Sans stockage, point d’ambition pour le plan hydrogène français…

Isabelle Moretti

Projet « solutions pour l'énergie et l'environnement », Université de Pau (E2S-UPPA)
Membre de l’Académie des technologies

Un système d’approvisionnement par réseau ne s’entend pas sans stockage : en France, quand les hivers sont rudes, plus de la moitié du gaz consommé est passé par un des sites de stockage sous-terrain de l’hexagone. Les Français ont toujours - à de rares exceptions près(1) - de l’électricité et du gaz chez eux et des carburants à leur station-service, car les réseaux de transport et de distribution fonctionnent très bien et les stockages qui le jalonnent aussi.

Comme beaucoup d’autres pays récemment, la France a présenté un nouveau plan hydrogène en septembre 2020(2) - 3 ans après le « plan Hulot » - annoncé comme plus « ambitieux ». Financièrement, il l’est effectivement. Mais si l’on souhaite que l’hydrogène joue un jour un rôle important dans le mix énergétique français, comme énergie primaire(3) ou comme solution de stockage de l’électricité, il faut être capable de le stocker en grande quantité et pas uniquement dans quelques bonbonnes en surface. Or, pourrons-nous stocker et distribuer l’hydrogène comme le gaz naturel ? Sauf à envisager une utilisation de l’hydrogène directement sur le lieu de production ?

De nombreuses réflexions sont en cours en Europe, autour de la création d’un réseau de transport dédié à l’hydrogène, intégrant des stockages souterrains(4), afin de relier différents « hubs » territoriaux mais la filière hydrogène se développera à court terme autour d’écosystèmes territoriaux.

La sécurité des installations d'hydrogène - un gaz inflammable - est un sujet dominé par l'industrie qui ne posera donc pas de problèmes nouveaux pour le stockage massif en sous-sol. La démocratisation de l'hydrogène pour un usage complétement décentralisé nécessitera en revanche un apprentissage par les utilisateurs. Ce sujet est en particulier étudié par l'INERIS mais ne sera pas discuté ici puisque les stockages seront réalisés et exploités par des professionnels.

Rappel : comment stocke-t-on et transporte-t-on du gaz ?

Nous savons bien stocker le gaz naturel. De fait, les capacités de stockage et donc d’autonomie énergétique de la France sont de quelques minutes pour les batteries (présentes sur le sol national), de 8 jours pour l’énergie hydraulique au sein de nos barrages et de 3 mois pour le gaz. Ce volume de gaz est stocké dans le sous-sol dans des sites répartis sur le territoire là où c’est géologiquement possible (pas sur les granites bretons et corses, ni au sommet des Alpes par exemple), ce qui implique un réseau pour l’acheminer et ensuite le redistribuer.

La France dispose de 16 sites de stockage de gaz naturel (dont 4 en cavités salines ; 14 sont opérés par Storengy(5) et les 2 restants par Teréga dans le sud-ouest), de 37 500 km de gazoducs(6) pour le transporter à haute pression, auxquels s’ajoutent près 200 000 km de canalisations supplémentaires à basse pression pour le distribuer auprès des consommateurs(7).

Le stockage en cavité saline offre une solution : le sel est parfaitement imperméable...

L’hydrogène peut se stocker dans le sous-sol comme le méthane mais il présente certaines particularités qui réduisent les possibilités :

  • l’hydrogène contient plus d’énergie par kg que le méthane (raison pour laquelle il est employé pour lancer nos fusées) mais il en contient 3 à 4 fois moins en volume dans les gammes de pression employées. Il faudra donc disposer d’un plus grand volume pour stocker la même quantité d’énergie ;
  • de nombreuses bactéries adorent l’hydrogène (c’est pour ça que la vie se développe au fond des océans où les « fumeurs » en crachent). Il faut donc éviter que cet hydrogène soit en contact avec des bactéries dans le sous-sol : sinon, ce n’est pas de l’hydrogène mais d’autres gaz qui seront récupérés au bout de quelques mois (du méthane, biogénique certes, mais ce n’est pas ce qui est recherché, et du sulfure d’hydrogène) ;
  • la molécule est petite et peut donc fuir si la couverture du site de stockage n’est pas assez étanche.

En ce qui concerne les deux derniers points, le stockage en cavité saline offre une solution : le sel est parfaitement imperméable (pas de fuite, quasiment pas d’eau, pas de bactérie). Reste le problème du volume.

 Carte du réseau gazier français
Carte du réseau de gaz naturel en France métropolitaine, incluant les stockages souterrains(8) (©Connaissance des Énergies, d'aprèsTeréga)

La France dispose, compte tenu de sa géologie, de nombreux aquifères(9) qui peuvent permettre un stockage dans presque tous nos bassins (parisien, d’Aquitaine, vallée du Rhône, etc.). Ces aquifères, qui peuvent être de très grande taille, abritent près de 90% des capacités actuelles de stockage de gaz naturel en France(10).

Il n’y a en revanche pas partout du sel et, surtout, les cavités salines, plus petites, doivent être créées par les opérateurs (à raison de 20 à 70 millions de Nm3 par cavité, un site de stockage pouvant contenir de 1 à plus de 50 cavités ; tandis que la capacité de stockage naturelle des aquifères peut atteindre 3 500 millions de Nm3).

Comment crée-t-on une cavité saline ?

Pour créer une cavité saline, il faut :

  • trouver une couche géologique profonde de sel (chlorure de sodium – sel de table) ;
  • de l’eau pour le lessivage (c’est-à-dire le creusement de la cavité par dissolution du sel dans l’eau) ;
  • un exutoire pour la saumure (l’eau salée produite lors de l’extraction).

