Alstom s'intéresse maintenant aux trains électriques - L'EnerGeek

Alstom s’intéresse maintenant aux trains électriques

Le français Alstom vient de décrocher un important contrat pour des trains électriques en Allemagne. Le groupe conforte ainsi son assise sur le marché du transport alternatif. Alstom avait déjà investi dans les trains à l’hydrogène. Il souhaite aussi développer son activité sur le segment des trains électriques à batterie.

Alstom : 11 trains électriques à batterie pour l’Allemagne

Le 5 février, Alstom a annoncé qu’il venait de remporter un contrat pour fabriquer les prochains trains électriques à batterie de la ligne Leipzig-Chemnitz, en Allemagne. Le contrat porte sur la fabrication et l’entretien des onze trains Coradia Continental. Il s’élève à près de 100 millions d’euros. Les trains devront être livrés dès 2023, et le contrat durera jusqu’en 2032.

Et si la VMS (Verkehrsverbund Mittelsachsen), l’autorité en charge du réseau ferroviaire, a choisir Alstom, ce n’est pas par hasard. En 2014, le groupe français avait remporté un précédent contrat auprès de la VMS pour 29 trains électriques régionaux. Des modèles qui n’étaient pas autonomes, puisqu’ils étaient reliés au réseau électrique, mais qui appartenaient déjà à la famille du Coradia Continental. Aujourd’hui, la VMS privilégie un modèle de train électrique à batterie pour une raison structurelle : la ligne Leipzig-Chemnitz n’est pas électrifiée.

Le Coradia Continental : un train électrique et autonome

Le nouveau modèle de train Coradia Continental présenté par Alstom intègre des batteries lithium-ion haute performance sur le toit de ses voitures. Ce train électrique à batterie offre une autonomie de 120 km, avec une vitesse maximale annoncée à 160 km/h. Une rame se compose de trois voitures mesurent 56 mètres de long, et elles offrent au total 150 places assises. Leur adaptabilité est leur principal atout. Car si les rames peuvent rouler en mode batterie, elles peuvent aussi fonctionner en étant reliées à un caténaire, en cas de ligne ferroviaire électrifiée. Un avantage précieux qui permet aux trains de rouler sur différentes portions de réseau sans être impactés au niveau de leur performance.

Le groupe tricolore a déjà précisé que ces trains “seront construits sur le site Alstom de Salzgitter, en Basse-Saxe.” On sait par ailleurs que le sous-système de traction à batterie a pour sa part été conçu au sein du centre d’Alstom à Tarbes, qui est spécialisé dans les mécanismes de traction.

Alstom joue la carte de la diversification

C’est la première fois qu’Alstom décroche un tel contrat pour des trains électriques à batterie. Une avancée qui ne doit rien au hasard, mais qui relève au contraire d’un calcul stratégique de la part de l’entreprise française. Alstom, déjà très impliqué dans le développement des trains à hydrogène en Europe, souhaite aussi être présent sur le marché émergent des trains électriques. Dans son communiqué, Alstom a précisé : “Avec cette commande, Alstom est désormais en mesure de proposer tous les systèmes de traction disponibles sur le marché ainsi qu’une gamme complète de traction sans émissions, allant des moteurs électriques efficaces aux piles à combustible à hydrogène et à la traction à batterie.”

Le train à hydrogène d’Alstom, déjà sur les rails

La stratégie offensive d’Alstom porte déjà ses fruits en matière de mobilité durable. Avant d’envisager l’avenir des trains électriques à batterie, Alstom a remporté une première victoire avec son train à hydrogène. Le Coradia iLint est ainsi le premier train de passagers alimenté à l’aide d’une pile à combustible à rouler dans le monde. Alstom a vendu les premiers modèles à l’Allemagne (en Basse-Saxe), où ils ont été mis en service en septembre 2018. Au départ, la commande ne portait que sur deux exemplaires de train à hydrogène. Mais le projet a rapidement pris de la vitesse.

En mai 2019, la région allemande de la Hesse a passé à son tour une commande à Alstom. Cette fois, il s’agit de 27 trains à hydrogène, qui devront être mis en circulation en 2022 sur le réseau ferré de la Hesse. Il s’agira du même modèle que les premiers trains à hydrogène mis en circulation.

Mais Alstom travaille déjà à la prochaine génération de trains à hydrogène. Le constructeur développe actuellement son modèle Régiolis Hydrogène. Il s’agira d’une déclinaison du Coradia en version polyvalente bi-mode hydrogène. Concrètement, cela implique que les trains pourront fonctionner avec des piles à hydrogène, des batteries électriques, mais qu’ils pourront aussi être reliés à des caténaires sur les lignes électrifiées. Une agilité rendue possible par le positionnement « tous types de tractions » défendu par Alstom.

Rédigé par : La Rédaction

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COMMENTAIRES

  • J’aimerais vraiment bien connaitre les caractéristiques de ces différent train à batteries et hydrogène…
    Autonomie, poids supplémentaire du système, praticité de la recharge, efficacité énergétique, coût d’utilisation, cout d’investissement…
    J’ai encore du mal à cerner si sur le ferroviaire l’hydrogène reste une option réaliste ou bien si comme pour la voiture le match est plié en faveur des batteries.

