Le power-to-gas, une solution d’avenir

La Programmation Pluriannuelle de l’énergie en France vise à une augmentation de la production d’électricité renouvelable de 102 à 113 gigawatts en 2028, soit deux fois plus qu’en 2017.

Stocker le surplus d’électricité est un réel enjeu car cela permet d’une part de palier à l’intermittence de la production ENR et d’autre part, d’alléger les contraintes sur le réseau électrique.

Le Power-to-gas pourrait être un levier utilisé par la France pour répondre aux objectifs ambitieux qu’elle s’est fixée en termes de production d’EnR et de réduction de gaz à effet de serre.

Eclairage de Clément Le Roy, senior manager au sein du cabinet Wavestone.

Depuis plusieurs années maintenant, on entend parler de « Power-to-gas », c’est à dire de la conversion d’électricité en gaz. Pouvez-vous nous expliquer en quoi cela consiste ? Quel est l’intérêt d’une telle opération ?

Le Power-to-gas est une opération qui consiste à convertir le surplus d’électricité d’origine renouvelable (solaire ou éolien), qui ne peut pas être injecté directement sur les réseaux ou consommé en direct, en gaz.

Concrètement, il s’agit d’une électrolyse de l’eau, technique permettant la conversion de l’énergie électrique en énergie chimique sous forme de gaz hydrogène (H2) et d’oxygène (O2).

Une fois cet hydrogène produit, il est soit consommé sur place, stocké, ou encore injecté dans les réseaux de transport et/ou de distribution de gaz. Il est à noter qu’il n’est pas possible d’injecter aujourd’hui de l’hydrogène « pur » dans les réseaux. Il faut donc le mélanger avec du méthane – la proportion est en général de 5 à 10% maximum d’hydrogène.

L’hydrogène produit peut également être converti en méthane de synthèse grâce à la méthanisation catalytique ou biologique, qui est un gaz 100% miscible avec le gaz naturel (opération dite de méthanation).

Une telle opération permet d’une part d’offrir une réelle synergie avec les infrastructures existantes et une utilisation diverse du gaz produit. Les usages peuvent alors être la production de chaleur, l’alimentation des véhicules fonctionnant au GNV (Gaz Naturel Véhicule), ou encore la reconversion de gaz en électricité et injection de cette dernière dans le réseau (boucle dite « Power-to-gas-to-power).

RTE a publié fin janvier dernier une étude qui s’attarde sur les atouts de l’hydrogène vert pour le système électrique et les enjeux qu’il représente pour notre transition. Une manière d’accélérer le développement du « power to gas » ?

En effet, l’hydrogène dit « vert », permettrait à la France de réduire de façon conséquente ses émissions de gaz à effet de serre dans les secteurs de l’industrie, de l’automobile, et du tertiaire, qui représente aujourd’hui les secteurs les plus énergivores.

RTE le mentionne d’ailleurs dans son rapport : « L’hydrogène est en effet susceptible de remplacer à terme les carburants pétroliers utilisés dans les transports (pour les trains, bateaux, voitures, poids lourds…) ou encore de se substituer au gaz naturel brûlé dans les chaudières ou les centrales électriques, sans émettre de gaz à effet de serre ».

Il faut également souligner que pour RTE, la plus-value de l’hydrogène dans le mix énergétique français repose sur une production émettant le moins de gaz à effet de serre possible. Autrement dit, il est important de se tourner vers des moyens de production écologiques.

Le gestionnaire du réseau de transport français estime d’ailleurs que le développement d’hydrogène par électrolyse permettrait de réduire les émissions de CO2 françaises de 5millions de tonnes par an (dans l’hypothèse où 615 TWh serait produit à partir d’EnR en 2035).

Justement, où en est-on du développement du power to gas en France ?

Cela fait plusieurs années que les grands acteurs de l’énergie s’intéressent au power-to-gas. Certains ont déjà lancé des projets à échelles locales pour expérimenter et démontrer les possibilités du power-to-gas. Il existe une quinzaine de projets en France.

Nous pouvons évoquer le premier démonstrateur français dont le projet a été lancé dès 2014. Il s’agit du projet GRHYD. Ce démonstrateur est piloté par Engie en partenariat avec GRDF, le CEA, Areva H2Gen, et l’Ademe.

Il a pour objectif d’évaluer les pertinences techniques et économiques d’une nouvelle offre basée sur le power-to-gas à destination de l’habitat. Concrètement, le démonstrateur GRHYD utilise l’électricité venant d’éoliennes voisines.

