NCSH a écrit :Obamot a écrit :Bonjour et merci beaucoup pour ce partage et cette vision du futur...
Je partage l’idée que le meilleur rendement sera atteint par le solaire thermodynamique, parce qu’il est stockable directement sous forme de chaleur jusqu’à 5 jours (ce qui permet de résoudre le facteur de charge). Les 15% pour l’U.E. me semblent peu avec des lignes à courant continu avec peu de pertes, voir en lignes supraconductrices. Ainsi une ceinture de centrales prenant le relais les unes après les autres, donnerait un approvisionnement continu pouvant permettre de résoudre en partie le facteur de charge qui fait défaut aux EnR.
Le solaire thermodynamique nous réserve encore beaucoup de surprises, malgré un parcours chaotique depuis plus de 50 ans.
En particulier, il se prépare une nouvelle génération de centrale électrique à tour et miroirs orientables, avec des rendements thermodynamiques tutoyant les 50 %, atteint à environ 700 / 750 °C associés à un stockage de la chaleur pour environ 16/18 H.
Mais ce sera surtout pour produire du courant la nuit, dans le cadre de complexes intégrés, comme dans les réalisations Noor Ouarzazate au Maroc, aux Emirats Arabes Unis, ... que pourrait être le futur de ce genre de projets.
Le coût de production a enfin lui aussi baissé et atteint désormais le seuil de 100 $/MWhé et devrait encore baisser dans de futurs projets.
Vous évoquez la possibilité d'un stockage de 5 jours. Outre les quantités de sels fondus ( ou mieux de particules de silice ou d'alumine pour pouvoir restituer des températures de 700 °C ), si les Chinois et d'autres devaient deployer des réacteurs nucléaires au Thorium, il se poserait le problème de la ressource de sels fondus ; mais surtout, 5 jours, ce n'est pas suffisant pour compenser les épisodes de carences de vent et soleil en période hivernale de notre climat dit tempéré.
Peut-être cela suffirait-il pour les pays du Sud de l'Europe, mais au coeur de l'Europe, il s'agit d'au moins 15 journées complètes : c'est désormais, depuis début 2020, un chiffre quasi officiel mentionné dans les rapports TYNDP 2020 et 2022.
Cette contrainte de pouvoir produire massivement de l'électricité durant des épisodes hivernaux prolongés appelés par les anglo-saxons "cold spell","dark doldrum" et par les allemands "kalt dunkelflaute" a jusque là été totalement négligé par la quasi totalité des promoteurs de l'électricité renouvelable dans les pays tempérés.
Cela nécessitera, pour préciser ce sujet mal connu durant la décennie qui vient, de complexes et longues études mêlant données historiques météorologiques et fonctionnement de réseaux électriques dans des circonstances rares où les besoins d'électricité par temps froid implique le fonctionnement intensif de pompes à chaleur pour plus de 50 % des logements, des proportions très élevés de véhicules individuels électrifiés, en plus des niveaux actuels de consommations d'électricité.
Seul et unique solution : les stockages massifs souterrains de gaz naturel ou méthane de synthèse voire même de l'hydrogène ( pour les pays disposant d'un potentiel géologique très important pour creuser de nouvelles cavités salines ) peuvent garantir en fin de l'hiver de telles quantités d'énergies. Le méthane de synthèse gardera un avantage incomparable de pouvoir stocker la production estivale pour l'hiver grâce à sa densité volumétrique 4 fois plus élevée que l'hydrogène, ce qui le rendra 5 fois moins couteux que l'hydrogène dans ce genre de cas de stockage inter-saisonnier : 5 €/MWhth contre 25 pour l'hydrogène, selon un rapport de Bomberg NEF de 2020.
J’apprécie vraiment votre éclairage du champ des possibles qui remet les pendules à l’heure.
Je crois en effet que vous avez raison, j’ai pêché par optimisme (et idéalisme...) c’est mon péché minion. (
)Puisque l’on en parle souvent, la solution sera à l’évidence dans un mix énergétique misant sur les complémentarité, et heureux que les baisses de coût sur la filière hydrogène la rende de plus en plus attractive.