    Répondre
  • @ Seb

    Dans le domaine automobile les véhicules “légers” à batterie, les mieux profilés et à terme comportant le maximum de solaire ont le meilleur bilan énergétique (et sont plus pratiques pour recharger chez soi, au bureau etc et servir de stockage).

    Dans le domaine des transports lourds et longues distances (camions, bus, taxis etc) l’avantage va à l’hydrogène, même s’il faut tenir compte de batteries et autres supercondensateurs pour entre autres la récupération d’énergie au freinage. En outre on intègre de plus en plus de solaire sur les camions, en particulier réfrigérants car çà permet en pratique d’économiser jusqu’à environ 25% d’énergie, ce qui n’est pas rien sur une flotte en plus des autres avantages (plus longue durée des batteries etc).

    Pour les trains, la situation varie selon encore plus de paramètres (infrastructure et topographie existantes, niveau d’électrification, exigences opérationnelles, densité de trafic, niveau des investissements à prévoir, taille de la flotte, vitesse, charges, accélérations nécessaires, fréquence des départs/arrêts, prix de l’énergie locale et facilités d’approvisionnements, sécurité, autres flottes à fournir notamment en hydrogène pour abaisser les coûts par mise en commun etc), d’où l’offre de trains à batterie, à pile à combustible, hybrides, électriques par lignes ou autres etc. car les situations sont très variables dans le monde.

    Par exemple en Grande Bretagne ils ont parfois des tunnels qui datent des chemins de fer à vapeur donc trop bas et lignes électriques impossible.

    Aux Etats-Unis ils ont des trains hyper lourds pour transport de charges élevées sur des milliers de km donc récupérer l’intégralité de l’énergie au freinage serait d’autant plus intéressant mais nécessiterait des moyens de stockage très élevés, il faut donc trouver des compromis souvent hybrides.

    En France on récupère l’importante énergie au freinage des TGV en la réinjectant dans le réseau (économie environ 10%).

    Toutefois, comme l’ont très bien précisé des intervenants de la Sncf notamment, on peut se demander s’il était intéressant de se laisser entraîner dans la fuite en avant de la compétition avec les avions low-cost (privilégiés jusqu’alors entre autres par l’absence de taxes sur le CO2) pour se concentrer surtout sur les TGV, avoir des dettes et un réseau coûteux en entretien, au dépend de trains à peine moins rapides mais par exemple un meilleur service et un maillage réseau plus général, de même qu’un transport par fret plus important…

    Sans rappeler le sketch du train pour Pau de Chevalier et Laspalès et les nombreuses grèves et autres coûteux avantages parfois alloués dans la Sncf, cette situation et notamment les TGV ont plombé durablement cette entreprise (près de 50 milliards d’euros de dettes ce qui est énorme pour cette entreprise talonnée par EDF) depuis très longtemps et sans doute pour encore longtemps (sauf reprise de dette prévue ces derniers temps) et donc dans tous les cas la dette de l’Etat qui profite encore de taux d’intérêt bas mais çà ne durera pas tout le temps.

    D’où la nécessite de bien calculer le type de transport à chaque situation.

    Les italiens ont étudié la possibilité d’utiliser d’anciennes voies mais en les exploitant avec des modules électro-solaires de faible largeur se croisant sur une même voie, plus adaptés à des transports variables et moins de clients. Ca se révèle pertinent en termes d’efficacité et faible coûts.

    En général les trains à batteries sont plus adaptés à des distances courtes (autour de 100 km) et des tronçons non électrifiés (souvent plus coûteux en entretien etc) et peu d’aller-retours.

    Les trains à batterie ont généralement une autonomie réduite (120 km pour Alstom) comparé à 1000 km pour l’hydrogène (pour Alstom également)

    Il est désormais envisageable d’utiliser des batteries de flux sur des trains (volume plus important poids plus réduit, bien plus de cycles, pas de perte d’énergie, possibilité de recharge rapide etc) pour peu qu’elles soient compétitives avec le Li-ion notamment.

    Il y a donc chaque fois une application spécifique plus appropriée, soit pour les trains à batterie ou à hydrogène ou électrique par lignes ou hybrides. L’hydrogène dont les applications sont multiples et dont les prix vont donc encore beaucoup baisser a toutefois un marché très important au plan mondial notamment avec le fret et le coût des lignes électriques qui l’avantage aussi de plus en plus.

    Il y a différentes études sur ces sujets mais chaque fois incomplètes ou assez vite dépassées tellement les technologies et prix évoluent relativement rapidement. Mais que ce soit Alstom, des groupes comme Ballard au Canada qui font aussi des trains batteries et hydrogène, et les opérateurs de rails, leurs conclusions vont en toute logique surtout vers un avantage et important marché global pour l’hydrogène.

    Il ne faut pas non plus oublier qu’en terme de production d’hydrogène on améliore nettement le rendement (96%) via l’utilisation de chaleur autrement perdue tout comme les meilleures utilisations des réactions exothermiques lorsqu’il s’agit de production centralisée mais çà se fait aussi de plus en plus dans une un peu moindre mesure dans la production décentralisée. Donc dans tous les cas les rendements sont très élevés et ceux des piles à combustibles aussi et continuent de s’améliorer avec un potentiel à 85%.

    Donc le chiffre de 33% de rendement que l’on lit parfois entre la production d’hydrogène et le roulement du train est obsolète depuis pas mal de temps déjà.