Il alimente une centaine de logements en hydrogène décarboné dans la région de Dunkerque. Cet hydrogène est mélangé au gaz naturel, sans dépasser 20% du volume total de gaz distribué. Il est utilisé pour le chauffage, l’eau chaude, et la cuisson.

Depuis qu’il a été inauguré en juin 2018, le démonstrateur GRHYD a injecté différentes proportions d’hydrogène dans le réseau. Les impacts techniques et économiques liés aux différents niveaux d’injection d’hydrogène sont ainsi évalués pour optimiser un éventuel déploiement national du power-to-gas.

Toujours au chapitre des démonstrateurs nous pouvons évoquer un autre projet, développé par GRTgaz, à savoir Jupiter 1000. Ce démonstrateur industriel implanté dans les Bouches-du-Rhône répond lui aussi au besoin de mieux connaître les possibilités techniques et économiques du power-to-gas.

Le projet a été initié en 2016 avec un tour de table composé de RTE, du CEA, de McPhy, Khimod et Leroux & Lotz. Ce projet est doté d’un budget de 30 millions d’euros, deux fois celui du GRHYD. Il est prévu pour délivrer une quantité de 5 millions de KWh d’énergie sur 3 ans.

Y a-t-il d’autres pays où le power-to-gas se développe ?

Nos voisins européens (Royaume-Uni, Danemark, Suisse) ont pour la plupart lancé des projets de démonstrateurs Power-to-gas.

Mais le pays qui est le plus avancé dans le domaine est l’Allemagne avec de nombreux projets de grande envergure. On peut citer le projet Energiepark Mainz, le plus grand démonstrateur du monde avec sa puissance de 6MW. Ou encore le projet WindGas Falkenhagen et sa puissance de 2MW actif depuis 2013.

Dans le reste du monde, quelques projets moins imposants existent en Amérique du Nord et au Japon. Nous sommes donc en France dans la tendance générale, c’est-à-dire en phase de déploiement de projets préindustriels. Aucun pays n’a, à ma connaissance, atteint un niveau industriel de production Power-to-gas.

Quelles sont les perspectives de développement du power-to-gas ?

La loi française prévoit une augmentation significative de la production d’énergies renouvelables dans les prochaines années. Le power-to-gas représente une bonne opportunité pour compléter la chaine de valeur des Enr. Il permet de stocker le surplus d’énergie produite par les Enr, dont la production d’électricité est irrégulière. Il permet aussi de produire du gaz décarboné.

C’est pourquoi, le power-to-gas est, sur le papier, une solution d’avenir amenée à se développer. D’après une étude réalisée pour l’ADEME, GRDF, et GRTgaz, en 2050 le power-to-gas permettrait de produire entre 20 et 30 TWh/an de gaz décarboné.

Mais le power-to-gas doit s’inscrire dans une offre commerciale viable pour les producteurs. Un frein à son développement est le coût du gaz produit. Selon cette même étude, en 2030, il s’élèvera au double du coût du gaz naturel fossile. Ceci s’expliquant par les budgets des infrastructures qui sont aujourd’hui très élevés.

Le développement à grande échelle du power-to-gas devrait permettre de faire baisser les coûts, de même que favoriser les avancées technologiques. Une augmentation des rendements de conversion de l’énergie en gaz est aussi attendue.

Ainsi, les démonstrateurs dont nous avons parlé doivent permettre de gagner en expérience pour développer la filière en prenant ces aspects en compte.

Pourra-t-on trouver un business model viable dans une logique industrielle ?

Même avec le modèle économique évoqué, il est probable que le Power-to-gas reste en manque de compétitivité par rapport au gaz naturel. Pour se déployer, la filière doit construire son modèle économique. Les Allemands, qui sont en avance sur nous, ont déployé un modèle basé sur la “certification écologique”.

C’est-à-dire que le consommateur peut choisir un approvisionnement en gaz plus cher mais certifié décarboné, ou en partie décarboné.

L’Etat a aussi un rôle à jouer pour favoriser le développement de la filière power-to-gas en mettant en place des aides et incitations. Cependant, l’équation économique vertueuse viendra grâce à l’insertion des externalités positives, en particulier celles générés auprès des acteurs du réseau électrique.

En effet, en absorbant l’excédent d’électricité, le power-to-gas permet permettrait de décharger le réseau du surplus d’électricité qui l’userait inutilement. C’est pour ce service que les gestionnaires de réseaux pourraient potentiellement rémunérer la filière power-to-gas.

