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| The Red Sun, le réveil de l'Europe |
Je pose la question à l’IA, avec comme base la vapeur produite par des incinérateurs à déchets, mais cela peut être aussi du solaire thermique à concentration ou les deux
Coût de production du kWh d’un système ETM avec une eau à 235° et une eau froide recyclée depuis les stations d’épuration avec financement à taux zéro ?
La production d’électricité via un système ETM (Énergie thermique des mers) à très haute température (235°C), utilisant de l’eau froide recyclée, n’est pas une technologie standard mais s’apparente plutôt à une centrale géothermique haute enthalpie ou un cycle combiné (ORC) à chaleur fatale industrielle.
Avec un financement à zéro pour cent (0 %), le coût de production est drastiquement réduit car le coût du capital (souvent > 50 % du LCOE) disparaît, laissant principalement les coûts d’exploitation et de maintenance (O&M) et l’amortissement sur une très longue durée.
Coût estimatif du kWh (LCOE) Fourchette estimée : 20 à 50 €/MWh (soit 0,02 € à 0,05 €/kWh). Pourquoi si bas ?
Le taux zéro annule la charge financière, rendant l’opérationnel et le maintien de la source chaude (via la station d’épuration) les seuls facteurs de coût.
Comparaison : Ce coût rend le projet hautement compétitif, bien en dessous du photovoltaïque ou de l’éolien classique avec financement standard.
Hypothèses techniques et économiques Température 235°C : cette température (bien supérieure aux 25°C de l’ETM classique) permet des rendements de cycle thermodynamique très élevés (30 %+), proches du cycle combiné.
L’utilisation de l’eau froide des stations d’épuration (STEP) permet d’optimiser le condenseur (cycle ORC), augmentant encore le rendement.
Financement 0 % : la “Levelized Cost of Energy” (LCOE) ne prend en compte que les CAPEX (coût d’investissement) divisés par l’énergie produite, sans intérêt bancaire, souvent financé par des subventions publiques ou des prêts d’État pour la transition écologique.
Facteurs déterminants du coût Investissement initial (CAPEX) : Malgré le taux 0 %, le coût de la machinerie (échangeurs de chaleur 235°C, turbines, pompes haute pression) reste élevé.
Coût de la “source chaude” : si l’eau à 235°C provient d’une chaleur fatale industrielle existante (gratuite), le coût est minimal. Si elle nécessite un forage géothermique profond, le CAPEX augmente.
L’utilisation d’eaux usées (même recyclées) peut nécessiter des traitements anticorrosion et anti-encrassement coûteux.
Résumé, un projet ETM/Chaleur fatale à 235°C avec financement 0 % est un modèle économique très performant, positionnant l’électricité produite parmi les moins chères du marché.”
Chaleur fatale et incinérateurs, l’électricité va en priorité aux industriels et aux transporteurs, pas de subventions, pas de raccordements réseaux, pas de terres rares, ni de minerais critiques importés, et des délais de mise en œuvre qui peuvent être réduits avec deux équipes par jour en 7/7.
“Travailler en 7/7 avec deux équipes par jour (2 x 8 ou 2 x 12) accélère le chantier de construction, mais le goulot d’étranglement reste la fabrication des composants spécifiques et la logistique.
Études, autorisations et permis : 2 à 3 ans. Construction et installation (7/7) : 18 à 24 mois. Total : 3,5 à 5 ans pour un système de grande envergure.
C’est l’administratif le plus long, construire accolé à des sites industriels existants, devrait considérablement réduire les délais.
Mais il faut quand même donner à manger aux chaudières des particuliers, tout en interdisant les chaudières neuves.
Le co2 de la gazéification du charbon par pyrolyse, est-il récupérable ?
Oui, le CO2 généré lors de la pyrogazéification du charbon est tout à fait récupérable.
Le processus industriel se déroule en plusieurs étapes thermiques, et l’intégration de technologies de Captage et Stockage du Carbone (CSC) permet d’atteindre des taux de récupération du carbone très élevés, souvent entre 80 % et 90 %.
La récupération s’organise de manière spécifique à chaque étape du procédé :
Pendant la pyrolyse : Le charbon est chauffé à haute température (environ 300 à 600°) en absence d’oxygène pour libérer des gaz et des goudrons. Le carbone solide (le coke) est conservé.
Pendant la gazéification : Le coke est ensuite gazéifié à très haute température (de 800° à 1200°) en ajoutant de la vapeur d’eau et de l’oxygène ou du CO2 recyclé. Cette étape produit le gaz de synthèse (ou syngas), un mélange d’hydrogène (H\({}_{2}\)), de monoxyde de carbone (CO) et de dioxyde de carbone (CO\({}_{2}\)).
La séparation et la capture (Syngas) : Pour extraire le CO2 avant que le gaz de synthèse ne soit utilisé (pour la production d’électricité ou de carburants), on utilise couramment la réaction de déplacement du gaz à l’eau (connue sous le nom de Water-Gas Shift). Cela convertit le CO en CO2 supplémentaire, qui est ensuite séparé et capturé chimiquement (par des solvants).