    Ballard a repris l’étude du cabinet allemand Laurent Berger sur les trains à pile à combustible hydrogène (lien sur l’article de leur blog) même si elle ne peut faire le tour complet du sujet et qu’il faut analyser plusieurs études internationales mais c’est assez conforme aux conclusions que l’on retrouve le plus souvent :

    https://blog.ballard.com/fuel-cell-trains

    .

    Répondre
  • (suite) Il y a différentes variantes en terme d’hybridations. Par exemple avec un train à batterie (encore mieux si elle était de flux car moins lourde, pas de perte, plus d’autonomie), certaines situations peuvent permettre d’utiliser des portions batterie sur une centaine de km puis des portions de roulement et recharge électrique avec caténaires.

    On améliore le bilan (en abaissant aussi les nuisances sonores en mode batterie) mais les données de coûts données par Bombardier sont depuis erronées, le coût de l’hydrogène et des piles à combustible baisse très vite et celui des liaisons électriques (qui en pratique créent pas mal de soucis, givre, vols etc) a plutôt tendance à augmenter. Donc dans une perspective 2030 ce n’est pas la solution la plus simple ni forcément la plus compétitive.

    Mais dans certains cas à court voire moyen terme çà peut être une option d’intégration des trains à batterie sur certaines portions spécifiques :

    https://www.youtube.com/embed/1NpqPP5SMfY

    .

    Répondre
  • Ah les fabuleux rendements “avec un potentiel à 85%” de la production d’hydrogène et des piles à combustible, selon energie+ ! Avec un supposé rendement de 96% pour la production d’hydrogène.

    Le pouvoir calorifique de l’hydrogène est de 33,3 MWh/tonne en PCI et 39,4 MWh/tonne en PCS. Mais seule la valeur PCI est utilisable, car il n’y a pas de récupération de la chaleur lors de l’électrolyse, ni de celle de condensation de la vapeur d’eau lors de l’utilisation.

    Selon les fournisseurs d’électrolyseurs industriels, la technologie (alcalin ou PEM) et la puissance, il faut de 3,8 à 6,2 kWh pour produire un Nm3 d’hydrogène, soit de 42 à 68 kWh/kg H2, pour l’électrolyseur seul et sans les auxiliaires.
    La réalité est plus visible au niveau d’une usine entière, de la consommation d’électricité à l’expédition d’hydrogène. Le rendement des électrolyseurs de grande capacité (20 à 60 MW) les plus récents, encore en projet le plus souvent, n’est que de 55% à 58%. Mais le rendement n’est que de 50% pour des électrolyseurs plus petits (0,2 à 1 MW) et encore moins pour ceux de 10 kW.

    Le rendement des PAC (PEMFC) est de 40% à 50% selon diverses études récentes. Pour NREL laboratory, il est de 43% à 57% selon que le véhicule testé est à pleine puissance (puissance nominale) ou pas. Prenons 50%.

    Le rendement global électricité-H2-électricité est ainsi d’environ 25% (0,50 x 0,50), à supposer que tous les auxiliaires soient pris en compte. Loin des 85% cités.

    La gestion de l’eau à l’intérieur des systèmes à membrane échangeuse de protons (PEM) des piles à combustible est par ailleurs délicate, pouvant fortement diminuer le rendement.

    Selon un organisme international de promotion de l’hydrogène, l’efficacité énergétique “du puits à la roue” des véhicules H2 + PAC est de seulement 30%.

    …/…

    Répondre
  • …/…

    D’autre part, pour ce qui concerne energie+, faire des “copié-collé” continuels à partir d’articles de vulgarisation scientifique n’apporte pas grand chose de concret et leur lassante multiplication ne peut que produire un effet inverse à celui recherché, y compris auprès du lecteur le mieux disposé, intéressé ou non par les énergies renouvelables.

    D’autant plus lorsqu’il s’agit de recherches qui n’en sont qu’à leur début et qui ne déboucheront peut-être jamais sur des réalisations industrielles généralisables et économiquement viables. C’est un peu la même chose que pour l’utilisation pratique de la fusion nucléaire que certains (les plus sérieux) espèrent pour la fin du siècle.

    Lorsqu’on veut se référer à “la science”, il faut prendre la peine de lire les publications originales et celles qui en discutent les résultats, les complètent ou les critiquent (dans le cadre scientifique). Certaines publications de “revues à comité de lecture” sont en accès libre (gratuit). La plupart sont payantes, mais on peut parfois en trouver une copie gratuite.

    Par exemple, le “stockage moléculaire de l’énergie solaire”, ça fait savant, mais on n’en retient pas grand chose, c’est comme la “cuisine moléculaire” où il n’y a guère à manger. Mais parler de stockage chimique, car ce n’est rien d’autre, ferait trop commun.

    Des molécules, on en trouve partout : des molécules d’eau dans les stations de transfert d’énergie par pompage (STEP), des molécules d’ammoniac (NH3) utilisable comme carburant liquide pour le transport maritime et produit de façon renouvelable (bien plus crédible que l’hydrogène au stockage compliqué), des molécules contenant du lithium dans les batteries du même nom …

    Dans le “stockage moléculaire”, on commence par ne récupérer qu’une infime partie du rayonnement solaire, seulement 4% et sous forme d’ultra-violets uniquement. Ce sont eux qui vont transformer certaines molécules (les photo-isomères) en leur isomère : même composition chimique mais organisation interne et propriétés différentes.

