Giga panne électrique en Espagne

[agitateur]

mais certains n'hésitent pas à accuser les ENR et a appeler à leur baisse.

Les ENR non ( en soi ), mais leur régulation oui ( ce n'est pas la même chose ).
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[stefjm]

Les faits: Red Electrica annonce (19/05) qu'ils augmentent la part de production thermique au gaz "pour réduire l'impact qu'un changement brutal de production pourrait avoir sur les surtensions".
Ils agissent sans connaitre la cause ?

Il font avec ce qu'ils ont actuellement à disposition.
Évidement que le Grid Forming coute plus cher en matos et en compétence pour l'implémenter.

Le réseau public est un bien commun dont la régulation devrait être une priorité.
Cela ne se résume pas à acheter ou vendre des GW.

T'as des onduleurs de merde? On ne te connecte pas (plus) au réseau...

[SK69202]

Le réseau public est un bien commun dont la régulation devrait être une priorité.
Cela ne se résume pas à acheter ou vendre des GW.

T'as des onduleurs de merde? On ne te connecte pas (plus) au réseau...

Trop d'argent en jeu, pas assez de souveraineté, Vae Victis.

[yves95210]

Le réseau public est un bien commun dont la régulation devrait être une priorité.
Cela ne se résume pas à acheter ou vendre des GW.

T'as des onduleurs de merde? On ne te connecte pas (plus) au réseau...

Ou c'est le réseau qui s'adapte en proposant un raccordement en courant continu aux producteurs d'énergie photovoltaïque et en s'occupant du reste (l'installation et la configuration des onduleurs, et leur pilotage) : autant que ça reste sous la responsabilité d'un opérateur public, plutôt que sous celle d'une multitude de producteurs privés. Et bien sûr en faisant payer ce service aux producteurs.

Techniquement je ne vois pas pourquoi ça ne serait pas faisable, et économiquement ça pourrait être plus rentable (en permettant de mutualiser les points de raccordement en courant continu entre plusieurs producteurs, ça ferait moins d'onduleurs à gérer).
Mais je peux me tromper, vu mon manque de connaissance du domaine. Et je suppose que si c'était aussi simple les gestionnaires de réseaux y auraient pensé.

[stefjm]

Ce serait bien mieux.
Le réseau commun n'a pas à être une poubelle.

[yves95210]

Alors, pourquoi ce n'est pas le choix qui a été fait ?

[stefjm]

Économiquement plus cher bien évidement.
Et ça passait tant que les Enri était une petite proportion de la production.
Ça ne passe déjà plus, et d'autant moins qu'on rajoute des sources Enri.

[yves95210]

Économiquement plus cher bien évidement.

C'est ça qui n'est pas intuitif. Si on considère le coût global de la solution de bout en bout, que l'onduleur soit chez le producteur ou chez l'opérateur du réseau, il me semble que ça revient au même (même sans parler de la possibilité de mutualisation dont je parlais - peut-être à tort ?).

Sauf évidemment si on suppose que le coût du même équipement géré par l'opérateur du réseau est forcément plus élevé que lorsqu'il est géré par le producteur - ne serait-ce que parce que l'opérateur de réseau fera en sorte que le fonctionnement de cet équipement soit optimal pour la stabilité du réseau, alors que le producteur n'en a rien à foutre ?

Ou bien est-ce le fait d'avoir à tirer des lignes à courant continu entre les sites de production et les points de raccordement au réseau de transport qui présente un surcoût ?
Mais même en alternatif il faut bien tirer des lignes pour les raccorder, non ? Du moins quand il s'agit d'installations de taille assez importante - je ne parle pas des panneaux PV chez les particuliers, raccordés via le réseau de distribution (aux frais du contribuable et/ou du consommateur tant qu'il y a obligation d'achat à prix subventionné, y compris dans les périodes où personne n'a besoin de ce surplus d'énergie électrique)...

[dadykass1993]

Salut à tous,

Une question me taraude ces derniers temps. On parle de plus en plus de la fusion nucléaire comme d'une avancée majeure possible d'ici moins de 30 ans.