Vous évoquiez plusieurs démonstrateurs power-to-gaz en France, ont-ils une actualité particulière ?

Le démonstrateur Jupiter 1000 que j’évoquais tout à l’heure vient de passer une étape importante dans son développement. Le 20 février dernier le démonstrateur a injecté ses premières molécules d’hydrogène dans le réseau GRT Gaz.

Le fonctionnement de l’ensemble de la chaîne de production doit être optimisé dans les prochaines semaines. Ensuite des tests de performances et une optimisation technico-économique seront réalisés. Et dans quelques temps le démonstrateur entrera petit à petit dans un mode de fonctionnement nominal.

 

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COMMENTAIRES

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    Le Power-to-Gas represente une solution d’avenir permettant de transformer l’electricite issue d’energies renouvelables en gaz hydrogene. Ainsi converties, ces energies peuvent etre stockees et transportees dans les reseaux de gaz naturel. Cette technologie innovante est une reponse a l’un des objectifs phares de la transition energetique : la division par 4 des emissions de gaz a effet de serre et l’augmentation de la part des energies renouvelables dans la consommation finale.

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      Il y a un siècle que l’on sait électrolyser de l’eau pour en faire de l’oxygène et de l’hydrogène, donc rien de nouveau de ce coté.
      Stocker de l’électricité en la transformant en hydrogène n’est pas nouveau mais ni vraiment “écologique” ni (surtout) “économique”:
      démonstrations:
      Il faut 5,1 kW.h d’électricité pour produire 1 m3 d’hydrogène (en conditions normales) soit: 89 grammes.
      il y a dans ces 89 g d’hydrogène (120 MJ/kg): 10 MJ de pouvoir calorifique (moins de 3 kW.h)
      l’électricité est achetée aux éoliennes: 140 €/MW.h ou 0,14€/kW.h
      La seule fabrication (pas compression, pas transport, pas distribution, pas taxes…) de ces 89 g d’hydrogène a donc coûté: 5,1 kW.h*0,014 €/kW.h=0,71 € pour 3 kW.h de pouvoir calorifique final, soit 0,24 €/kW.h (hors taxe et sur le lieu de fabrication).
      Pour mémoire, le kW.h gaz est vendu TTC chez le client: 0,07 €.
      Comme dit dans l’article: C’est-à-dire que le consommateur peut choisir un approvisionnement en gaz plus cher mais certifié décarboné, ou en partie décarboné.
      plus cher veut donc dire au moins 4 fois plus cher.
      Parlons maintenant d’écologie:
      Les éoliennes produisent du courant à 11 g CO2eqkW.h, nos 3 kW.h de PCI qui ont coûté 5,1 kW.h d’électricité (plus amortissement des installations, compression, transport et distribution) ont donc émis 56,1 g CO2 soit 19 g CO2eqkW.h (plus…) disons au moins 25 g ???
      Pendant ce temps, une centrale nucléaire produit de l’électricité à 12 g CO2eqkW.h transformable en chaleur avec un rendement de 100%. soit 2 fois moins de CO2 et (au moins) deux fois moins cher puisqu’à 0,15 € /kW.h TTC chez le client.
      De qui se moque t on???
      Si c’est une bonne solution, proposons la aux producteurs éoliens en leur achetant de l’hydrogène quand nous n’avons pas besoin de leur courant. Mais j’ai comme l’impression qu’ils ne seront pas intéressés…
      Parlons maintenant d’ordres de grandeur:
      l’article nous informe: Energiepark Mainz, le plus grand démonstrateur du monde avec sa puissance de 6MW
      Une seule éolienne en mer fera 8 MW il faudra donc des milliers d’installations de ce type… puisque le parc éolien a une puissance moyenne de 25% à terre et 33% en mer de sa puissance nominale et une puissance minimale de 5%…

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        J’ai été surpris de lire que la combustion de l’hydrogène ne produisait pas de de CO2 donc pas gaz à effet de serre. C’est grossièrement faux puisque la combustion de H2 et de O2 produit de l’eau qui est avec le méthane le principal gaz à effet de serre, beaucoup plus impactants que le CO2.

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        L’argument selon lequel le procédé n’est pas économique ne tient pas debout quelque soit le rendement de la conversion, puisqu’il s’agit de convertir l’excèdent de production qui serait de toutes les façons perdu si on ne l’exploitait pas de cette manière.