    Ces UV permettent par exemple l’isomérisation du norbornadiène (NBD) en quadricyclane (QC), comme les UV sont utilisés pour polymériser d’autres matériaux de façon courante. Ensuite, après stockage, il faut passer par un catalyseur pour récupérer de la chaleur dans la transformation inverse de QC en NBD.

    Mais le rendement énergétique de l’opération est très faible. Dans l’étude de 2017, seulement 1,1% de l’énergie solaire reçue était stockée, encore moins restituée en fin de cycle sous forme de chaleur (pas d’électricité). Multiplier par dix ou vingt ce rendement pour le rendre utilisable est très hypothétique.
    La densité énergétique de ce stockage est par ailleurs assez faible : 0,4 MJ (0,11 kWh) par kg de liquide.

    En fin de compte, ce genre de stockage d’énergie, c’est ce que l’on fait avec des matériaux à changement de phase, le rendement de ceux-ci étant bien supérieur, surtout au niveau du système complet.

    C’est ce que l’on fait aussi pour des cycles journaliers dans les centrales solaires thermodynamiques (CSP) depuis des années, comme celle d’Andasol en Espagne.

    Cela dit, le dénommé “Dan”, que l’on a vu sévir longtemps par ailleurs, devrait éviter de polluer continuellement ce site de ses commentaires désuets et bien souvent inappropriés.

    Répondre
  • Je voudrais juste rebondir sur un passage de l’article original et une opposition souvent vue ds les médias entre “train ou véhicule électrique” et “train ou véhicule hydrogène”: ces derniers sont aussi “électriques”.
    extrait de l’article:
    “…Alstom, déjà très impliqué dans le développement des trains à hydrogène en Europe, souhaite aussi être présent sur le marché émergent des trains électriques…”
    Un train à hydrogène est AUSSI électrique, ce qui serait correct de dire c’est:
    – “train électrique à batterie(s)”
    ou
    – “train électrique à hydrogène + PAC + batterie-tampon” (batterie-tampon pour récup au freinage et pour lissage des kWh)
    La partie “motricité” est ou peut être identique entre sources batterie, H2+PAC et caténaires !
    Donc une vrai déclinaison multi-sources !
    Dans ce contexte, hormis des optimisations de rendements et coûts (dt appro H2), la filière hydrogène (H2) me semble avoir de belles perspectives d’essor et d’acceptabilité, car les pbs d’autonomie et de pollution ultime des batteries en moins.
    Le Salon HyVolution au Parc Floral Paris des 4 et 5 février 2020 en était une belle illustration, si besoin.
    A suivre !
    Salutations
    Guydegif(91)

    Répondre
  • @ Gibus

    Le CEA Liten vous avait déjà dépassé en 2014 !

    Rendement supérieur à 90 % atteint sur un système d’électrolyse du CEA (2014) :

    http://www.cea.fr/presse/Pages/actualites-communiques/energies/Production-H2-electrolyse-rendement-90.aspx

    Vous me reprochez de faire trop de vulgarisation scientifique ici. Croyez bien que çà m’arrangerait beaucoup de ne pas y perdre de temps mais souvent c’est utile car on passe à côté de beaucoup de technologies et d’innovations dont on a pourtant bien besoin.

    Rendements potentiels ou établis communément admis pour l’électrolyse selon une étude scientifique prise rapidement au hasard et je peux vous donner plusieurs liens sur le sujet :

    “Alkaline Electrolysis – Well established technology Non-noble electro catalysts Low cost technology The energy efficiency is (70–80%) Commercialized” (en pratique la fourchette est 70/90% selon autres études plus complètes)

    “Solid Oxide Electrolysis – Higher efficiency (90–100%) Non-noble electro catalysts High working Pressure”

    PEM Electrolysis – High current densities Compact system design and Quick Response Greater hydrogen production rate with High purity of gases (99.99%) Higher energy efficiency (80–90%) High dynamic operation.

    En pratique c’est environ 96% au mieux. Voir Air Liquide, Linde, Nel etc

    Je n’ai pas le temps de retrouver et vous reposter les liens que j’avais déjà publié en son temps ici quand les informations sont parues mais à l’occasion si je trouve une étude scientifique complète, récente je ne manquerai pas de la mettre.

    J’attire votre attention sur le fait qu’à ma connaissance les modes de calculs américains et européens – ces derniers étant désormais standardisés – diffèrent sans doute un peu mais certainement pas dans les écarts que vous citez et qui datent de quelques décennies.

    Concernant les piles à combustibles, comme vous l’aviez pourtant bien écrit, j’ai pris la peine de citer “un potentiel de 85 %”, à savoir le potentiel optimal que l’on espère en cogénération.

    Pour autant je n’ai pas le temps à l’instant de revérifier mais il me semble que les meilleurs véhicules à Pac prétendent à un rendement de l’ordre de 65%.

    Si vous portez encore un Gibus, il est naturel que vous ayez un peu de retard sur les avancées rapides dans le secteur énergétique, ce n’est pas pour autant la peine de vous en prendre à Dan ou à moi !