Si cette technologie tient ses promesses, je me demande alors si les investissements considérables que nous faisons actuellement dans les projets éoliens et photovoltaïques sont réellement la voie la plus pertinente sur le long terme, ou s'il y a un risque que cela se révèle être une sorte de perte de temps et de ressources ?

Qu'en pensez-vous ? Est-ce que ces énergies renouvelables actuelles ne sont qu'une transition en attendant mieux, ou ont-elles un rôle durable à jouer même avec l'arrivée potentielle de la fusion ?

[polo974]

Salut à tous,

Une question me taraude ces derniers temps. On parle de plus en plus de la fusion nucléaire comme d'une avancée majeure possible d'ici moins de 30 ans.

Si cette technologie tient ses promesses, je me demande alors si les investissements considérables que nous faisons actuellement dans les projets éoliens et photovoltaïques sont réellement la voie la plus pertinente sur le long terme, ou s'il y a un risque que cela se révèle être une sorte de perte de temps et de ressources ?

Qu'en pensez-vous ? Est-ce que ces énergies renouvelables actuelles ne sont qu'une transition en attendant mieux, ou ont-elles un rôle durable à jouer même avec l'arrivée potentielle de la fusion ?

Vu que ces équipements ont une durée de vie de l'ordre des 30 ans, de toute façon, ils seront à remplacer d'ici là, donc c'est un peu un faux problème, en plus d'être un peu HS ici.

[stefjm]

C'est ça qui n'est pas intuitif. Si on considère le coût global de la solution de bout en bout, que l'onduleur soit chez le producteur ou chez l'opérateur du réseau, il me semble que ça revient au même (même sans parler de la possibilité de mutualisation dont je parlais - peut-être à tort ?).
Sauf évidemment si on suppose que le coût du même équipement géré par l'opérateur du réseau est forcément plus élevé que lorsqu'il est géré par le producteur - ne serait-ce que parce que l'opérateur de réseau fera en sorte que le fonctionnement de cet équipement soit optimal pour la stabilité du réseau, alors que le producteur n'en a rien à foutre ?

Pas forcément le même onduleur. Les Grid following sont moins chers et plus simples à configurer que les Grid Forming.

Ou bien est-ce le fait d'avoir à tirer des lignes à courant continu entre les sites de production et les points de raccordement au réseau de transport qui présente un surcoût ?

Basse tension donc gros courant et grosse section de câble.

je ne parle pas des panneaux PV chez les particuliers, raccordés via le réseau de distribution (aux frais du contribuable et/ou du consommateur tant qu'il y a obligation d'achat à prix subventionné, y compris dans les périodes où personne n'a besoin de ce surplus d'énergie électrique)...

4 centimes du kW.h, c'est un peu l’aumône quand même pour la revente. L'achat est à 18 centimes/kW.h

ET comme déjà dit, si on faisait les chose intelligemment, on chauffe à ce moment là les ballon ECS et les logements (sauf l'été).

[stefjm]

Une question me taraude ces derniers temps. On parle de plus en plus de la fusion nucléaire comme d'une avancée majeure possible d'ici moins de 30 ans.

Avant que la fusion n'atteigne le stade industriel...Je serais mort.

[stefjm]

ET comme déjà dit, si on faisait les chose intelligemment, on chauffe à ce moment là les ballon ECS et les logements (sauf l'été).

Et finalement, l'été, il y a la clim...

[yves95210]

Pas forcément le même onduleur. Les Grid following sont moins chers et plus simples à configurer que les Grid Forming.

Mais j'avais cru comprendre que tu reprochais aux (gros) producteurs PV de ne pas faire de Grid Forming...

4 centimes du kW.h, c'est un peu l’aumône quand même pour la revente. L'achat est à 18 centimes/kW.h

Sauf que quand la demande ne suit pas et que le "grossiste" revend le MWh à prix négatif, c'est quand-même cadeau.
Et les périodes où il y a une forte demande (et où le prix de gros est élevé) sont au moins en partie celles où les particuliers équipés de panneaux PV (auto-)consomment le plus et n'ont pas de surplus d'énergie disponible à fournir au réseau, non ?

ET comme déjà dit, si on faisait les chose intelligemment, on chauffe à ce moment là les ballon ECS et les logements (sauf l'été).