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    Si j’ai bien compris : les énergies intermittentes génèrent du surplus (par ex. l’éolien sur pointes de vent). Ces surplus d’électricité saturent le réseau, et RTE est obligé de le renforcer pour passer ces pointes… aux frais du consommateur (il faut bien que quelqu’un paye) via la taxe TURPE sur nos factures d’électricité.
    Donc c’est le consommateur qui est le dindon de la farce (le producteur éolien n’est évidemment pas tenu de payer ces renforcements électriques).
    Si le Power to Gaz permet de limiter cette saturation (comment ? il faudrait que les électrolyseurs soient tout près des éoliennes… ça en fera beaucoup !), RTE envisage de les rémunérer pour ce service rendu. Rémunérer avec quoi ? Avec la taxe TURPE, évidemment, ce qui fait que le consommateur payera deux fois ! Non, merci !!! Les GJ devront être informés…

    Remarquons que le PtG n’existe pas (encore ?) et qu’actuellement, l’intermittence des énergies éoliennes et solaires sont compensées par les centrales pilotables, c’est à dire essentiellement le nucléaire en France. EDF est-il rémunéré pour baisser la puissance de ses centrales quand il y a du vent, et l’augmenter quand le vent s’arrête ? Certainement pas !! Et pourquoi ? La raison est toute simple : le patron du RTE est JF Brottes, c’est le père de la Loi de Transition Energétique (LTECV) dont la principale préoccupation était de réduire la part du nucléaire au bénéfice d’énergies intermittentes, dont l’éolien. Bref, il continue à nous mener droit dans le mur, comme les Allemands. Depuis l’introduction de l’éolien et du solaire, nos factures d’électricité supportent 20 % de taxes supplémentaires (la CSPE) pour subventionner ces énergies intermittentes ; en Allemagne, qui est “en avance” sur nous sur le développement éolien, l’électricité est deux fois plus chère qu’en France.
    Et le PtG qui vise à pouvoir introduire encore plus d’éolien et de solaire dans le mix va encore faire monter l’addition.
    Soyons lucides : en France on a la chance de maîtriser la production d’électricité par le nucléaire : ceci a permis des prix plus bas qu’ailleurs en europe, pas d’émissions de CO2 et l’indépendance énergétique (au moins pour l’électricité). Pourquoi supprimer ce qui fonctionne pour des raisons de pure politique politicienne ?

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      Est-il nécessaire de préciser qu’en tant que président de Rte, M. Brottes émarge à plus de 400 k€ par ans?
      C’est sans doute hors sujet…

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      Votre argument ne tient pas la route car dans le cas d’une conversion en H2, l’excèdent de production n’est pas injecté dans le réseau mais dirigé vers le dispositif de conversion E->H2, le réseau n’a aucun besoin d’être renforcé.

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    Faire de l’hydrogène par électrolyse de l’eau ne me paraît pas être l’exploit du siècle. Si Jupiter n’arrive qu’à faire cela c’est un fiasco. D’autant que le prix du kWh hydrogène fourni par Jupiter doit être très élevé. C’est sur ce point que l’article devrait insister.
    Mais une question est que fait-on de l’oxygène produit dans la même opération ?

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    Encore un article qui nous vent du… vent comme l’éolien!Aucune donnée, aucun coût n’est mentionné, tout repose sur de d’hypothétiques étude de l’Ademe ou Rte dont nous savons tous l’influence politique et économique qu’ils font prendre à la France de manière si légère et mensongére. Combien de temps encore pour s’apercevoir que les Enr nous conduisent à la catastrophe et qu’il y aurait bien mieux faire que d’investir des milliards d’euros pour si peu de production et qui surtout ne font absolument pas baissé les GES.Car désormais, pour qui suit l’actualité Enr, il est avéré qu’ils sont au dessus de nos moyens par rapport à l’énergie produite, mais que surtout les débats qu’ils créent son de plus en plus visible malgré les dénégations et mensonge de la filière. Atteintes à la faune, la flore, les animaux, les humains, le massacre paysager, les ressources utilisées et non recyclés, les gains démesurés des producteur,la corruption partout etc….