    Répondre
  • Je rappelle également que le power-to-gas a d’excellents rendements pratiques (plus de 80% en phase industrielle et à partir de programmes européens dont l’un achevé en 2013).

    Parmi d’autres exemples en power to gas : procédé SUNFIRE-SYNLINK environ 80 % d’efficacité à l’échelle industrielle de gaz de synthèse en une seule étape en utilisant de l’eau, du CO2 et de l’électricité renouvelable :

    https://www.sunfire.de/en/company/news/detail/breakthrough-for-power-to-x-sunfire-puts-first-co-electrolysis-into-operation-and-starts-scaling

    .

    Répondre
  • (suite) Quant au stockage moléculaire, ce n’est en rien pour faire “savant”, c’est bien le terme utilisé pour en établir une distinction dans la nomenclature des stockages et vous vous basez à priori uniquement sur les travaux effectués à Chalmers mais en stockage moléculaire d’énergie vous pouvez obtenir de très bon rendements et quand vous savez que l’on améliore par ailleurs nettement les capteurs solaires thermique à base d’aérogel, je vous laisse anticiper les possibilités et avantages.

    Je cite l’abstract de l’étude :

    “La physique de l’énergie moléculaire et du stockage à changement de phase est combinée pour introduire un paradigme hybride pour la fourniture potentielle d’énergie 24h/24 et 7j/7 grâce à l’énergie solaire thermique. Un système intégré est développé pour la collecte et le stockage simultanés de l’énergie. Dans les opérations à grande échelle, ce système intégré permet d’atténuer les pertes thermiques qui existent dans les systèmes conventionnels en raison des longues conduites et des coûts élevés associés aux systèmes complexes, notamment les échangeurs de chaleur. Dans ce système, l’énergie est libérée à la fois pendant les opérations de jour et de nuit. En outre, la nuit, l’énergie stockée est récupérée avec un rendement de 80 % et à une température plus élevée que le jour, ce qui constitue un avantage inhérent aux autres systèmes de pointe. Ce concept général peut être utilisé avec n’importe quelle combinaison de stockage moléculaire et de matériaux à changement de phase pour construire des systèmes optimaux pour des applications spécifiques, notamment la production d’électricité et le dessalement.”

    “La collecte et le stockage efficaces de l’énergie solaire thermique sont des étapes essentielles pour utiliser l’abondante irradiation solaire qui atteint la surface de la terre. Les approches actuelles de l’énergie solaire thermique reposent sur des systèmes coûteux à haute concentration optique, ce qui entraîne des pertes de chaleur importantes par les matériaux et les surfaces en vrac chauds. Dans le même temps, l’énergie stockée sous forme d’énergie thermique présente par nature des pertes temporelles importantes.”

    “Ici, nous combinons la physique de l’énergie moléculaire et le stockage de la chaleur latente pour introduire un paradigme hybride intégré et simultané de collecte et de stockage pour une livraison potentielle d’énergie 24 heures sur 24, 7 jours sur 7. Le paradigme hybride utilise la localisation de la chaleur pendant la journée pour fournir une efficacité de collecte de 73% à petite échelle et de ∼90% à grande échelle. Fait remarquable, la nuit, l’énergie stockée par le système hybride est récupérée avec une efficacité de 80 % et à une température plus élevée que celle du jour, contrairement à tous les systèmes de pointe.”

    https://uh.edu/news-events/stories/2019/november-2019/11202019ghasemi-lee-solar-harvesting.php

    .

    Répondre
  • @Gibus
    Merci pour ces compléments, c’était très intéressant.

    En ce qui concerne Énergie+ ça fait longtemps que j’ai arrêté de lire ses commentaires, dont le rapport signal/bruit est proche de zéro. Ce qui est dommage est que sa prose et ses copier-collers surabondants continuent à diluer les autres interventions à des doses homéopathiques :/

    Répondre
  • @ Benjamin :

    Nous sommes tristes pour vos problèmes de vue et d’audition entre autres mais nous ne sommes pas chez Optic 2000 ou Audika ici mais sur Energeek. Et d’une part je répondais à Seb aussi en détail que possible, puis d’autre part j’ai dû mettre des copiés/collés à Gibus en confirmation de rendements actuels de l’électrolyse, power to gas et stockage solaire thermique moléculaire puisqu’il ne suffit pas d’affirmer pour prétendre à des vérités.

    Je doute qu’il vous soit possible de répondre le plus clairement possible à ces questions en un tweet “homéopathique” sans aucun lien de confirmation.

    A moins que vous n’aimiez que les effets placebo et de ne croire qu’à ce qu’il vous plaît de croire.

    Ca fait plus de 230 ans que l’on a réalisé l’électrolyse de l’eau, donc si un jour vous faîtes des étincelles dans vos commentaires que je n’avais jamais eu l’occasion de lire, prévenez-nous avant qu’Energeek et ses lecteurs ne soient surpris !

    Répondre
  • Pourquoi toujours citer des résultats de laboratoire que l’on ne voit pas dans la vie réelle plusieurs années plus tard. C’est le cas de l’électrolyseur à haute température du CEA qui ne semble n’avoir aucune mise en oeuvre à ce jour à un niveau industriel.