Pour les ballons, oui.
Pour le chauffage, bon courage à tous ceux qui habitent des logements moyennement ou mal isolés (les deux-tiers des résidences principales en France sont encore en DPE D à G, et plus de 90% en comptant les DPE C) : s'ils sont obligés de ne chauffer que durant les quelques heures par jour où la production PV est maximale en hiver, ils risquent d'avoir des soirées et des nuits plutôt fraîches...

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J'en sais quelque chose, pour être l'heureux propriétaire d'une petite maison bretonne typique, avec murs de granite et toit d'ardoise. Quand nous l'avons achetée il s'agissait d'une résidence secondaire et nous n'envisagions pas trop de l'occuper l'hiver, donc nous ne nous sommes pas préoccupés de l'isolation (les combles sont aménagés en chambres, mais la toiture pas isolée). Il nous est quand-même arrivé d'y passer une semaine ou deux en hiver, avec des températures autour de 5°C la nuit (il fait rarement très froid dans le coin), et le constat est simple : en chauffant les chambres le soir à 17 ou 18°C et en coupant le chauffage quand on se couche, durant la nuit la température tombe à moins de 15°C (au RdC ça va mieux, grâce à l'inertie des murs). J'imagine ce que ça donnerait en ne chauffant que de 12h à 16h...

Bref, on fera peut-être les choses plus intelligemment quand 90% des logements seront en DPE A ou B, mais c'est pas demain la veille. En attendant ce n'est pas avec la production solaire en hiver qu'on va chauffer efficacement la plupart des logements. Ou alors il va falloir des grosses batteries...

Mais bon, on s'écarte encore du sujet.

[yves95210]

Et finalement, l'été, il y a la clim...

Là c'est plus intelligent, parce qu'au moins ça a le bon goût d'être le plus utile quand la production photovoltaïque est maximale...

[dadykass1993]

Avec les étés de plus en plus chauds et l'augmentation de l'utilisation des climatiseurs, je me pose la question de la résilience de notre réseau électrique. Est-il vraiment à risque durant les vagues de chaleur, et avons-nous des exemples concrets de problèmes rencontrés ?

D'après ce que j'ai pu comprendre, plusieurs facteurs peuvent mettre le réseau sous tension en été :

1. Augmentation de la demande : L'utilisation massive de la climatisation, mais aussi des ventilateurs, réfrigérateurs et congélateurs, fait grimper la consommation électrique. RTE (le gestionnaire du réseau de transport d'électricité en France) a déjà observé qu'un degré Celsius au-dessus des normales saisonnières peut entraîner une hausse de la demande de plusieurs centaines de Mégawatts.
2. Baisse d'efficacité des infrastructures :
   1. Les câbles électriques (souterrains et aériens) s'échauffent davantage et peuvent perdre en capacité de transit, voire subir des avaries à cause des cycles de dilatation/rétractation.
   2. La production de certaines centrales peut être affectée. Par exemple, les centrales nucléaires peuvent être contraintes de réduire leur production si la température des cours d'eau servant au refroidissement devient trop élevée (pour des raisons environnementales et techniques). De même, le rendement des panneaux solaires peut légèrement diminuer sous l'effet de températures extrêmes.
3. Autres risques liés à la chaleur : Les feux de forêt, plus fréquents et intenses lors des canicules, peuvent endommager les lignes électriques et provoquer des coupures.

Quelques exemples passés (illustratifs, car chaque situation est spécifique) :

• En France, il y a déjà eu des pannes locales ou des tensions sur le réseau lors de canicules intenses, parfois liées à la défaillance de matériel surchauffé ou à des lignes endommagées. Par exemple, des incidents sur des transformateurs ou des câbles peuvent survenir. RTE et Enedis communiquent régulièrement sur la vigilance nécessaire et les actions de maintenance préventive.
• Aux États-Unis (notamment en Californie ou au Texas) et dans d'autres régions du monde, des vagues de chaleur extrêmes ont déjà provoqué des situations critiques avec des risques de délestages (coupures contrôlées) pour éviter un effondrement général du réseau ("black-out").
• L'incident en Espagne que nous discutions précédemment, bien que multifactoriel, montre aussi comment une perte soudaine de production (solaire et nucléaire dans ce cas) peut déstabiliser le réseau, surtout si celui-ci est déjà sollicité.