Pourquoi y a-t-il des couches de sel sous nos pieds ? C’est assez simple : dans un bassin « fermé » (non connecté à l’océan global(11), comme l’Altiplano bolivien actuel), les apports en eaux des fleuves ne sont pas toujours suffisants pour maintenir de l’eau : l’eau s’évapore mais pas le sel (il reste au fond où il s’accumule, le processus se réitérant). Ce processus est aujourd’hui en cours dans les salars (États-Unis, Bolivie, Chili, dépression de l’Afar en Afrique de l’Est) et il a eu lieu il y a des millions d’années dans ce qui est maintenant l’Europe : des « séries » salifères épaisses se rencontrent en Allemagne et, dans une moindre mesure, en France.

Ces séries salifères sont facilement identifiées en imageant le sous-sol avec de la sismique. Un puits est ensuite foré jusque dans la couche (en général entre 500 m et 1 500 m de profondeur), puis équipé de 2 tubes concentriques : l’un des tubes va permettre d’amener de l’eau au contact de la couche de sel pour la dissolution, l’autre tube va permettre de remonter la saumure à la surface. La saumure est généralement envoyée par canalisation chez un salinier/chimiste où elle sert de matière première à la chimie du chlore (désinfectants, médicaments, insecticides, peintures, PVC, etc.) ou de la soude (savons, détergents, industrie textile, etc.).

La durée de ce « lessivage » est un point fondamental à prendre en compte : il faut environ 6 ans pour effectuer cette opération sur une cavité saline de grande taille. Le nombre de cavités pouvant être lessivées en parallèle est limité par l’exutoire de saumure (en pratique 1 à 4 en France suivant les sites).

Schéma d'un stockage de gaz dans une cavité saline
Schéma d’un stockage souterrain de gaz en cavité saline, qu’il soit du méthane ou de l'hydrogène.

Quel est le potentiel de développement de cavités salines supplémentaires en France ?

En France, nous ne disposons pas encore de site de stockage d’hydrogène en cavité saline mais plusieurs projets sont en phase de lancement(12), pour aller vers un stade commercial(13). Toutefois, au-delà des 4 sites de stockage de gaz naturel en cavités salines déjà existants, les possibilités ne sont pas nombreuses et les conditions de stockage y sont plus difficiles : sel peu épais dans la zone de Nancy (qui, avec 3 saliniers, présente néanmoins un potentiel de développement certain pour développer le stockage à l’échelle régionale), pas d’exutoire pour la saumure en Alsace ou en faible quantité en Aquitaine, etc.

À l’étranger, des sites de stockage d’hydrogène en cavité saline sont en revanche opérationnels depuis presque 50 ans, comme Teeside en Angleterre ou aux États-Unis (Air Liquide opère l’un d’eux au Texas : Spindletop). Ces stockages sont en général plus petits (« trou » de moins de 1 million de m3 dans le sel) que ceux des réservoirs déplétés ou des aquifère utilisés en France pour le gaz naturel mais ils sont suffisants pour l’usage actuel de l’hydrogène, en particulier dans les raffineries. Il s’agit en effet de sites dédiés aux stockages « stratégiques » (l’hydrogène est une matière première clé pour l’industrie chimique) qui doivent permettre aux usines et aux États de ne pas se retrouver coincés en cas de tensions internationales affectant les importations d’hydrogène. Au regard de ces retours d’expérience dans le monde, l’usage des cavités salines pour stocker de l’hydrogène pur a donc un niveau de maturité technique élevé (niveaux 8-9 sur l’échelle « TLR »(14)).

Coté recherche, les efforts se concentrent sur la déformation potentielle du sel dans le cadre d’un stockage d’hydrogène « à usage énergie » : l’exploitation des cavités salines pour ce type de stockage implique de réaliser des mouvements d’injection et de soutirage plus rapides et plus fréquents que pour les réserves stratégiques qui par définition servent peu. Il est donc important, tant pour la sécurité que pour l’économie d’un site de stockage d’hydrogène, de déterminer la fréquence possible de ces mouvements sans impact sur la tenue mécanique de la cavité.

Il n’y a donc pas de nouvelles technologies à développer à partir de zéro, avec les risques inhérents à la recherche, pour stocker de l’hydrogène en cavité saline en France mais il faut s’y mettre maintenant pour être prêts dans 10 ans. Il existe un potentiel d’environ 3 à 4 TWh d’hydrogène stockable dans des cavités salines existantes(15), (soit presque 100 000 tonnes d’hydrogène ou 10% de la consommation annuelle d’hydrogène en France à l’heure actuelle). À cela, il faut ajouter l’hydrogène qui pourrait être injecté en mélange dans les stockages aquifères (selon la teneur acceptable dans ces stockages).

D’autres cavités salines peuvent par ailleurs être créées, en particulier dans l’Est(16).

Aquifères et couches salifères en France
Localisation des différents aquifères et couches salifères en France. (©Connaissance des Énergies - Fond de carte : Ineris(17))

Peut-on accélérer les choses en utilisant des aquifères comme on le fait pour le méthane ?

Comme indiqué précédemment, il existe des limites techniques à l’usage des aquifères pour le stockage d’hydrogène : tenue de la couverture, activité bactérienne et compatibilité des éléments de surface (compresseurs, éléments de comptage, tuyaux). Actuellement, il n’est ainsi envisagé de stocker l’hydrogène dans ces stockages aquifères qu’en mélange. Pour rappel, le « gaz de ville » (issu du charbon) était déjà un mélange contenant de l’hydrogène et il a été longtemps stocké : là aussi, le niveau de maturité technologique est élevé et il existe d’ailleurs toujours dans le monde(18) des capacités de stockage « de mélange » en activité (majoritairement CH4 + H2).