    De même pour les entreprises qui font un beau discours, invérifiable, pour des investisseurs potentiels afin de récolter des fonds. Toujours un procédé “génial” sans la moindre précision qui permettrait d’estimer la réelle valeur de ce qui est annoncé.

    En outre, les rendements cités ne concernent que l’électrolyseur au sens strict, en dehors de tous les accessoires qui lui sont nécessaires et sans lesquels il ne pourrait fonctionner. C’est encore moins le rendement effectif de l’ensemble d’une usine d’électrolyse, depuis l’entrée de l’électricité, de l’eau et des catalyseurs jusqu’à la sortie de l’hydrogène sous forme comprimée ou liquide.

    C’est la même chose pour les différentes études publiées, dont on ne trouve souvent que le résumé et donc sans connaître toutes les conditions et restrictions qui entourent le résultat publié.

    Dans la vraie vie, il faut prendre les valeurs citées dans un précédent message, concernant des usines d’électrolyse en construction ou en projet d’une part, et d’autre part les performances réelles des piles à combustibles, mesurées par le NREL américain sur le terrain depuis plusieurs années, avec des véhicules commercialisés.

    A noter ainsi que la performance des piles à combustible est très faible lorsqu’elles sont utilisées à leur puissance nominale. Mais quel industriel utilisera un équipement très coûteux au quart de sa puissance pour simplement augmenter de 50% un bien faible rendement ?

    Pour mieux comprendre, chacun sait que la consommation d’une automobile annoncée par les constructeurs, à la suite de tests où chaque détail est optimisé de façon artificielle pour limiter la consommation, n’a rien à voir avec la consommation réelle d’un conducteur ordinaire : poids des passagers et baguages éventuels, accessoires divers, chauffage, climatisation, style de conduite, vives accélérations, consommation à l’arrêt dans les embouteillages …

    Toutefois, le discours fabuleux sur les électrolyseurs et les piles à combustible est un tour de passe-passe d’une autre ampleur.

    Enfin, les sarcasmes d’un individu prétentieux, omniprésent ici, sont aussi puérils que sans intérêts.

    Répondre
  • @ Gibus

    En terme de prétentions vous êtes singulièrement gonflé ! Je répondais à Seb puisque que personne ne le faisait. Vous intervenez en sortant du sujet des trains pour affirmer des choses erronées. Je vous réponds et communique plusieurs liens documentés pour confirmer vos erreurs et maintenant vous prétendez que la communauté scientifique internationale ne serait pas aussi avancée, que les industriels ne prennent pas en compte le maximum de paramètres et que les fabricants tricheraient systématiquement !

    Les donnés que je vous rappelais sur l’électrolyse sont largement officielles, connues et la plupart mises en pratique. Il vous suffit de mieux vous informer et de mettre à jour vos données.

    Je ne sais pas où vous vous documentez puisque vous ne mettez aucun lien mais vous travaillez manifestement sur des documents qui datent.

    Les tests pratiques du NREL (lien plus bas) et sur les 10 dernières années pour des véhicules en conséquence déjà anciens, donnent des pics de rendement des piles à combustibles pour ces véhicules de 65% ce qui confirme le chiffre que je vous donnais qui concernait des tests officiels effectués sur des véhicules de marque Toyota plus récents qui là ne sont plus des pics.

    Le NREL constate et confirme d’ailleurs les améliorations régulières. Donc vous sous-estimez les réalités mesurées en particulier récentes.

    Je rappelle pour autant qu’en l’état des technologies je ne suis pas favorable aux piles à combustible pour les “véhicules légers et les usages courants”. Elles sont par contre pertinentes pour les “transports lourds/longues distances”. Pour les trains, il me semble qu’Alstom quant à lui s’était équipé de piles à combustibles du canadien Hydrogenics (dans lequel Air Liquide détenait près de 19% du capital) de rendement 59% et qui a récemment été absorbé par le producteur de diesel Cummins.

    Le procédé CEA Liten HT, qui est l’un parmi bien d’autres au plan international, a fait l’objet de brevets et de déploiement notamment par la société Sylfen.

    Concernant les centre de production d’H2 les rendements tiennent compte du maximum de paramètres qui se situent évidemment principalement au niveau de l’électrolyseur et du process puisque ensuite cela dépend des utilisations.

    Vous avez par ailleurs des unités décentralisées qui ne peuvent pas faire les mêmes valorisations notamment de chaleur des réactions exothermiques dont le rendement est souvent de 82% comme par exemple les unités Thyssenkrupp ou d’autres marques (style containers mobiles)

    On travaille suffisamment depuis longtemps sur le thème de l’hydrogène pour avoir des fourchettes de rendement réalistes d’autant que plusieurs procédés ou produits sont issus de programmes de R&D qui n’avaient aucune raison de tricher sur les rendements annoncés et généralement repris par les entreprises bénéficiaires de ces programmes.

    Donc je veux bien que certaines entreprises trichent mais on dispose d’une batterie de données pour voir si telle ou telle donnée est crédible ou pas et les bilans se mesurent vite donc ce n’est pas forcément dans leur intérêt d’annoncer n’importe quel chiffre dans ce domaine qui n’est pas comparable à celui de la pollution des véhicules qui comporte beaucoup plus d’éléments à prendre en compte.