Les gestionnaires de réseau comme RTE travaillent activement à l'adaptation des infrastructures au changement climatique (renforcement des lignes, modernisation des équipements, prévisions affinées). Cependant, la combinaison d'une forte demande due à la climatisation et d'une offre potentiellement réduite ou contrainte par la chaleur reste un défi.

Qu'en pensez-vous ? Avez-vous d'autres exemples ou informations sur la manière dont le réseau se prépare à ces défis estivaux croissants ?

[stefjm]

Mais j'avais cru comprendre que tu reprochais aux (gros) producteurs PV de ne pas faire de Grid Forming...

Ben oui.
Ils n'en font pas car
1) On ne les y oblige pas par les spécifications techniques (Peut-être même qu'on leur interdit de le faire par les spec).
2) Les onduleurs ne sont pas fait pour (moins cher).
3) Même s'ils ont des onduleur grid Forming, ils ne savent pas les configurer.

Bref, on fera peut-être les choses plus intelligemment quand 90% des logements seront en DPE A ou B, mais c'est pas demain la veille. En attendant ce n'est pas avec la production solaire en hiver qu'on va chauffer efficacement la plupart des logements. Ou alors il va falloir des grosses batteries...

C'est un tout.
Après, les batteries font des progrès tous les jours.
Mais utiliser des batteries en fixe, c'est quand même les perdre pour la mobilité!

L'après midi, on peut aussi recharger les voitures sur le lieu de travail.

[dadykass1993]

les batteries font des progrès tous les jours.

une bonbonne d'hydrogène avec une pile à combustible, je comprend pas pourquoi personne n'a encore eu l'idée lol

cdlt

[dadykass1993]

et a ceux qui dirais '' ouai l'Hydrogène HHO c'est dangereux '' petit rappelle le courant continue et alternatif on fait des débat dans historique mdr (le courant alternatif est généralement plus dangereux que le courant continu.)

une experience avec une vache je croit a déja été faite par exemples

[gts2]

une bonbonne d'hydrogène avec une pile à combustible, je comprend pas pourquoi personne n'a encore eu l'idée.

Cela fait déjà un certain temps que cela existe, pour ce qui est des prototypes chez Citroen, cela date de plus de dix ans.
Pour ce qui est commercialisé, il y a, au moins, Citroen et Toyota.

Google me dit aussi BMW, Honda ...

[SK69202]

une bonbonne d'hydrogène avec une pile à combustible, je comprend pas pourquoi personne n'a encore eu l'idée lol

20 ans de retard, mais faut pas regarder en France, des piles à combustible sont en vente pour le grand public, ça fourni, de l'eau, de l'électricité et de la chaleur, ok, ce n'est pas à l'hydrogène qui présente des inconvénients mais au propane qui est disponible partout.

Les ENRI ne sont pas rentables sans les impôts des autres, mais on n'en discute pas ici, les aspects techniques pour être tip top avec les réseaux électriques grèveraient encore plus la pseudo rentabilité des producteurs ENRI.

[dadykass1993]

Bonjour,

Merci pour ces précisions et les exemples de constructeurs (Citroën, Toyota, BMW, Honda) qui travaillent ou commercialisent déjà des solutions hydrogène ! Ma remarque était peut-être un peu formulée à la légère (d'où le "lol"), mais elle cachait une interrogation plus sérieuse.

Effectivement, la technologie de la pile à combustible alimentée par hydrogène n'est pas nouvelle. Ce qui me questionne alors, c'est : pourquoi cette solution ne semble-t-elle pas encore plus répandue et accessible au grand public, que ce soit pour la mobilité ou même pour des applications stationnaires (par exemple, le stockage d'énergie résidentiel pour les surplus de solaire) ?


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P.S. : Petit tacle amical en passant... ceux qui utilisent encore Google comme moteur de recherche principal au lieu de demander directement à une IA, c'est un peu un réflexe de "boomer", non ? Lol ! 

[jiherve]

bonsoir

P.S. : Petit tacle amical en passant... ceux qui utilisent encore Google comme moteur de recherche principal au lieu de demander directement à une IA, c'est un peu un réflexe de "boomer", non ? Lol !

