participons.debatpublic.fr/uploads/decidim/attachment/file/438/
Mais pour moi cette question est sans fondement. Pour avoir du 100% ENR ce ne sera pas qu’avec de l’éolien, ni qu’avec du solaire, ni avec quoi que ce soit d’autre. A part le Soleil qui ne brille pas la nuit, chaque autre source pourrait fournir 100% du besoin à un coût exorbitant et de façon stupide, en couvrant chaque m2 du pays d’éoliennes, qui grâce au foisonnement comme le démontre l’étude d’Engie fournirait 100% du temps le nécessaire. Temps durant lequel il fournirait jusqu’à 500% du besoin durant plus de la moitié de ce temps ; produisant (avec les 400% excédentaires) une quantité énorme d’hydrogène dont on aurait jamais besoin puisque cette débauche d’éoliennes garantirait le besoin permanent, avec un coût d’investissement que je n’ose même pas imaginer.
Il y a bien mieux à faire que cette hypothèse déjantée, il faut d’abord définir la « mission » allouée à chaque source d’électricité potentielle avec une place très importante (la plus importante à mon avis) au solaire. Je l’explique parce que d’une part le solaire est la moins imprévisible et la moins variable de sources … variables, et que d’autre part c’est lorsque le Soleil est abondant que nous avons le plus besoin d’électricité puisque c’est aussi le moment où l’activité économique est active. A cela s’ajoute le fait qu’aujourd’hui on a déplacé un certain nombre de consommations en période nocturne pour satisfaire à la monotonie de production du parc nucléaire dont moins du quart est apte à une relative pilotabilité.
C’est donc essentiellement entre l’éolien et le solaire PPV qu’il faut organiser la charge à partager mais en ménageant la ressource ENR permanente constituée de l’hydraulique, et du biogaz auxquels s’ajouteront dans le temps l’exploitation des marées, houles, courants marins, et stockages sous différentes formes certainement dont hydrogène sans doute des excédents de l’éolien à la variabilité imprévisible à long terme.
Je pense avoir répondu objectivement à votre question.
Serge Rochain

Marc Diedisheim

Monsieur Rochain, où se trouve le chiffre en TWh par an que je cherche désespérément dans votre texte ? Merci.

Serge Rochain

Je crois avoir été assez clair alors si vous voulez une réponse stupide je peux aligner des éoliennes aussi loin que vous voulez en mer de long des 3000 Km de cotes (dans le sens de la profondeur l'Amérique, c'est loin) de la France métropolitaine, donc sans compter la Corse, et je vous annonce au bas mot 999999999999999999999999999 TWh/an
Cela vous convient-il comme réponse ?

Marc Diedisheim

Cher Monsieur Rochain, ma question est sérieuse et ne concerne que le territoire français, pour lequel je souhaite avoir un ordre de grandeur. L'ADEME évoque 30 GW de puissance installable en eolien sur le domaine maritime métropolitain. Que pensez-vous de cet ordre de grandeur ?
L'ADEME est assez muette sur le potentiel terrestre par ailleurs. Bien cordialement.

Serge Rochain

Rien que pour les projets en cours vous avez 10 GW pour l'éolien terrestre et, évidement, cela continuera avec d'autres projets.
C'est ici :
https://lenergeek.com/2020/09/08/france-ralentissement-renouvelables-pr…
Mais le problème de l'éolien terrestre est surtout que plus de 60% des éoliennes sont aujourd'hui installées dans seulement deux régions de France dont une des deux une des moins ventée. La mienne qui est au contraire le premier gisement éolien du pays est une des plus mal équipée
Vous trouverez les stats 2019 ici :
https://fr.wikipedia.org/wiki/Énergie_éolienne_en_France
Chargez seulement autant les autres régions que le grand Est et vous aurez le niveau bas de votre "potentiel allégé"

Marc Diedisheim

Donc vous êtes en accord l'ADEME avec ma question sur le potentiel maritime français métropolitain ?