    Quant à mon “omniprésence”, encore une fois si d’autres publiaient des technologies et innovations importantes çà m’arrangerait et je perdrais moins de temps. Car hormis les interventions pro-nucléaires et anti-éolien on passe à côté de beaucoup d’innovations dont on a pourtant besoin rapidement.

    C’est par exemple, comme je l’ai présenté, le cas de la gazéification hydrothermale, de l’électrométhanogénèse, effectivement des évolutions dans le solaire et stockage, l’importance des réseaux de chaleur 4 et5G et de leurs apports multiples, des bâtiments à énergie positive etc.

    Depuis le temps çà fait pas mal de technologies et d’approches qu’Energeek n’a pas toujours couvert et qui pourtant sont retenues comme très importantes.

    Je vous rappelle en effet qu’au delà de vos critiques et erreurs qui m’obligent à vous répondre alors que j’ai mieux à faire, nous sommes confrontés à une crise climatique qui nous a dépassés et que nous sommes toujours dépendants de nos importations fossiles à 49%, confrontés à une situation sociale liée en partie à l’énergie et par ailleurs à plusieurs conflits indirects liés aussi à l’énergie.

    Donc au lieu de prétendre à des tours de passe-passe sur l’hydrogène, de scientifiques qui seraient chaque fois coupés des réalités, d’entreprises qui tricheraient systématiquement etc mettez donc à jour vos données et vous verrez que l’on progresse plus rapidement que vous ne semblez le penser et vous trouverez beaucoup de chiffres qui se confirment entre-eux, si vous voulez bien vous donnez la peine d’approfondir le sujet auprès de sources actualisées. Il y a notamment des moteurs de recherche scientifiques avec recherches avancées pour çà.

    https://www.nrel.gov/docs/fy19osti/73009.pdf

    .

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  • Les tests de NREL sont fait chaque année sur les véhicules les plus récents mis sur le marché, pas sur de vieux véhicules. Les valeurs moyennes citées sont plus représentatives que des maxima.

    Depuis plusieurs années, le rendement moyen des piles à combustible sur les véhicules récents et représentatifs testés par NREL est de 43% à la puissance nominale et de 57% en n’utilisant que le quart de la puissance. Ces données utilisent le pouvoir calorifique PCI de l’hydrogène, ce qui est justifié.

    Mais dans le cas des électrolyseurs seuls (sans les auxiliaires et la compression), c’est le PCS qui est souvent cité, sans justification puisque la chaleur de condensation ne sera pas utilisée. Donc, une multiplication par 1,18 abusive.

    Encore une fois, c’est ce qui entre et sort de l’usine d’électrolyse qui compte. Lorsque l’on utilise 480 MWh pour produire 8 tonnes d’hydrogène, soit 267 MWh en PCI (315 en PCS), le rendement réel est de 56% (65% en apparent, mais faux).

    Quant au “déploiement” de la PAC du CEA, il ne s’agit que d’un petit démonstrateur, loin de l’utilisation industrielle à l’échelle du MW et en de multiples sites.

    Pour les PAC de Hydrogenics, de 8 à 90 kW, leur rendement maximum, auxiliaires exclus, tourne autour de 52% avec deux exceptions à 59%. Mais ce maximum n’est pas la valeur du système complet, la seule utilisable en pratique, et ce n’est pas le rendement dans les conditions d’utilisation de la vraie vie.

    Les électrolyseurs d’Hydrogenics consomment de 4,9 à 5,4 kWh selon les modèles, pour produire un Nm3 H2 (un mètre cube à pression normale d’hydrogène) dont le contenu énergétique est de 3,0 kWh (PCI), soit avec un rendement de 61% à 56%, sans les auxiliaires.
    Les très gros électrolyseurs de Thyssen, de 10 à 20 MW, ont un rendement réel d’environ 65% (PCI), sans les auxiliaires, mais leur présentation est très trompeuse (PCS, DC).

    Au niveau des stations de fourniture d’hydrogène, la consommation d’électricité est de 65 kWh ou 68 kWh par kg H2, à 350 ou 700 bars, selon Hydrogenics, soit un rendement de 51% ou 49% (en PCI, comme utilisé dans les voitures à hydrogène).

    Lisez bien les documents dont vous parlez avant d’interpréter à votre convenance.

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  • @ Gibus :

    Désolé pour ma réponse tardive mais j’étais en déplacement.

    On dirait que vous ne voulez pas voir le secteur hydrogène progresser comme si les technologies de ce secteur vous dérangeaient. Alors que leur progrès est manifeste.

    – Ainsi pour le NREL vous prétendez qu’ils prennent les dernières valeurs en compte. C’est impossible comme ils l’indiquent eux-même puisqu’il faut entre autres un très important kilométrage pour les tests. Il y a donc toujours un décalage, et plusieurs véhicules qui ont des rendements de 60% et plus ne sont pas encore pris en compte comme ils le confirment eux-mêmes.

    Ainsi ils disent dans le document récent dont j’avais mis le lien plus haut :

    “Ces véhicules sont un mélange de véhicules pré-commerciaux et commerciaux, exploités au sein de flottes et par des conducteurs individuels, avec des années modèles allant de 2005 à 2012. La Toyota Mirai et la Hyundai Nexo n’ont pas été incluses dans l’analyse en raison du manque de données et/ou de l’année modèle non disponible pendant la période d’évaluation.