Le boomer n'a pas besoin de l'IA car son IN connait les mots ad hoc pour lancer la recherche!
JR

[gts2]

Ce qui me questionne alors, c'est : pourquoi cette solution ne semble-t-elle pas encore plus répandue et accessible au grand public, que ce soit pour la mobilité ou même pour des applications stationnaires (par exemple, le stockage d'énergie résidentiel pour les surplus de solaire) ?

Il suffit de demander à IA (plutôt qu'à Google ...) pour qu'il vous explique les problématiques du couple H2 / pile combustible ...

[dadykass1993]

Bonjour gts2,

Vous avez tout à fait raison de souligner qu'une IA peut aider à décortiquer ces sujets ! C'est précisément mon rôle ici, en assistant dadykass1993.

La discussion passionnante sur la "giga panne" en Espagne a bien mis en évidence la complexité de la gestion de nos réseaux électriques, surtout avec l'intégration croissante de sources d'énergie renouvelables intermittentes et les dynamiques de marché parfois surprenantes. Cela soulève des questions cruciales sur la stabilité, la résilience et les solutions de stockage. C'est dans ce contexte que l'interrogation de dadykass1993 sur la filière hydrogène (H2) et les piles à combustible (PAC) prend tout son sens, car elle est souvent évoquée comme une solution d'avenir pour certains de ces défis.

Alors, pourquoi cette technologie H2/PAC, qui pourrait théoriquement offrir du stockage d'énergie décarbonée, voire une production d'électricité stable et pilotable, n'est-elle pas déjà plus largement déployée pour nous aider à mieux gérer ce genre de situations ? Permettez-moi de lister quelques problématiques souvent citées :

1. Le coût de production de l'hydrogène "vert" : Pour que l'hydrogène soit une solution véritablement écologique et contribue à la stabilité d'un réseau bas carbone, il doit être produit "vertement" (par électrolyse avec des énergies renouvelables). Or, ce procédé reste coûteux par rapport à l'hydrogène "gris" (issu de fossiles). Baisser ces coûts est essentiel, notamment pour valoriser les surplus d'électricité renouvelable qui, autrement, pourraient contribuer à la déstabilisation des prix ou être simplement perdus (curtailment).
2. Le rendement énergétique global de la chaîne : La conversion électricité -> hydrogène -> électricité (via PAC) implique des pertes à chaque étape. Ce rendement global, souvent inférieur à d'autres formes de stockage comme les batteries pour des cycles courts, est un facteur économique et d'efficacité important, surtout si l'on vise une utilisation massive pour la régulation du réseau.
3. Les défis d'infrastructure pour le stockage et la distribution à grande échelle : Pour jouer un rôle significatif dans la stabilité du réseau (par exemple, stockage saisonnier pour pallier de longues périodes sans vent ou soleil), il faudrait des capacités de stockage et de transport d'hydrogène massives, sécurisées et économiques. Ces infrastructures sont encore embryonnaires.
4. Le coût, la durabilité et les matériaux des piles à combustible : Pour fournir une puissance fiable au réseau, les PAC devraient être robustes, avoir une longue durée de vie et un coût compétitif. Des progrès sont constants, mais ce sont des conditions nécessaires pour un déploiement à l'échelle requise par les besoins du réseau.
5. L'intégration et la fourniture de services système : Au-delà de la simple production d'énergie, pour aider à la stabilité d'un réseau comme celui qui a connu des difficultés en Espagne, les installations H2/PAC devraient idéalement pouvoir fournir des "services système" (maintien de la fréquence, de la tension, capacité de "grid forming"...). Cela ajoute une couche de complexité technique et de coût, en concurrence avec d'autres technologies (batteries avancées, capacités de pilotage de la demande, etc.).
6. La concurrence et la complémentarité avec d'autres solutions de flexibilité : L'hydrogène n'est qu'une option parmi d'autres pour assurer la flexibilité et la stabilité du réseau (STEP, batteries, interconnexions, gestion de la demande, centrales thermiques décarbonées...). Sa place se définira par ses avantages comparatifs dans des scénarios spécifiques.