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    Les électrolyseurs ne produiraient de l’hydrogène que quand il y a trop de vent ou trop de soleil et que le réseau ne peut absorber cet excédent d’énergie. Pendant combien d’heures par an ? 3 % du temps ? 6 % du temps ?
    Quelle serait la rentabilité d’un investissement dans des équipements qui travaillent si peu ?
    Et quel est le prix de l’hydrogène obtenu par électrolyse ? Tant qu’il sera supérieur au prix de l’hydrogène obtenu par vaporeformage de produits pétroliers, c’est ce dernier qui sera préféré, à moins que des subsides payés par la collectivité viennent encore fausser le jeu de la concurrence.
    Le titre de cet article “Le power-to-gas, une solution d’avenir” devait être suivi de nombreux points d’interrogation et ne pas se présenter comme une affirmation.

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      Votre estimation, basée sur absolument rien, expliquant que d’après vos pourcentages de temps où il y a des excédent durant seulement 6 ou 8% du temps, sortis d’on ne sait où, ne vaut que ce sur quoi votre allégation est basée, c’est-à-dire absolument rien !!

      Il manque le principal pour dire la proportion du temps durant lequel l’éolien fournirait une production excédentaire…. la fraction du mix énergétique assignée à cette source d’énergie en premier lieu et ce n’est pas tout. Cela se comprend facilement en virtualisant les deux cas extrêmes suivants.
      Cas minima :
      Nous demandons 1% de notre mixe à l’éolien, disons une seule éolienne dans le pays pour faire simple. Et nous constaterons quelque soient les vents de tempêtes même quotidiens que la production de notre malheureuse éolienne ne produira aucun excèdent par rapport à ce que l’on attend d’elle.
      Cas maxima :
      Nous exigeons de la source éolienne qu’elle fournisse disons 99% de notre mixe électrique et nous installons un nombre d’éolienne de chiffrant en millions d’exemplaires pour que même par vent faible on obtienne nos 99%. Il est évident que dès que le vent ne sera pas faible, soit certainement au moins 80% du temps nous obtiendrons en sortie de nos machines des millions de fois ce dont nous avons besoin que nous pourrons transformer en hydrogène.
      En dehors de ces deux cas d’école totalement aberrent mais qui mettent en évidence ce qu’il faut savoir pour se permettre de dire la proportion dans le temps d’un éventuel excèdent.
      1) définir la part du mixe allouée à la source éolienne
      2) définir le vent moyen du foisonnement.
      3) décider en fonction de ce vent moyen et de ce dont on dispose en ressource de remplacement du nombre de moulins à répartir, et où dans la surface du territoire.
      Nous saurons alors la hauteur de l’excèdent sur lequel on peut compter et comment il sera réparti statistiquement dans le temps sur le cycle annuel (proportion sur les 8766 heures de l’année)

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    Contrairement à ce qu’indique D. Guérin dont les données ne sont pas à jour, ne correspondent pas à la pratique et sont donc erronées, le nucléaire n’a quasiment aucun intérêt dans la production de chaleur puisque la distance moyenne entre une centrale et une ville est d’environ 150 km en France. Par ailleurs s’il est question de pompes à chaleur, le Cop moyen est à peine de 3 en pratique quand il est supérieur pour les réseaux de chaleur et très nettement supérieur en solaire thermique (on passe d’un Cop de 3 à 80 dans les meilleurs cas et on sait faire du stockage inter-saisonnier tout comme des réseaux de chaleur basse température pour augmenter encore les rendements et ce à des prix qui sont par exemple au Danemark de 20 à 30 euros le MWh mais certes plus chers en France qui est en retard dans ce domaine à cause de l’ancien monopole nucléaire et ses importants gaspillages en énergie)

    De plus la Cours des compte estime le MWh EPR autour de 130 euros et le président d’EDF déclare lui-même que le nucléaire est trop cher (entretien aux Echos du 20 janvier dernier). Ce n’est d’ailleurs pas un hasard si ce groupe comme d’autres investissent massivement dans les renouvelables en France comme dans le monde dont les chiffre d’affaires sont en plus forte croissance que le nucléaire qui n’occupera qu’une part très réduite dans le monde (4 à 8%) comme les compilation du Giec le rappellent.

    Le rendement de l’électrolyse est de plus de 90% et celui de la méthanation (P2G) de plus de 82%.

    Si Joe Martin a raison de souligner l’aspect eau, son erreur est de comparer la durée de vie des nuages qui est très courte en terme d’effet de serre (de quelques mois maxi) au C02 (plus d’une centaine d’années). L’hydrogène n’a de toutes façon pas vocation à être la solution universelle mais une des solution incontournables.