    “En 2017, le nombre d’équipementiers fournissant des données sur les véhicules routiers à analyser est passé à trois participants – Honda, Hyundai et Mercedes-Benz – avec des véhicules couvrant les années 2008 à 2016.”

    “Le NFCTEC a analysé 230 véhicules routiers ayant parcouru plus de 7 millions de kilomètres. Les données actuelles analysées proviennent de 47 véhicules et de 3 équipementiers, avec des années modèles allant de 2008 à 2017. La durabilité des piles à combustible s’est régulièrement et considérablement améliorée au cours de la dernière décennie, et l’économie de carburant sur route et l’autonomie réelle entre deux remplissages ont également augmenté au cours des dix dernières années. Deux paramètres utilisés dans ce projet d’évaluation pour suivre et valider la durabilité du système sont la durée de fonctionnement prévue à 10 % de dégradation de la tension et les heures de fonctionnement réelles. Les résultats sur la durabilité des piles à combustible ont été publiés pour la première fois en 2006 (première génération du projet d’apprentissage et de démonstration). La durabilité a été multipliée par 1,5 depuis 2006. Le compteur kilométrique maximum d’un véhicule est de 296 300 miles (environ 10% des véhicules ont parcouru 100 000 miles)”

    En bref ils travaillent sur un ensemble de modèles mais par ce qui se fait de mieux et de plus récent. Or nous avons évidemment intérêt à travailler sur les meilleures technologies.

    – Concernant le rendement des électrolyseurs et piles à combustible, il est en pratique effectivement fréquent de voir des rendements sans précision de référence PCI ou PCS, alors qu’un calcul en PCI déprécie le rendement de l’électrolyseur tout en rehaussant le rendement de la pile à combustible et réciproquement.

    Quand la source d’origine est l’électricité la manière la plus précise de définir le rendement est de le mentionner en consommation/production électrique, à savoir en kWh/kgH2, indépendamment de la référence PCI ou PCS. La même démarche s’applique avec le biométhane/biogaz quand ce dernier est la source de production d’hydrogène.

    Pour ce qui est des processus de récupération de chaleur et cogénération il y a bien lieu d’en tenir compte puisqu’il s’agit bien d’une énergie utile et que çà permet de plus de distinguer la différence de rendement d’un système à l’autre. Ce n’est donc absolument pas faux d’en tenir compte puisque ce n’est pas une énergie perdue amis valorisée.

    Dans les fiches de présentation qui sont bien faîtes on a bel et bien l’ensemble de ces différentes valeurs.

    – pour les éventuelles pertes annexes ou auxiliaires, c’est amusant puisque vous tenez compte seulement des pertes mais pas forcément des gains de l’ensemble des systèmes. Parmi les exemples :

    . vous avez des électrolyseurs haute pression qui permettent d’alimenter un véhicule directement sans compresseur donc pas de perte

    . vous avez des couplages avec des batteries dont la chaleur d’un électrolyseur permet d’améliorer le rendement.

    . vous avez des couplages d’électrolyseurs et de piles à combustible (je pense au VTT en Finlande parmi d’autres) qui permettent de récupérer les éventuelles pertes et d’optimiser le rendement global

    etc

    – Enfin concernant le procédé du CEA Liten il n’est pas le seul dans le monde (exemple Ceramatec, Idaho National Engineering and Environmental Lab. aux Etats-Unis etc) et Sylfen appartient à un réseau de partenaires parmi lesquels on trouve Engie, Eiffage etc, et ils confirment je cite : que “des démonstrateurs de puissance plus 10 fois supérieure au système initial et ayant vocation être encore accrue, sont déployés à Turin, Paris et Sorrente et les premières unités commercialisées devraient être produites à partir de 2021. Les premiers systèmes sont destinés aux bâtiments et éco-quartiers. Sylfen prévoit un chiffre d’affaires annuel de 100 millions d’euros en 2024. À plus long terme, il vise à réaliser un chiffre d’affaires d’un milliard d’euros”.

    Bref si vous regardez l’ensemble des systèmes développés et leurs évolutions, alors que le marché de l’hydrogène plus global qu’actuellement démarre à peine, on dispose déjà de technologies à très haut rendement complets et dont nous avons particulièrement besoin dans de nombreux domaines. C’est notamment le cas des piles à combustible à membrane échangeuse de protons (PEMFC) couramment utilisées, entre autres comme source d’énergie pour les véhicules, d’énergie de secours etc et des technologies à oxyde solide (SOFC et SOEC) avec les SOFC à haute température plus adéquates pour les grandes installations fixes qui peuvent d’ailleurs aller bien au delà des unités Thyssenkrup de 10 à 20 MW précitées. L’intégration des SOFC et SOEC dans un seul dispositif permet d’obtenir une technologie de stockage de l’énergie électrique à grande échelle, totalement neutre en carbone et très efficace qui ne cesse d’évoluer mais encore faut-il se mettre à jour dans ses informations…

    Je ne dispose pas de beaucoup de temps mais j’essaierai au fil d’articles de publier les évolutions pratiques précises sur ces sujets (en risquant de vous sembler plus encore omniprésent ! mais je trouve singulier que vous laissiez supposer que ce secteur hydrogène n’évolue pas ou qu’il est déjà dans ses limites, ce n’est pas le constat que l’on fait)

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