Serge Rochain

Vous me dites que l'ADEME prétend que le potentiel de l'éolien en zones maritimes serait de 30 GW ??? C'est possible qu'ils l'aient écrit quelque part, mais je ne l'ai jamais vu. Par ailleurs vous concluez sur je ne sais quelle base que je suis en accord avec l'ADEME sur ce potentiel maritime ???? Nouvelle surprise... je n'ai rien dit de tel et je vous rappel que mon propos le plus précis dans ce domaine est : L'Amérique c'est loin !
Je pense que cette question concernant les ENR n'a en général pas de sens et en particulier si l'on parle de l'éolien offshore.
On peut parler du potentiel pour les fossiles, dans la mesure où l'on peut estimer leurs disponibilités, même par échantillonnage en fonction de leur abondance dans les différentes natures de composition de la croute terrestre et de l'homogénéité de certains milieux comme l'eau de mer.
En revanche, je ne vois pas se qui limite la multiplication des éoliennes offshore à partir du moment où l'on maitrise le mode flottant. Ce pouvait éventuellement être une question d'actualité provisoire pour l'offshore ancré dans le sol marin donc proche des côtes mais pas pour le flottant. De même pour l'éolien terrestre la limite que l'on se fixera sera artificielle comme pour les surfaces couvertes de PPV. Un jour on décidera que l'on n'en veut plus ..... quand nous aurons 300 000 mats par exemple.
Alors n'insistez pas sur cette notion de potentiel pour ces sources d'énergie pour lesquelles la nature elle-même ne nous fixe pas de limites comme pour les énergies fossiles ou le nucléaire qui restent la disponibilité de la ressource.

Rochain

Je ne réponds pas à cette question de la manière que vous souhaitez... Parce qu'il n'y a pas à mon avis de réponse plus objective que celle que j'ai faite, et je suis persuadé que vous avez bien compris tout en n'ayant pas du tout envie de comprendre.
Il n'y a pas plus de puissance potentiel aux ENR qu'il n'y à de volume à un ballon de baudruche en dehors des deux limites extrêmes, zéro et le crash.

Denis Margot

L'hydrogène sera vraiment révolutionnaire lorsqu'il sera produit à partir de sources d'énergie DÉCARBONÉES (et non nécessairement renouvelables). C'est la condition sine qua non si l'on veut inverser la montée en flèche des GES. Si les ENR émettent trop de GES, les ENR ne sont pas une bonne option et sont loin d'être révolutionnaires. L'ADEME annonce les émissions suivantes (en g de CO2/kWh) :

Éolien terrestre : 14,1 g
Éolien mer : 15,6 g
Solaire : 55 g
Nucléaire : 6 g
Gaz : 418 g
Charbon : 1060 g

L'éolien n'est pas mauvais de ce point de vue, mais le nucléaire (et l'hydro à 6 aussi) font mieux.

Eric Feuillet

Au contraire, l'hydrogène sera révolutionnaire lorsqu'il sera renouvelable ET décarboné. Le mot "décarboné" doit s'entendre en analyse complète du cycle de vie, en considérant l'hydrogène pour ce qu'il est, à savoir un vecteur à la fois d'énergie, de transition énergétique et de complémentarité entre les énergies. La complémentarité entre les vecteurs énergétiques est la première source de transition énergétique via la sobriété et l'efficacité énergétique.
Sur ce dernier point, les production d'électricité non renouvelables utilisées pour l'électrolyse de l'eau n'ont rien a faire dans le comparatif. La comparaison des émissions en gEqCO2/kWh sert un autre débat, celui de la place du nucléaire dans le mix de production d'électricité national. Le rôle du (vecteur) gaz est de fournir bien plus de flexibilité que le système électrique ne peut en fournir (ou alors à coût prohibitif pour la société). Le rôle des infrastructures gazières est d'accueillir les nouveaux gaz renouvelables tels que l'hydrogène demain, le biométhane et le méthane de synthèse issus de la biomasse et des déchets, aujourd'hui. La finalité est bien d'utiliser tous les vecteurs énergétiques, avec leur capacité à se décarboner, pour rendre tous les besoins de notre société plus vertueux (sobriété, efficacité, renouvelables).
https://negawatt.org/index.php

Marc Diedisheim

Puisque vous parlez d'efficacité énergétique, vous savez certainement que le cycle H2 ""production par électrolyse-stockage-restitution en électricité"" a un rendement de 35%, ce qui n'est pas à proprement parlé "économe" si on le compare au cycle ""électricité-batterie-resttitution"" est de l'ordre de 85%.