    Quant à Studer, alias Student et autres multiples pseudo qu’il emploie c’est un incompétent notoire en matière d’énergie qui se plaît à intervenir un peu partout depuis des années pour répandre des fake news et qui est incapable de débattre sur tel ou tel sujet, il se défile chaque fois puisqu’il n’est rien d’autre qu’un troll diffuseur de fausses informations et il n’est pas nécessaire qu’il change chaque fois son pseudo on connaît ses bêtises et copiés/collés par coeur !

    Le prix d’un plein hydrogène est actuellement de 50 euros et selon Air Liquide et autres études sur le secteur inférieur à 25 euros avant 2030.

    L’hydrogène est indispensable en substitution partielle, voire plus, du gaz dans le réseau, pour l’industrie, les transports lourds, longue distance etc. C’est entre autres le cas des trains (Alstom etc) avec des coûts inférieurs au caténaires et à leur entretien.

    Il est stockable en grandes quantités notamment en cavités comme le fait Storengy filiale d’Engie et bien d’autres.

    De nombreuses études scientifiques (Stanford, LTU etc) comme économiques (DIW, Groupe Lazard etc) démontrent que le prix des renouvelables est moins cher que le nucléaire et que c’est de plus en plus le cas stockage inclus. Si ce n’était pas le cas le secteur nucléaire ne chercherait pas d’autres approches comme les petits réacteurs et ne demanderait pas une fois de plus d’importantes aides et soutiens d’Etats qui n’ont jamais cessé malgré que ce soit une énergie déployée en France massivement depuis le début des années 70 et alors que les renouvelables n’ont vraiment démarré en France qu’après le Grenelle de l’Environnement soit en pratique en 2011 et 2006 en Allemagne. Donc pour comparer objectivement il faut en tenir compte sinon on fait du lobbying et çà n’a aucun intérêt.

    Quelle que soit l’énergie, l’approche la plus efficiente techniquement comme économiquement est celle basée sur le réseau européen et plus Entso-e (électricité), Entso-g (initialement gaz et à l’avenir toutes sources de bométhane, hydrogène etc), réseau de chaleur/froid, micro-réseaux, stockage etc.

    Le Royaume-Uni a d’ailleurs bien relevé qu’un Brexit de l’énergie lui serait très coûteux alors que les échanges et marché de l’énergie en Europe permettent de tendre vers les prix les plus bas de l’énergie. Cela se pratique depuis très longtemps à juste titre.

    L’étude des meilleures approches se fait par modélisation alors qu’initialement on a parfois implanté des éoliennes sans cette approche qui est nécessaire.

    L’intermittence n’est pas un problème au plan européen dans les modélisations les plus avancées qui tiennent compte des 7 régimes de vent en grande partie complémentaires en Europe (pas encore connectés de manière optimale) et du solaire (pas encore non plus exploité de manière optimale en Europe).

    Mais c’est un aspect déjà ancien puisque les avancées technologiques et la baisse des coûts font que l’on passe aux bâtiments à énergie positive obligatoire et neuf et en rénovation dès le 1er janvier 2021 notamment. C’est aussi une tendance mondiale qui accélère.

    Ce type de bâtiments, en plus des réseaux de chaleur/froid, du développements des échanges d’énergie et de stockage “locaux”, des micro-réseaux etc sont une approche devenue la plupart du temps plus pertinente techniquement et économiquement qu’un réseau uniquement centralisé plu spécifique au nucléaire.

    La bonne approche est également liée à une agriculture plus locale, donc la production de biogaz via cette agriculture, certaines industries, les centrales d’épurations (potentiel 140 TWh/an dans le cas d’hydrolyse hydrothermale en plus de ses avantages, récupération de phosphore, phosphates etc qui vont manquer, épuration des eaux etc), les anciennes décharges etc. Et c’est là aussi impératif et indépendant du nucléaire mais très complémentaire aux renouvelables et à leur meilleur bilan.

    Au Royaume-Uni des études démontrent qu’un immeuble reçoit à l’année 3 fois plus d’énergie qu’il n’en consomme au total, donc plus en France. Il est donc absurde de passer systématiquement par un méga réseau coûteux (plus de 33% de la facture en moyenne) quand on dispose de plus en plus de solutions compétitives locales et beaucoup plus sûres en terme de fourniture d’énergie. Le stockage thermique inter-saisonnier est employé à bas prix avec succès de puis plus d’une décennie. Les réseaux de chaleur depuis plus d’un siècle et ils permettent de lutter contre la précarité énergétique majoritairement due aux chauffages électriques et chauffes-eau de type “grille-pain” au rendement nul, qu’ils soient pilotables ou pas.