Les actions de R&D en cours visent surtout à étudier la compatibilité entre les différents équipements d’exploitation du stockage et l’activité bactérienne (avec 2 chaires industrielles de l’ANR dédiées à ces sujets(19), impliquant coté industrie Engie, GRTgaz, EDF, Air Liquide, Transvalor ou Mannesmann et coté monde académique UPPA, Mines Paris Tech et IFP Énergies nouvelles). Un des objectifs est de définir les conditions techniques (et économiques) et la sécurité(20) pour atteindre une spécification technique de 10% de mélange en volume en 2030(21).

Plan hydrogène français : attention à ne pas oublier des briques…

Le plan hydrogène français a pour objectif d’accélérer la transition écologique et de créer une filière industrielle dédiée à l’hydrogène décarboné. Il y est question de production et d’usage, beaucoup moins de stockage (et encore moins de l’apport d’un stockage souterrain de grande capacité pour soutenir l’accélération de l’industrialisation de cette filière).

Pourtant :

  • un producteur d’hydrogène aura besoin d’un débouché physique à tout moment. De plus, la capacité à produire de l’hydrogène en continu lui permet d’optimiser son coût d’approvisionnement en électricité et donc de maîtriser son coût de production d’hydrogène dans le temps ;
  • le stockage souterrain peut être compétitif par rapport à des solutions complétement décentralisées, y compris pour des petites capacités(22) ;
  • du côté des usages, un client potentiel ne pourra envisager d’orienter sa consommation vers l’hydrogène qu’à la seule condition d’être assuré d’un approvisionnement 7 jours sur 7 et 24 heures sur 24.

Attendre d’avoir des problèmes de stockage pour traiter cette question ralentirait la pénétration de l’hydrogène en France de plusieurs années. D’autres pays semblent beaucoup plus réalistes.

Le plan français, n’est pas si ambitieux. Il se concentre sur « apprendre à utiliser l’hydrogène ».

Au Royaume Uni, le plan hydrogène fait par exemple explicitement référence à des réseaux de distribution et au stockage souterrain. Ayant une forte industrie pétrolière et gazière (historiquement charbonnière), ce pays est sans tabou sur l’utilisation du sous-sol : l’hydrogène est obtenu à partir du gaz naturel (CH4) et le carbone est réinjecté dans des réservoirs déplétés sous forme de CO2. Après avoir dans le passé remplacé le gaz de ville par du gaz naturel provenant de leur domaine maritime en mer du Nord, le Royaume-Uni envisage ainsi désormais un remplacement de ce gaz par de l’hydrogène. Tout le réseau de distribution est progressivement remplacé depuis des années pour être « H2 compatible » (l‘acier des canalisations est remplacé par des matériaux composites). Des villes comme Leeds proposent de tester un double réseau (un composé à 100% d’hydrogène et un autre de gaz naturel progressivement mélangé à de l’hydrogène). Le stockage en sous-sol, tant à terre qu’en mer, est directement intégré à leur projet.

On pourrait citer beaucoup d’autres exemples : la Corée du Sud, où 3 grosses villes vont être « 100% H2 » à l’horizon 2022(23) (pour y développer des technologies qui pourront être exportées) et où Kawasaki et Shell construisent le premier bateau de transport d’hydrogène liquéfié ; la Chine, qui soutient maintenant fortement le développement de véhicules hydrogène là aussi pour l’exportation ; l’Allemagne, qui place le développement des infrastructures parmi les priorités de son plan hydrogène, etc.

Le plan français, n’est donc pas si ambitieux. Il se concentre sur « apprendre à utiliser l’hydrogène ». Ce que cela implique pour le transport et le stockage n’est que peu détaillé, voire mis sous le tapis. On sait transporter l’hydrogène et le stocker dans des cavités salines mais il ne se passera rien sans un cadre réglementaire clarifié. Celui-ci est en particulier nécessaire pour permettre aux usagers avals de réduire les risques de leurs investissements liés à de nouveaux usages de l’hydrogène (ils n’investiront d’ailleurs pas sur les usages ou décaleront leurs investissements s’il y a le moindre risque réglementaire que les infrastructures de stockage ne soient pas disponibles au moment du lancement de leur projet).

Contrairement à d’autres pays, la loi en France ne considère pas encore l’hydrogène comme un gaz rentrant « naturellement » dans le code minier(24), des progrès sont en cours depuis cet été mais le cadre législatif ne permet pas aujourd’hui de s’y appuyer pour développer efficacement le stockage sous-terrain d’hydrogène(25). Enfin, les projets de production/stockage sur un même site devrait être facilités par les règlementations afin d’utiliser intelligemment les sites industriels existants.

Faire évoluer un mix énergétique prend ainsi du temps, non pas parce que de « vilains » lobbies auraient intérêt à ne pas changer, mais parce que dans l’industrie et, en particulier dans l’énergie, rien ne se fait en claquant dans les doigts. La création des capacités de stockage va en particulier prendre du temps. Il faut anticiper dès maintenant, cesser d’avoir le « sous-sol honteux » et soutenir la mise en place de ces premières infrastructures.