Denis Margot

Les coefficients d’émissions fournis par l’ADEME incluent l’analyse de cycle de vie, sinon le nucléaire, l’éolien, l’hydro seraient à 0 g/kWh, ou à peu près. Si l’hydrogène s’avère un jour un bon vecteur énergétique, le seul critère à retenir vis-à-vis de la lutte contre les changements climatiques est ce fameux coefficient, certainement pas sa provenance (renouvelable / nucléaire). Supposons un fabricant de PV fournissant un mauvais produit mais très bon marché :
- Durée de vie = 10 ans
- Rendement moyen 300 kWh/j par m2
- Consommation d’énergie à la fabrication : 3000 kWh
Ce panneau fournit une énergie renouvelable ET décarbonée, c’est donc la panacée, youpi, on va lui faire produire de l’hydrogène révolutionnaire ! Pourtant ce panneau n’a pas eu le temps de rembourser son coût énergétique de fabrication qu’il est déjà périmé. Si on ajoute en plus le mauvais rendement hydrolyse/H2, on récupère au bout de 10 ans un maigre 1000 kWh pour un investissement de 3000 kWh. Maintenant, on est là pour ça, après tout, si on regarde le bilan CO2 des PV fabriqués en Chine, le temps pour rembourser le CO2 émis lors de la fabrication varie entre 10 et 30 ans, et ce PV ne vivra pas assez longtemps pour ne serait-ce que justifier sa fabrication pour réduire l’empreinte carbone.
Bref, votre critère RENOUVELABLE n’est pas recevable et le seul qui compte (enfin presque, mais passons), c’est DÉCARBONÉ. Lorsque vous dites que « les énergies non renouvelables n’ont rien à faire dans ce comparatif », vous vous défaussez un peu facilement d’un irritant, à savoir que, malgré votre allergie négawattienne à l’énergie nucléaire, le nucléaire reste une excellente solution, si tant est que l’option H2 démontre sa pertinence. Et voyez-vous, la sobriété énergétique, que j’approuve totalement, n’est pas une vertu renouvelable, elle est tout autant nucléaire qu’éolienne ou hydro.

thomas

Il y a un hic dans le développement de l'H2 vert. : fabriquer des éoliennes et des panneaux photovoltaïques nécessite une activité de minage, de rafinage, de transport , de transformation qui dépendent totalement de la disponibilité des énergies fossiles. les prix indiqués de 3-6€/kg de H2 reposent sur l'utilisation d'énergie fossile. sur le long terme l eprix sera fatalement plus cher (pic pétrolier et/ou politique de réduction). on a beau tourner le probleme dans tous les sens : un monde moderne décarboné, c'est un monde qui consommera peut etre 5à 10 fois moins d'énergie qu'aujourd'hui par habitant car ca coutera de 5 a 10 fois plus cher. Il faudrait communiquer un peu plus là dessus : la majorité des gens ne savent pas ce que c'est qu'un Joule ou un Watt et ne savent pas que l'énergie ne se crée pas spontanément sur Terre.

Hervé

Oui, tout à fait, "la transition énergétique" va consommer tellement de matières premières que certains chercheurs commencent à s'en inquiéter (il serait temps...) https://www.youtube.com/watch?v=TxT7HD4rzP4

Mais vous savez, nos ancêtres ont vécu dans un monde avec moins d'énergie et ils n'ont pas été plus malheureux que nous (c'est peut être même l'inverse en fait...).

Collin

Il est possible que dans l'avenir vont se multiplier les centrales nucléaires flottantes comme l'ACADEMIC LOMONOSOV
C'est une barge en acier sans moyens de propulsion de 21500 t , 144 x30 m . Elle porte deux reacteurs nucléaires de sous marins 35 MW unitaires et alimente en électricité la ville de PEVEC dans l'extrème orient russe . Le problème
de ces coques en acier est qu'il faut périodiquement les passer en cale sèche pour carénage . Visite des prises d'eau et
peinture . La centrale flottante en question est à 4500 km du dock flottant le plus proche ce qui pose problème .
Une solution serait de faire des centrales nucléaires installées sur des flotteurs en béton en s'inspirant de la digue
flottante installée à Monaco dont l'espérance de vie est de cent ans sans jamais de carénage , Impossible pour cause de son gigantisme .. Au lieu de prises d'eau on peut imaginer des pompes relevables installées dans des puits . Ces centrales pourraient fabriquer de l'hydrogène par électrolyse et serviraient de stations services aux futurs navires marchands . Ca ne se fera pas chez nous car en France les écologistes détestent le nucléaire . Au lieu de le fabriquer on achètera de l'hydrogène comme en ce moment du pétrole .

Albatros

Heureusement que Paris-Dauphine ne stocke pas d'hydrogène dans le XVIème où ronronne le fief de ce Monsieur qui pense que la biomasse est inépuisable et, comme tout parisien bien-pensant actuel, ne considère que le bio et promeut la fin de la production agricole...
Courage.

Ajouter un commentaire

Sur le même sujet