    Un bâtiment à énergie positive ne coûte pas beaucoup plus cher qu’un bâtiment classique, il est même parfois au même prix. Par contre il est beaucoup moins cher en charges et sur la durée et permet à des populations de revenir vers les centres-ville comme on le constate. Pour un logement moyen on passe d’une facture moyenne d’énergie de 800 euros/an à moins de 150 euros.

    En bref il y beaucoup à faire en terme de chaleur/froid, et l’éternel débat depuis une quinzaine d’année de nos vendeurs de nucléaire qui prennent l’éolien comme bouc émissaire pour cacher leurs limites techniques et économiques, intérêts et défaillances et incapacités à s’adapter aux changements technologiques et économiques est particulièrement lourd et inutile face aux réalités, d’autant plus que 60% du marché nucléaire mondial est tenu par Rosatom soutenu à 100% et à hauts-risques par le Kremlin, qui sera sans doute dépassé par la Chine dans les 20 ans à venir et qui capte quasiment le reste du marché quand nos EPR restent quasi invendables sinon avec des concessions à nos dépens. Le reste n’est que du lobbying nucléaire français qui nous fait perdre du temps au lieu de s’adapter et d’aller plus rapidement vers les meilleures solutions qui nécessitent d’avoir une approche compétente et indépendante et non celles de trolls répétant les mêmes âneries depuis une quinzaine d’années !

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      Je me permettrait d’ajouter une chose (bien que j’ai bien d’autres arguments à faire valoir pour les ENR comme par exemple que c’est la seule solution donnant à chaque pays son indépendance énergétique contrairement au nucléaire ou 100% du combustible doit être importé).
      Simple démonstration du coût au moins 4 fois plus élevé du wattEPR que du wattENR :
      Les données du problème :
      Nucléaire :
      Cout EPR : 12,4 G€ Délai de réalisation 2007 à 2021 : 14 ans
      Puissance de production théorique 1,6 GW Facteur de charge 75% (mais même à 100% sans maintenance ni rechargement d’uranium ni incidents…. Ça ne fera pas le poids. Noter que le facteur de charge du parc existant n’a été en 2019 que de 68%) Puissance réelle : 1,2 GW
      Production annuelle : 10,5 TWh

      Parc éolien :
      Coût d’une éolienne de 2 MW : 1 M€ Facteur de charge moyen France de l’éolien : 25%
      On peut donc construire plus de 10 000 éoliennes avec ce que coûte (a déjà couté sans produire) l’EPR de Flamanville. Puissance théorique 20 GW, puissance réelle 5 GW
      Production annuelle : 43,8 TWh soit 4 fois plus que le nucléaire de l’EPR
      Ajoutez à cela que le parc peut produire au bout de 2 ans seulement, car moins de deux ans suffisent pour construire une éolienne et la raccorder. Aujourd’hui l’étape la plus longue de la construction d’une éolienne est représentée par les délais imposés par les recours juridiques systématiques.

      Le coût du MWh solaire ayant rejoint celui de l’éolien depuis 2018 le résultat est le même pour le solaire

      Il faut estimer le coût du stockage si tant est qu’il faille stocker car le stockage est un fantasme inventé par le nucléaire, qui ne sachant pas quoi faire de son électricité la nuit, la stocke sous forme de chaleur la nuit dans les millions de m3 d’eau sanitaire. Il suffit par ailleurs de consulter systématiquement les courbes fournies par RTE pour voir que part vent fort l’éolien (bien qu’encore très mal réparti en France) la production est jusqu’à 5 fois celle du vent moyen au niveau duquel il « faudra » équipé le parc pour qu’il fournisse le besoin dans le mixe qui lui aura été assigné. En conséquence par vent fort il y aura une puissance colossale à stocker avec cette électricité quasi gratuite ce qui rendra probablement intéressant le stockage H2 malgré la piètre conversion E->H2->E de 40%. Ajoutez-y que dans les ENR le biogaz est dans un état stocké dès sa production et son potentiel, peu développé en France (1,8 % du mixe électrique) qui l’est 5 fois plus en Allemagne, permettrait d’alimenter exclusivement par ce moyen le pays par temps calme et couvert anticyclonique durant 3 mois au moins chaque année avec la méthanisation des simples déchets agricoles. Actuellement l’Allemagne dont le biogaz représente déjà 8,4% du mixe électrique peut assurer son besoin électrique à 100% par cette source 1 mois par an. N’oubliez pas non plus les ENR constants ou presque, avec les solutions marémotrices, les hydroliennes, les houliennes, et n’oubliez pas non plus l’hydraulique de barrage qui marche déjà fort bien….. autant de solutions qui rendent ridicule l’insistance des nucléocrate sur le caractère intermittent lui aussi ridicule puisqu’il s’agit de variabilité et pas d’intermittence qui est le « tout ou rien » présenté aussi de façon toute aussi ridicule comme aléatoire, avec une météo datant de l’âge de la hache de pierre, peut-être, mais plus aujourd’hui. Il y a beau temps que l’on sait ce que le vent attendu demain va produire, et où (façade maritime Nord, Ouest, Sud ? Et dans l’intérieure même chose). La même météo va aussi nous donner la couverture nuageuse et…. Il est temps de revenir au XXI e siècle au lieu de bétonner sur le XXe qui a bien fait son boulot, merci, au revoir.