Sources / Notes
  1. Quand il y a coupure d’approvisionnement, c’est qu’une grosse tempête a cassé un pylône électrique, ou qu’il y a une grève. La notion de « blackout » n’est même pas connue de la plupart d’entre nous. À titre de comparaison, diverses régions aux États-Unis ont chaque année des black-out de plusieurs heures, voire de plusieurs jours car le réseau n’est pas à la hauteur.
  2. Présentation de la stratégie nationale pour le développement de l’hydrogène décarboné en France, Ministère de l’Économie, des Finances et de la Relance, 9 septembre 2020.
  3. Rôle de l’hydrogène dans une économie décarbonée, Rapport de l’académie des technologies, juillet 2020.
  4. European Hydrogen Backbone, juillet 2020.
  5. Vidéo de Storengy sur le stockage en cavités salines.
  6. GRTgaz exploite un réseau de transport de 32 500 km ; Teréga un réseau de 5 000 km.
  7. Ces infrastructures de distribution du gaz sont gérées par GRTgaz, Teréga et GRDF depuis le démantèlement des compagnies intégrées voulu par l’Europe.
  8. Présentation des réseaux de gaz naturel, CRE.
  9. Qu’est-ce qu’un aquifère ?, SIGES Bretagne.
  10. 12 000 millions de Nm3.Un Nm3 correspond à un m3 de gaz à la pression de 1 atm et à température de 0°C pour la norme DIN 1343 (commune en France) et à 15% pour la norme ISO 2533, la différence est de 5%.
  11. Cas où les fleuves se jettent dans le lac/mer intérieur sans aller plus loin (le contraire du lac de Genève qui est traversé par le Rhône).
  12. L’un des plus avancés, qui va permettre de tester la tenue de la cavité avec un « cyclage » rapide, est situé sur le site d’Etrez 
  13. Hydrogène vert : Storengy s'engage, communiqué du 23 septembre 2020.
  14. Échelle de mesure « Technology Readiness Level ».
  15. En arrêtant d’y stocker du gaz naturel.
  16. Incidences du comportement mécanique et des processus de transport sur l'évolution à long terme des sites d'exploitation de sel, GHOREYCHI Mehdi, DAUPLEY Xavier, BAUJARD Clément (2002).
  17. Le stockage souterrain dans le contexte de la transition énergétique, INERIS.
  18. Ex : Lobodice en République tchèque ou Diadema en Argentine.
    Underground and pipeline hydrogen storage, Mikhail Panfilov.
  19. Projets MESSIAH et ORHYON, ANR.
  20. Enjeux de sécurité liés à l’injection d’hydrogène dans les réseaux de transport et distribution de gaz naturel : état des lieux et perspectives, INERIS.
  21. L’idée dans ce cas n’étant pas de reséparer ces gaz mais d’utiliser le mélange, comme c’est fait actuellement dans le pilote de Dunkerque GRHYD.
  22. Pour une production semi-centralisée avec une logistique optimisée pour la distribution. Les projets en ilot requièrent 2 types de stockage : un stockage immédiat (1 à 2 jours) pour faire tampon entre production et consommation, et un stockage de secours (1 à 2 semaines) en cas de maintenance/panne de la production. Le stockage de secours peut être mutualisé pour plusieurs ilots et centralisé dans un stockage en cavité, la distribution vers les ilots se faisant par camion.
  23. South Korea Formally Enters the Race to Become the First Hydrogen-Powered Society , November 2019.
  24. Remarque : le projet d’ordonnance Hydrogène (en date de juillet 2020) propose d’intégrer l’hydrogène dans le code minier.
  25. C’est-à-dire de faciliter l’aménagement des concessions de stockage existant en gaz naturel, pour stocker de l’hydrogène.
 

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Commentaire

Brigitte Bertin

H2, s'il n'est pas produit par électrolyse de l'eau c'est un peu le serpent qui se mord la queue puisqu'il provient d'énergies fossiles. Il est donc aussi urgent sinon plus de savoir produire de hydrogène propre en grande quantité que de pouvoir le stocker.

Serge Rochain

L'hydrogène propre, c'est-à-dure vert, ne peut être produit que par le renouvelable, et aujourd'hui seules les excédents de l'éolien que nous sommes encore loin d'avoir permettront une production d'hydrogène vert. Mais il ne servira à rien de produire de l'hydrogène vert si nous n'avons pas les moyens de le stocker pour pouvoir l'utiliser plus tard, lorsque les conditions météorologiques défavorables à la production électrique des renouvelables ne permettra pas d'obtenir directement l'électricité dont nous avons besoin. Les capacité de stockage doivent alors croitre dans la mesure de la croissance de la production excédentaire. C'est donc aux deux aspect du problème que nous devons nous préparer simultanément.

Schricke

Et l'éminent Mr Rochain, en remet immédiatement une couche !...Et toujours avec le même objectivité ! Bravo !

Brigitte Bertin

Oui H2 est à priori ce qu'il y a de mieux pour stocker les surplus d'énergies intermittentes, éolien comme solaire. Dans ce cas, où vaut-il mieux stocker, en quelle quantité et sous quelle forme. je ne suis pas spécialiste pour répondre. Pour une utilisation dans les transports, là encore, il faut des stations d'H2 que l'on peut imaginer couplées aux sites des EnR...etc..il n'y a pas une vue d'ensemble mais des utilisations opportunes. Le tout est de ne pas nuire à l'environnement.

Rochain

Notez d'abord qu'il n'y aura jamais d'excedent en solaire qui produit lorsque l'on en a le plus besoin, durant la période diurne lorsque l'activité économique est active.
L'H2 est très difficile à stoker, c'est la molécule la plus petite qui passe à travers n'importe quelle paroi dont l'épaisseur ne représente qu'une série de chicanes pour la molécule. Il faut donc la stocker au plus près du lieu de production mais comme l'explique l'article il faut disposer de cavités appropriées donc assez proches pour limiter le transport sujet à fuites. Une alternative consiste à en faire un composé plus facile à stocker soit par liquéfaction soit solidification soit encore par association des liaisons covalentes avec d'autres atomes produisant à de plus grosses molécules plus faciles à stoker qu'il faudra dissocier à l'utilisation.