Les technologies d’avenir : De nouvelles installations de gazéification intègrent des procédés de combustion en boucle chimique ou utilisent l’oxycombustion, ce qui permet de concentrer et de capter le CO2 de manière beaucoup plus rentable.
Le CO2 ainsi récupéré peut être stocké géologiquement (pour éviter son rejet dans l’atmosphère) ou valorisé (dans la chimie, ou pour la récupération assistée du pétrole). Ce couplage est souvent désigné sous le sigle IGCC (pour Cycle Combiné à Gazéification Intégré couplé au CSC).
Vous pouvez consulter des exemples d’applications de captage du carbone sur des projets industriels via le portail de recherche du National Energy Technology Laboratory (NETL).
L’objectif est de produire un gaz carburant épuré de son CO2 et un E-fuel avec le CO2 et l’hydrogène produit par la pyrolyze, tout en interdisant les diesels neufs.
Notez que le transfert du fret sur le rail et le fluvial diviserait par sept la consommation de carburant à tonnage transporté égal.
E-fuel à mélanger avec 85 % de bioéthanol, et il faut planter les arbres et les haies le long des canaux, autoroutes, routes, voies ferrées, ainsi que pour toute clôture.
Le gaz produit à partir de la pyrolyse du charbon est-il moins cher que le GNL ?
Globalement, le gaz de pyrolyse ou de gazéification du charbon (gaz de synthèse ou syngas) est techniquement moins cher à produire que le GNL. Cependant, sa viabilité dépend des coûts d’investissement massifs, des prix locaux du charbon et des réglementations sur les émissions de carbone (taxes carbone).
Voici les détails clés pour comprendre cet écart :
Coût de la matière première : Le charbon est historiquement beaucoup moins cher que le gaz naturel, ce qui rend le coût de production de la molécule de gaz à partir du charbon très attractif.
Frais d’infrastructures : La pyrolyse nécessite des usines complexes (gazéification). À l’inverse, le GNL nécessite des chaînes d’approvisionnement mondiales lourdes : terminaux de liquéfaction, méthaniers et terminaux de regazéification, ce qui rend le GNL très sensible aux variations géopolitiques.
Poids du carbone : Le gaz issu du charbon émet énormément de CO2. En intégrant le prix des quotas d’émission (notamment en Europe), l’avantage économique s’amenuise.
Pouvoir calorifique : Le gaz de pyrolyse brute est moins riche en énergie que le gaz naturel et nécessite un traitement pour être converti en méthane de substitution (SNG) ou utilisé comme gaz industriel, ce qui ajoute aux coûts d’exploitation.
Pour que cette utilisation spécifique soit viable économiquement, il faut donc supprimer les taxes carbones, et, cerise sur le gâteau, financer les installations à taux zéro.
Le même schéma devrait aussi diviser le coût de production de l’E-fuel par dix (à la louche), le rendant compétitif comme carburant et supprimant ainsi l’équivalent des importations de pétrole lui correspondant.
Quelles sont les réserves de charbon européennes par pays ?
Les réserves de charbon en Europe (hors Russie) sont principalement concentrées dans trois pays : l’Allemagne, l’Ukraine et la Pologne. Les gisements consistent surtout en lignite (charbon brun) et en houille (charbon dur).
Le classement des pays européens disposant des plus importantes réserves prouvées de charbon se structure comme suit :
Allemagne : Environ 34 milliards de tonnes, représentant près de \(3,5\,\%\) des réserves mondiales. Le pays possède de vastes gisements de lignite en Rhénanie et en Lusace, et reste le principal producteur et consommateur de charbon de l’Union européenne.
Ukraine : Environ 34 à 37 milliards de tonnes. Elle possède de très riches bassins miniers (notamment dans le Donbass) qui constituent les plus vastes réserves d’Europe de l’Est hors Russie.
Pologne : Environ 27 milliards de tonnes. Ses réserves de houille (principalement situées en Haute-Silésie) et de lignite sont les plus grandes de l’Union européenne derrière l’Allemagne.
Autres pays : Des gisements moins importants se trouvent en Grèce, République tchèque, Serbie, Bulgarie et Roumanie, Hongrie et Angleterre, bien que leurs réserves représentent des fractions inférieures à 1 % du total mondial.
À l’échelle mondiale, la Russie possède de loin les plus vastes réserves d’Europe et d’Asie du Nord, environ 15 à 19 % du total mondial selon les estimations.
Dans le cadre de la transition écologique, de nombreux pays de l’Union européenne ont mis en place des calendriers pour sortir définitivement du charbon (la France prévoit par exemple sa sortie d’ici 2027), ce qui rend de grandes parties de ces réserves inexploitables à terme. Des pays comme la Belgique, l’Autriche et l’Irlande ont d’ailleurs déjà fermé toutes leurs centrales à charbon.
Vous pouvez consulter le détail des statistiques de production et d’exportation sur le portail de la Commission européenne.
Voilà donc comment l’UE, une fois de plus, pour servir une fausse idéologie environnementale, se tire une balle dans la tête au détriment des peuples qui la composent et la financent, tout en augmentant les importations d’énergies fossiles et leurs émissions de méthane et de CO2.
Et il faudra toujours du coke pour faire de l’acier et du goudron pour faire les routes.
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