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    Bonjour, Energie+.
    Le moins que l’on puisse dire, c’est que vous vous cachez derrière un pseudo. Ce n’est pas mon cas.
    Vous écrivez beaucoup mais avec très peu de chiffres et quand il y en a, ils sont faux:
    Où avez vous vu un rendement d’électrolyse de 90%???
    Mes 5,1 kW.h/ pour 89 g d’hydrogène sont issus de l’air liquide, plus gros producteur français d’hydrogène par électrolyse, Soit 58% de rendement pour un gaz qui n’est: ni comprimé, ni liquéfié, ni transporté, ni distribué, ni taxé.
    Vous parlez du rendement nul des “grilles pain”. J’ai le regret de vous informer que tous les systèmes de chauffage à effet Joule ont un rendement de 100%. Si vous n’êtes pas d’accord, merci de me dire où peuvent bien partir les pertes (1-rendement).
    Si les renouvelables sont moins chers et moins émetteurs de CO2 que le nucléaire, merci de me dire pourquoi tous les pays très équipés (Allemagne, Danemark, Irlande du nord…) ont de l’électricité beaucoup plus chère que nous et pourquoi leur production de cette électricité émet 2 à 3 fois plus de CO2 que la notre.
    Pour faire un plein d’hydrogène à 50 €, vous en aurez 3 kg à la pompe où c’est vendu 15 € le kg sans TICPE.
    Avec ces 3 kg, vous disposerez de 360 MJ (soit 100 kW.h thermiques) qui vous en laisseront 60 en électricité sortant d’une pile à combustible puis 54 à la sortie d’un moteur électrique, ou entre 25 et 30 à la sortie d’un moteur thermique.
    Ce même moteur thermique, pour produire 54 kW.h d’énergie mécanique à besoin de 16 kg d’essence ou de gazole (20 mitres) coûtant 30 € aujourd’hui avec 200% de taxes.(10 € HT) votre voiture à hydrogène, 3 fois plus chère qu’une voiture thermique va donc coûter 5 fois plus cher en carburant hors taxe. il va donc falloir attendre un peu que les prix baissent…
    Connaissez vous le prix d’une éolienne et sa production sur sa durée de vie? c’est 5 fois plus cher par kW.h qu’une centrale nucléaire et ça serait 10 fois s’il fallait ajouter le système de stockage pour avoir du courant quand il y en a besoin et pas quand il y a du vent.

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    @Energie+
    Le chauffage électrique n’est pas une spécificité française. On le trouve beaucoup au Canada, en suède, en Norvège, en Finlande : http://www.sfen.org/rgn/finlande-debarrasse-charbon-grace-nucleaire
    Toutes les autres solutions que vous recommandez pour le chauffage des bâtiments requièrent de lourds investissements et subventions publiques. De même pour le biogaz dont le tarif de rachat se trouve être élevé (plus de 130 euros/MWh) et les installations très subventionnées. De plus, les aides pour le nucléaire, rapportées au MWh produit, sont très inférieures aux aides pour les renouvelables (intermittents). De nombreux rapports de commissions sénatoriales l’attestent. Relisez-les !

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    Tandis qu’un EPR ne coute rien, n’est pas subventionné, et produit une électricité gratuite, ne produit aucun déchet d’une durée de vie de plus de 5 minutes, et enfin nous donne l’indépendance énergétique car le Kazakhstan, l’Australie, le Niger, et le Canada sont des départements français.
    C’est étrange comme le poids des investissements est élastique selon qu’il s’agisse de nucléaire ou d’ENR dans vos écrits

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