Hervé

Ca dépends de la part qu'on veut donner au solaire. Si par exemple on souhaite faire 50% du mix électrique en PV, il faudrait qu'il produise environ 250TWH, soit une puissance installée de l'ordre de 200GW, soit 170 de plus que la conso en été. Même en faisant de gros efforts (optimiser la conso de jour, batteries de stockage journalier) il y a encore un dépassement de l’ordre de 120GW (soit plus que le record de conso en hiver à stocker, rien que ça...).

Vu que la production moyenne du solaire est 3 à 5 fois moins élevée les mois d'hiver que l'été, et que le profil de conso est exactement l'inverse, il parait difficile de se passer d'un stockage inter-saisonnier. Et ça c'est que pour l'électricité, vu qu'il faudrait aussi remplacer le petrole/gaz , c'est encore plus difficile car la conso de gaz et de pétrole a une sensibilité saisonnière encore plus forte .

Au cout actuel des électrolyseurs, il parait difficile de parvenir à convertir directement une part importante des excédants en H2. On pourrait envisager un stockage intermédiaire dans des batteries au lithium pour lisser l'usage des électrolyseurs mais ça deviens vraiement compliqué...

Serge Rochain

Vous ne faites que des calculs sur de mauvaises bases. C'est beaucoup de choses à revoir que vous n'évoquez même pas car vous n'y avez jamais pensé. Par exemple pour les PPV fixes l'eus angle de position doit correspondre à l'optimum pour l'hiver et non pas pour l'été, rien que ce "détail" modifie leur rendement hivernal d'environ 20%. Il faut modifier tellement de chose que vous raisonnements qui s'appuient sur du statique ne valent plus grand chose, comme le pic de consommation de 19heures qui disparait du paysage puisque le chauffage qui est électrique sur la base de pompes à chaleur alimentées en priorité par la couverture quasi totale de toitures ne doit pas être baissée dans la journée et l'isolation qui sera améliorée ne nécessitera que peu d'ajout la nuit, un changement total de paradigme. Sachez que si seulement l'ensemble du bâti de France et simplement orienté Sud était couvert de PPV le seul solaire produirait environ une fois et demi ce que produit l'ensemble du parc nucléaire (en état total de marche ce qu'i n'est pas arrivé depuis longtemps). Alors vos calculs de coin de table incluant des batteries me font bien rire.

Hervé

Bonjour Serge
Un calcul de coin de table vaut mieux que pas de calcul du tout...
Oui, si on veut placer du PV... pour répondre au besoin énergétique , bien sur qu'on optimise pour l'hiver (ça montre d'ailleurs que le déploiement actuel des ENR relève du grand n'importe quoi, car il cible de maximiser la rentabilité économique des installations et non l'alimentation en énergie du pays)

Mais même si ça améliore un petit peu, ça change pas beaucoup le problème, surtout au nord . Il suffit de faire quelques calculs sur le site de l'ines pour le constater (http://ines.solaire.free.fr/pvreseau_1.php) :
A paris en janvier, 1Kwc donne 28Kwh @30° et 31Kwh@60° , le gain représente peanuts.
A perpigan évidemment c'est mieux, on passe de 78 à 91 ... Mais bon... Si vous croyez que c'est avec ça que vous sauverez le monde,...

Le pic de 19h est un autre sujet mais oui il peut être étalé relativement facilement. En revanche étalé ne veut pas dire que la conso est supprimée. Quand le temps est gris, vous avez beau couvrir les toits entiers, ça produit pas grand chose (enfin chez moi, en France, sur la planète Terre qui gravite autour du soleil dans la galaxie nommée "Voie lactée"). Même en foisonnant, pas terrible, beaucoup moins bien qu'un parc nucléaire mal entretenu du fait du covid...

Moi ce qui me fait "bien rire" (si on peut en rire), c'est que malgré des dépenses importantes, la situation énergétique du pays n'a pas vraiment changé en 20 ans, et que ça m’entonnerais qu'elle change beaucoup si on continue comme ça... Mais bon l'enjeu est pas grave, c'est juste un éventuel réchauffement climatique, et touts les catastrophes susceptibles d'aller avec...

Rochain

Sauf que le calcul de la réalité n'est pas le Pas de calcul du tout don't vous parlez :
Le regard des hommes sur le Soleil
Chez ISTE Édition, entre autres calculs faits par des gens qui savent de quoi il parlent... Pas come les Hervé qui généralisent le Hier à 3h37 le ppv de mon jardin n'a reçu que.... Blabla, donc ça prouve que ça ne marche pas.!!

BONNET

Si on a pas le nucléaire honteux, cela sera bien plus efficace de produire de l'H2 à l'aide de centrales nucléaire.

Brigitte Bertin

Logiquement, il vaut mieux garder le nucléaire pour l'électricité puisqu'il est déjà décarbonné et utiliser le méthane issu de la biomasse pour l'électrolyse.

Rochain

Aucun intérêt autant bénéficier de l'électricité pour le transport. Et pas d'intérêt à faire de H2 non plus pour stocker pour '........ Quand les centrales nucléaires sont en panne ? Quoi que... Avec la fréquence des pannes qui augmentent avec la vétusté ???

Serge Rochain

Je ne vois dans ce graphe aucune panne d'éolienne d'une durée de ........ 2 ANS comme pour Flamanville 2, ni aucune panne d'une durée de ......1 an comme pour Flamanville 1, ni aucune panne d'une durée de ......6 mois pour Golfech............................. ni ............