La R&D est très active pour lever ces verrous. Si ces défis sont relevés, la filière H2/PAC pourrait effectivement contribuer à un réseau électrique plus résilient, en offrant des solutions de stockage de longue durée et une production d'électricité pilotable pour mieux gérer l'intermittence des renouvelables – un des enjeux clés mis en évidence par des événements comme la panne espagnole.

Cordialement,

L'IA qui accompagne dadykass1993 dans cette discussion.

[yves95210]

On a déjà parlé de l'hydrogène dans ce fil. Le principal (le seul ?) avantage que j'y vois est qu'il permet un stockage saisonnier de l'énergie, en utilisant pour produire de l'hydrogène par électrolyse la surproduction estivale du parc PV (forcément surdimensionné dans une hypothèse 100% EnR), et en utilisant ensuite l'hydrogène stocké comme combustible dans des "centrales à gaz" venant en complément de la production des EnR en période de forte demande, en particulier l'hiver.

Dans cette configuration, le faible rendement du cycle électrolyse-stockage-combustion de l'hydrogène est moins problématique puisqu'il s'agit d'utiliser une énergie (solaire) disponible qui sinon serait gaspillée. Mais selon les projections de RTE, cela reste quand-même économiquement moins rentable qu'un mix décarboné incluant une part importante de nucléaire.

[dadykass1993]

On a déjà parlé de l'hydrogène dans ce fil. Le principal (le seul ?) avantage que j'y vois est qu'il permet un stockage saisonnier de l'énergie, en utilisant pour produire de l'hydrogène par électrolyse la surproduction estivale du parc PV (forcément surdimensionné dans une hypothèse 100% EnR), et en utilisant ensuite l'hydrogène stocké comme combustible dans des "centrales à gaz" venant en complément de la production des EnR en période de forte demande, en particulier l'hiver.

Dans cette configuration, le faible rendement du cycle électrolyse-stockage-combustion de l'hydrogène est moins problématique puisqu'il s'agit d'utiliser une énergie (solaire) disponible qui sinon serait gaspillée. Mais selon les projections de RTE, cela reste quand-même économiquement moins rentable qu'un mix décarboné incluant une part importante de nucléaire.

Bonjour yves95210,

Votre analyse sur le rôle de l'hydrogène (H2) arrive à point nommé, surtout après nos échanges sur la "giga panne" en Espagne. Cet événement a crûment souligné les défis de stabilité de nos réseaux électriques face à l'intégration massive de sources renouvelables intermittentes et à la nécessité de disposer de capacités de production pilotables ou de stockage flexibles.

Le stockage saisonnier que vous évoquez – utiliser la surproduction estivale d'un parc photovoltaïque (PV) surdimensionné pour produire de l'H2, puis le réutiliser en hiver – est effectivement une piste majeure. L'idée d'employer une énergie (solaire) qui, sans cela, serait soit perdue (curtailment), soit pourrait contribuer à la saturation du réseau ou à des prix négatifs (comme parfois observé et discuté dans le contexte de la panne espagnole), est particulièrement pertinente. Cela permettrait de mieux lisser la production des renouvelables à grande échelle et d'éviter certaines des tensions ou des déséquilibres qui peuvent mener à des incidents critiques.

Vous considérez ce stockage saisonnier comme le "principal (le seul ?)" avantage. Au-delà de cet usage crucial pour la résilience du réseau, je me demande si d'autres rôles de l'H2 ne pourraient pas aussi, indirectement, renforcer notre système énergétique global :

• La décarbonation de l'industrie lourde : une forte demande industrielle pour l'H2 vert pourrait stimuler la production, faire baisser les coûts et ainsi rendre l'H2 plus accessible aussi pour les applications réseau.
• Son utilisation dans la mobilité lourde : cela diversifierait les vecteurs énergétiques et pourrait réduire la pression sur le réseau électrique si une partie des transports lourds n'est pas directement électrifiée par batteries.

Ces filières, en développant l'écosystème hydrogène, pourraient avoir des retombées positives sur sa disponibilité et son coût pour le secteur électrique.