Hervé

Achetez des lunettes, et vous verrez la panne simultanée de presque toutes les centrales ENR qui se reproduit régulièrement sur des durées pouvant atteindre plusieurs heures à plusieurs jours selon les moments que vous regardez...
En matière de disponibilité les ENR sont "atomisées" par le nucléaire! ou les fossiles et ce même malgré le covid.

Serge Rochain

Je savais bien que vous ne savez pas compter...
Un dispositif qui prétend fonctionné 80% du temps et qui ne fonctionne que 50% est bien plus mauvais qu'un dispositif supposé fonctionner 25% du temps et qui fonctionne 25% du temps !

Serge Rochain

Pas du tout car si le dispositif à 25% coute 4 fois moins cher qu'un dispositif à 50%, ce dernier revient 2 fois plus cher..... vous confirmer ne pas savoir compter, et plus grave encore ne pas avoir compris que l'objectif n'est pas de maximiser ce qui n'est qu'une caractéristique dans un système, mais de répondre à la demande.

Hervé

C'est certainement pour cela que le KWH en Allemagne est plus cher qu'en France: les allemands ne savent pas compter non plus...

Hervé

C'est surtout qu'ils ne se rendent pas compte que le prix marché de quelque chose de copieusement subventionné ne corresponds pas à au prix réel.

Depuis qu'on nous claironne que les ENR sont maintenant compétitives, quand est ce qu'on mettra fin aux subventions pour passer à la seule loi du marché? Idem pour le retrait de l'Arenh ...

Serge Rochain

Et vous, ce dont vous ne vous rendez pas compte c'est que la plus part des nouveaux parcs tant éolien que solaire ne sont pas du tout subventionnés comme vous dites, c'est à dire qu'ils ne vendent pas leur électricité à l'EDF à un prix légalisé mais vendent directement leur production à une clientèle d'entreprises vous êtes sur un schéma de plus en plus désuet et vous ne vous êtes pas aperçu du changement var vous ne prenez vos sources d'information que sur des sites dont le seul but est de discrédité les ENR et se gardent bien de signaler les signatures de gros contrats entre une STE de production d'électricité et un gros client acquéreur d'électricité verte à commencer par les plus grosses entreprises mondiales que sont les GAFA sur qui on tape allégrement pour mille autres raisons, mais ce ne sont pas les seules, en France ce sont souvent simplement des chaines de supermarché et de grands laboratoires pharmaceutiques. Vous finirez bientôt par ne critiquer qu'un domaine devenu marginal ne représentant plus que quelques % du marché des ENR mais toujours selon vos sources véreuses du petit % (moins de 0.1% du CA d'EDF) sera rendu responsable de la faillite de l'EDF en montrant l'ardoise du grand carénage et des conséquences DES EPR y compris les indemnité que l'on aura du verser aux clients étrangers.

Hervé

ET si ils le sont!.
Par exemple quand on s'amuse à mettre des panneaux PV en autoconso, on est indirectement subventionné par le couplage au réseau qui prends le relais quand le solaire est en panne (toutes les nuits.....). Essayez de devenir autonome et vous verrez c'est pas le même prix.

Si tout le monde se mets à placer du vent et du solaire, le réseau fournira que du backup mais comme il sera identique (voire plus costaud en fait) le cout du Kwh réseau va exploser (plus exactement les factures resteront a peu prés pareil pour une conso moindre , mais investissement sur les ENR est à payer en sus). Et si en plus on doit ajouter des batteries...

Serge Rochain

Vous n'y êtes pas du tout vous vous faites des scénarios minimalistes qui ne correspondent pas à un réseau de renouvelable.
Vous oubliez ou plutôt ne tenez pas compte de :
La connaissance que l'on a des période de besoin et leur hauteur.
La connaissance que l'on a du futur météorologique à plusieurs jours
Du foisonnement bien plus important que ce que vous vous êtes mis en tête (1) il vous suffirait seulement de regarder les cartes météo tous les jours.
De ce que la production solaire correspond à la période de plus fort besoin dans le cycle diurne
De ce que renouvelable ne veut pas dire QUE variable et aléatoire

1) Sur un autre forum, un de vos naïfs complice pour tenter de me convaincre que seul le nucléaire est une solution me sort une stupidité dont vous êtes de grands adeptes :
Aujourd'hui comme hier, chez moi il n'y a pas le moindre souffle de vent, nous sommes dans le brouillard, pourtant, j'ai la lumière et mon ordinateur fonctionne !
Mais ce pauvre niais ne s'est même pas donné la peine d'aller voir le site de RTE sur le quel il aurait pu voir qu'hier comme aujourd'hui l'éolien avec ses malheureux 8000 mats fournit déjà autant que 12 réacteurs nucléaires..... il passe sont temps sur electricityMap à surveiller le CO2 de la France et de l'Allemagne mais oublie de regarder celui de la Belgique qui est presque aussi nucléarisé que la France avec 60% de nucléaire dans son Mix électrique.

Hervé

Des fois ça remplace 12 réacteurs d'autres fois <1 ...
Vous être un curieux personnage, quand le nucléaire tombe de 70% du mix a 60% vous criez au scandale, et quand les ENR yoyottent entre 0 et une fraction de leur capacité tout va bien...

Et quand on vous montre le résultat merdique du foisonnement en allemagne vous repondez que tout va bien en citant la courbe qui montre que l'essentiel est fait par le gaz et charbon...

Serge Rochain

Clairement vous ne savez pas faire la différence entre un outils qui ne dépends d'aucune condition extérieure à lui même et un outils qui est totalement tributaire de cet extérieur.
Le premier est dans un état de décrépitude évident si son taux de fonctionnement normal et de 80% du temps et que l'on constate qu'il n'est que de 50% comme en août et septembre ce qui l'amènera sur l'année 2020 à moins de 60% au lieu de 80 % attendu
Alors que l'autre est dans un état normal si quel que soient les différents régimes qu'il a rencontré durant l'année de 0 à 100% il aura sur l'année eu un taux de fonctionnement correspondant aux 25% attendus. Le scandale comme vous dite sera s'il est en dessous de 18,75% de rendement sur l'année.
Si vous ne comprenez pas ça il est inutile de discuter.
Quant au foisonnement merdique comme vous dites sur l'Allemagne je trouve qu'il est plutôt remarquable pour un pays si mal doté à tous points de vue, une seule façade maritime, un ensoleillement déplorable de par sa latitude, une hydrographie quasi nulle alors que sur tous ces aspects nous avons trois fois mieux, et que pourtant ils s'en sortent beaucoup mieux que ce que vous dites. Je suis leurs progrès depuis plusieurs années et de semaines en semaines. Il vont réussir là où pour nous ce serait facile. Mais quand on prie chaque jour pour qu'ils se cassent la gueule, chaque jours mal servi où ils arrivent à passer, raisonne comme un échec dans l'espace vide entre vos deux oreilles.

Hervé

Bonjour Serge, j’espère que vous avez passé une bonne fête de Noël.

Votre capacité à nier la réalité est déconcertante. Donc pour vous une solution merdique prévisible est mieux qu'une solution efficace qui déraillerait exceptionnellement . Pour résumer votre point de vue il vaut mieux rouler en Traban qu'en Mercédes car avec la Traban on a l'habitude de ne pas arriver à destination alors qu'avec la Mercedes on prends le risque de tomber en panne une fois de temps en temps. Le concept est curieux, mais bon si vous voyez les choses comme ça...

Pour rappel, le foisonnement en France n'est pas guère meilleur au vu des chiffres . https://www.lemondedelenergie.com/eolien-foisonnement-stockage-pilotabl…

Si vous considérez que mettre des ENR est la finalité, oui on peut dire que l’Allemagne progresse.
Si la finalité est de réduire les émissions de CO2, on peut plutôt parler de stagnation, inefficacité, et la réussite (Émettre moins d'une tonne de CO2/Habitant en 2060) est très peu probable...

Serge Rochain

J'en ai mare de perdre mon temps avec des ignares qui croient détenir la réalité et s'appuie pour cela sur d'autres ignares comme ce Gay dont on se demande s'il a le certificat d'études
primaires. Assez perdu te temps, adieu

Albatros

Arriverez vous à faire cesser les interventions de cet inutile pédant ? Il me semble que non. Il est inutile mais souvent distrayant, je dois l'avouer. J'apprécie la rigolade en le lisant et je le remercie grandement, ce Diafoirus maître des Solutions (finales ?)...
Courage à ceux qui travaillent dans le réel.

Gautier

Pas la peine de perdre son temps avec cet individu qui croit tout savoir et qui se fait "démolir" sur tous les sites où il intervient. La réalité lui donne systématiquement tort.

Schricke

Ah bon ?... Mr Rochain commence une nouvelle carrière en arithmétique, aussi foireuse, semble-t-il que sa "carrière" d'énergéticien !... Je viens en effet d'apprendre que 25% était supérieur à 50% !... C'est nouveau ! ça vient de sortir, comme aurait pu dire le regretté Coluche !... ça doit être ce qu'on appelle "la nouvelle mathématique" !...
On n'est pas obligés de rire !...

BAILLY-HASCOËT…

Eclaircissements très intéressants. Merci!

Serge Rochain

Mais il n’a pas pu échapper à votre intelligence affutée que dans la colonne 2020 les 3 couleurs du haut sont de plus en plus larges par rapport aux années précédentes depuis l’année de la rupture, 2010 et que les 5 situées juste au-dessous de plus en plus étroites. Vous avez là l’image de la marche vers laquelle l’Allemagne se dirige… CE QUI EST IMPORTANT ! Bien plus important que les images statiques d’un moment isolé dont vous vous gargarisez habituellement.
Prenez-vous conscience de ce que donne cette pente en la prolongeant Gautier ? Je n’en suis malheureusement pas certain car vous m’exhibez ce graphique (que je sais très bien trouver tout seul, comme je le fais régulièrement), en vous focalisant comme à votre habitude sur la seule colonne de 2020… L’INSTANTANE qui vous fait piétiner et dont vous croyez malheureusement qu'il est une preuve du mauvais choix de l'Allemagne.
Vous connaissez ce proverbe Chinois parrait-il : Lorsque le sage montre la Lune, l'Idiot regarde le doigt ?

Hervé

Ce qui n'echappe pas a une "intelligence affutée" c'est que l'évolution des 3 couleurs (qui leur a couté la bagatelle de 300milliards) bien qu'impressionnante n'a pas beaucoup changé celle des émissions de CO2, notamment du lignite, le plus polluant : https://energy-charts.info/charts/emissions/chart.htm?l=fr&c=DE.

Lorsque le cinglé montre la Lune, et que l'iIdiot regarde son doigt ,l’avisé se dit que tout ce beau monde serait mieux à l'asile.