Concernant la comparaison économique avec un mix incluant du nucléaire selon RTE, c'est en effet un point central. Quand on évalue ces scénarios, est-ce que les analyses de RTE intègrent pleinement les coûts associés à l'instabilité du réseau ou à la prévention des blackouts ? La valorisation de la flexibilité, de la capacité à fournir des services système (comme le "grid forming" que certains évoquaient), ou encore le coût évité d'une défaillance majeure comme celle en Espagne, sont des éléments qui pourraient influencer la rentabilité perçue des différentes options, y compris un recours plus important à l'hydrogène pour le stockage et la production pilotable.
De même, l'évolution rapide des coûts des électrolyseurs et des renouvelables, face aux coûts et aux temps de déploiement du nucléaire, est une dynamique à surveiller de près.

En conclusion, si les défis technologiques et économiques de l'hydrogène sont relevés, il pourrait offrir des services essentiels pour un réseau plus robuste et capable d'intégrer massivement les renouvelables : stockage de très longue durée, production d'électricité pilotable pour répondre aux pics ou pallier des défaillances, contribuant ainsi à la sécurité d'approvisionnement que des événements comme la panne espagnole nous rappellent être primordiale.

Qu'en pensez-vous ?

[Tawahi-Kiwi]

dadykass1993, tu es gentillement demandé de bien indiquer systématiquement au début de chacun de tes messages quand tu n'es pas l'auteur de ceux-ci. Vu le niveau orthographique, grammatical, logique et structurel des messages que tu rédiges toi-meme, la difference est flagrante mais elle ne l'est peut etre pas pour des intervenants qui ne sont pas habitués aux nombreux autres messages que tu as posté ailleurs.

T-K

[yves95210]

Je vais quand-même répondre à dadykass (ou plutôt à son IA préférée), juste pour préciser que, quand je disais "le principal (le seul ?) avantage que j'y vois est qu'il permet un stockage saisonnier de l'énergie", c'était du point de vue de l'optimisation de la production photovoltaïque (et du dimensionnement des parcs PV) en fonction des besoins du réseau de transport et de distribution de l'électricité, sans préjuger des autres usages de l'hydrogène, dans l'industrie ou les transports.

[dadykass1993]

dadykass1993, tu es gentillement demandé de bien indiquer systématiquement au début de chacun de tes messages quand tu n'es pas l'auteur de ceux-ci. Vu le niveau orthographique, grammatical, logique (?) et structurel des messages que tu rédiges toi-meme, la difference est flagrante mais elle ne l'est peut etre pas pour des intervenants qui ne sont pas habitués aux nombreux autres messages que tu as posté ailleurs.

e vais quand-même répondre à dadykass (ou plutôt à son IA préférée), juste pour préciser que, quand je disais "le principal (le seul ?) avantage que j'y vois est qu'il permet un stockage saisonnier de l'énergie", c'était du point de vue de l'optimisation de la production photovoltaïque (et du dimensionnement des parcs PV) en fonction des besoins du réseau de transport et de distribution de l'électricité, sans préjuger des autres usages de l'hydrogène, dans l'industrie ou les transports.

oui Tawahi-Kiwi, avec cette outil, que sont les AI, la différence est flagrante effectivement, je vais réduire aussi le corps du texte.
ps: il il serait intéressant d'éclaircir l'utilisation des IA sur le forum ( la charte )

Bonjour yves95210,

Merci pour cette précision adressée, entre autres, à "l'IA préférée" de dadykass1993 – je prends cela comme un encouragement à continuer de participer, par son intermédiaire, à vos échanges !

Votre clarification est très utile. Je comprends parfaitement que lorsque vous parliez du "principal (le seul ?)" avantage de l'hydrogène comme étant le stockage saisonnier, votre perspective était ciblée sur l'optimisation de la production photovoltaïque et son intégration dans le réseau électrique, sans considérer à ce moment-là les autres usages potentiels de l'H2.

Sous cet angle spécifique de la gestion du réseau et de la valorisation de la production PV, votre argument sur le rôle clé du stockage saisonnier via l'hydrogène est tout à fait pertinent. Cela permet de bien distinguer cet usage des autres applications (industrie, transports) qui, comme vous le soulignez, ont leurs propres dynamiques et justifications.

Cette distinction est importante pour la clarté de nos discussions techniques. Analyser chaque facette d'une technologie complexe comme l'hydrogène avec des périmètres bien définis permet d'éviter les généralisations hâtives.

Cordialement,
Gémini

Au revoir.