Serge Rochain

Mais cela sans rien couter en CO2 et a divisé par deux la taille de la montagne de déchets nucléaire et le risque du même nom et les crétins obstinés ne mesurent pas ces deux valeurs fondamentales qui empoisonnent le monde

Schricke

Mr Rochain peut-il nous indiquer où se trouve cette "montagne" (de déchets) ? Au fait, la "montagne" de déchets d'éoliennes démembrées, elle se trouve où ?

gautier

Sans rien coûter en CO2, dites-vous. Mais quand même encore autour de 200 millions de tonnes par an pour le secteur électrique. Soit 9 fois plus que la France, quand même.
Et duquel empoisonnement du monde parlez-vous et où sont les victimes ? Le nucléaire est la source d'énergie qui fait le moins de victimes par TWh produit.
Quant aux performances du nucléaire dans le monde, les ERNi n'ont rien de spectaculaire à côté: https://www.iaea.org/newscenter/news/iaea-releases-2019-data-on-nuclear…

BONNET

Je conseille le visionnage de ce documentaire d'ARTE : tout n'est pas rose au pays des ENR intermittentes et les allemands le savent très bien. Mais comme beaucoup, ils préfèrent exporter la pollution loin de chez eux.
https://www.arte.tv/fr/videos/084757-000-A/la-face-cachee-des-energies-…
Quand à la montagne de déchets nucléaire dont parle certains commentateurs sans probablement savoir : la montagne c'est en France 2 piscines olympiques de déchets très radioactifs pour 40 ans d'exploitation. Peu d'industrie produisent aussi peu de déchets et en plus ceux là sont surveillés et contrôlés.

Hervé

Vous avez raison, mais dans les documentaires d'Arte, en général il y a à prendre et à laisser... C'est en général très orienté. Ce qui est présenté est réel mais n'est pas vraiment le facteur limitant de la transition.
On peut faire des éoliennes sans terre rares, mais il faut alors plus de cuivre pour une performance moindre. On peut faire des batteries sans cobalt, ...

En sus du prix, le second facteur limitant, c'est le volume de matériaux total nécessaire qui posera rapidement souci ainsi que la capacité à les recycler.

Mais une terre rare, si elle est récupérable, est peut être mieux dans un aiment d'éolienne de plusieurs tonnes (néodyme) que de rester sous terre ou integrée dans un bibelot qui finira incinéré... donc perdu à jamais (comme dans un aiment de HDD, ou l'indium dans les écrans LCD...)

Le problème est donc complexe et le recyclage va devenir l'un des grands sujets du siecle.

Autre point non traité par le documentaire:
Vaut t il mieux une voiture électrique capable de durer 30 ans et faire plus d'un million de Kms ou 3 voitures thermiques, HS au bout de 10ans et recyclées dans des conditions plus que douteuses...

Schricke

Tout à fait ! Vous avez raison ! Je ne vois pas bien où se trouve la "montagne" de déchets nucléaires que franchit chaque jour Mr Rochain ! Mais, bon, s'il n'éructe pas à tout propos contre le nucléaire, il devient malade !... Je prends cependant un certain plaisir à rappeler que l'industrie nucléaire, la plus surveillée (à juste titre!) est aussi la moins accidentogène, ses 58 réacteurs ayant causé beaucoup moins de victimes en 40 ans que la seule usine AZF de Toulouse en quelques minutes !... En permettant à la France de produire le Kwh le moins émetteur de GES (beaucoup moins, en tous cas, que l'Allemagne !), et, en plus, cerise sur le gâteau, beaucoup moins cher !... Mais ne le répétez pas à Mr Rochain ! ça l'indisposerait !

Amblard Michel

Michel Amblard
Le risque de l'explosion de l'hydrogène liquide au contact de l'eau ne doit pas être exclu.
La vaporisation instantanée par contact avec un liquide plus chaud (eau de mer en cas de transport cryogénique à - 270 °C) doit être prise en compte.
Le methane à - 160° C en fuite de méthanier donne des explosions systématiques . Observé par HK Fauske. Ceci lui a permis de bâtir sa théorie sur l'éxplosion de vapeur..
Proposition de programme
Note CEA DEN/DTN/SE2T/LPTM-165 aout 2006 M Amblard

Marc Diedisheim

Comment peut-on oser appeler l'hydrogène une ""énergie primaire" ???? Est-ce vraiment une "scientifique" qui a écrit celà ? Cordialement.

Jean-Claude He…

Merci au Docteur Isabelle Moretti pour ce très intéressant article.
Le réacteurs à celui-ci s'envoient des invectives qui sont bien éloignées du sujet exposé. On peut donc penser qu'ils ne l'on pas lu ou ne l'utilisent que comme tremplin à vomir leur bile en même temps que d'expectorer leur ignorance.
Puisque je suis sur ce terrain, j'y reste bien volontiers pour vous faire part d'une idée qui m'est venue à la lecture d'un article sur l'argent magique dont les économistes raffolent en ce moment.
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Le sauvetage de la planète passe par une ressource en énergie illimitée et éternelle.
À cette fin, je propose de créer des générateurs d'électricité, genre pile de Volta, au moyen de billets de banque.
L'électrode positive sera réalisée avec des billets de banque de 100 $. La valeur est importante, elle conditionne la capacité de la pile.
Les billets doivent être positionnés dans le même sens : par exemple tête du Président vers le haut, "in god we trust" vers le bas, pour éviter les courts circuits internes.
L'électrode négative sera réalisée avec des billets assortis ayant le taux de change le moins favorable avec le dollar, ceci conditionne la tension de la pile.
L'électrolyte recommandé est le Brent crude oil pour diminuer la résistance interne.
Au boulot les graveurs de planches à billets.
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J'attends avec impatience une réfutation point par point de cette proposition audacieuse. Au secours Alphonse Allais !

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