La période sombre et le semestre d'hiver

La construction de la transition énergétique allemande est fantasmée sur des sables mouvants. Il y a de grands mots et la vénération religieuse de l'hydrogène au lieu de faits réels.

Dans l'empire austro-hongrois, on disait "se disputer pour la barbe de l'empereur". Il est tout aussi inutile de discuter de l'obscurité si l'on ne tient pas compte de la situation durant le semestre d'hiver.

Le conte de fées Été Soleil Hiver Vent

Il fut un temps où les fans d'énergie renouvelable pensaient qu'il y avait plus d'énergie solaire en été et plus d'énergie éolienne en hiver et que c'était la solution. Mais pour cela, il faudrait avoir deux fois plus de kW d'éolien que de photovoltaïque. Le parc existant ne représente déjà que 0,72 kW d'éolien par kW de photovoltaïque au lieu de 2. Pour les nouvelles constructions, il n'y a que 0,25 kW d'éolien par kW de photovoltaïque. Quel serait le rendement de 150 GW de PV et de 300 GW d'éolien en Allemagne ? Tout d'abord, il faut remettre en question l'applicabilité et la faisabilité politiques. Ensuite, il faut calculer les conséquences du développement des sites moins favorables et de l'effet d'ombre du vent. Il faudra donc recourir très massivement au Power to X pour pouvoir utiliser en hiver le surplus d'électricité solaire en été.

Exemple de Coblence

Juste au nord du 50° nord, il doit être utilisé pour simuler la transition énergétique. On suppose que l'Allemagne aura besoin de 900 TWh nets d'électricité. Il y a tout ce qui est mobilité électrique et pompe à chaleur, mais considérablement moins d'industrie. Si le même équipement technique produit de l'électricité en Afrique du Nord à un tiers du coût, il n'est tout simplement pas réaliste de supposer une industrie sidérurgique verte en Allemagne pour l'exportation. Pour la simulation, on considère à chaque fois 1 hectare de zone d'habitation optimisée sur le plan énergétique. Celle-ci possède 1,35 MW de photovoltaïque. Celui-ci est ensuite complété au prorata soit par aucune, 68 kW, 135 kW ou 270 kW d'énergie éolienne. Ce modèle est répété jusqu'à atteindre 900 TWh/a. Il s'agit alors du multiplicateur. La simulation note pour chaque année la différence entre le niveau de remplissage le plus bas et le plus haut de l'accumulateur. La différence la plus élevée est ensuite prise avec une marge de sécurité de 25%. On a supposé un prix d'achat de 10 centimes/kWh de pouvoir calorifique pour le méthane/méthanol. Lorsque j'ai cliqué sur le prix le plus bas dans l'une des simulations, j'ai été surpris de constater que des achats considérables avaient été effectués.

Scénario	pas de vent	5% Vent	10% Vent	20% de vent
Photovoltaïque kW	1.352	1.352	1.352	1.352
Énergie éolienne kW	0	68	135	270
Raccordement au réseau kW	80	80	135	270
Accumulateurs kWh	3.000	3.000	3.000	3.000
Puissance en kW	80	80	80	100
Stockage chimique MWh	218	215	210	281
Importation Pouvoir calorifique MWh/a	23	29	3	51
Charge permanente kW	60	70	80	100
Investissement k€	724	805	919	1.172
Cent / kWh	10,08	9,66	9,21	10,03
Multiplicateur 900 TWh	1.712.329	1.467.410	1.284.247	1.027.397
E-colonies km²	17.123	14.674	12.842	10.274
Photovoltaïque GW	2.315	1.984	1.736	1.389
Énergie éolienne GW	0	100	173	277
Accumulateurs GWh	5.137	4.403	3.853	3.082
Puissance à GW	137	117	103	103
Stockage chimique TWh	374	316	270	286
Importation Pouvoir calorifique TWh/a	40	42	4	53
Investissement Allemagne G€	1.239	1.182	1.180	1.214

La grille de la simulation

Dans la simulation, la charge a été augmentée par paliers de 10 kW et la dotation en batteries par paliers de MW. Avec une grille plus petite, les résultats seraient plus précis, mais certainement pas prêts le dimanche pour l'envoi de la newsletter. Si nous mesurions l'Autriche avec une grille de 10 km, le point culminant ne s'élèverait peut-être même pas à 3000 m, car tous les hauts sommets sont ignorés quelque part entre les points de la grille. Avec une grille d'un kilomètre, le point le plus élevé serait probablement déjà à 3500 mètres. Dans une telle simulation, il ne s'agit pas de savoir si, avec une batterie de 3,2 MWh et 86 kW de Power to Methanol pour une charge de 92 kW, cela n'aurait pas été moins cher de 0,02 centimes/kWh, mais de déterminer des ordres de grandeur et d'identifier des phénomènes. Justement, par exemple, la surprise de constater que dans l'un des scénarios, l'achat de méthanol a fait baisser le prix de l'électricité.

Mauvais sites et effet d'abri

Déjà dans les 20% d'énergie éolienne par rapport au photovoltaïque, le développement de l'énergie éolienne est assez extrême. On a calculé ici une baisse de rendement de 10% due à des sites moins favorables et à l'effet de sillage. Si la baisse de rendement devait être plus importante, ce scénario pourrait devenir le plus coûteux.

Non-sens hydrogène

L'Allemagne dispose de 25 km³ de réservoirs souterrains. En dessous de 20% de remplissage, la vitesse de prélèvement est réduite. Nous l'avons appris cette année lors de la crise du stockage de gaz de février 2026. 20 km³ bien utilisables représentent environ 200 TWh pour le gaz naturel. Mais le besoin de stockage dans tous les scénarios est nettement plus élevé. 300 TWh en hydrogène représenteraient 96 km³ facilement prélevables pour les 80%. Au total, 120 km³. Au lieu de 25 km³ de stockage souterrain en raison d'un besoin de stockage plus important et parce que l'hydrogène nécessite 3,2 fois plus de volume, 120 km³ ? Cela pourrait coûter 400 milliards d'euros, simplement parce que pour certains idiots, l'hydrogène n'est pas un élément, mais un symbole religieux. Pour le méthanol, les réservoirs pour 300 TWh coûtent moins de 18 milliards d'euros. C'est déjà une différence de coût très spectaculaire. Encore moins cher, une partie de l'électricité excédentaire va dans le Power to Methan et est stockée dans les réservoirs souterrains existants, le reste va dans le Power to Methanol et des réservoirs pour 100 TWh devraient coûter moins de 6 milliards €. Toutes ces histoires de nouvelles centrales à gaz "prêtes pour l'hydrogène" sont des absurdités qui n'ont aucun rapport avec la réalité.

Les centrales à gaz doivent être prêtes pour l'hydrogène. Foutaises, car la capacité de stockage nécessaire pour l'hydrogène est beaucoup trop chère.
Les centrales à gaz doivent être conçues pour des cycles de charge rapides. Foutaises, car des batteries en nombre suffisant rendent les variations rapides de charge superflues.
Les centrales à gaz ne fonctionnent que quelques centaines d'heures par an, il n'est donc pas rentable de les dimensionner pour un rendement élevé en utilisant la chaleur des gaz d'échappement. Foutaises, ils passent généralement 4 mois d'hiver de manière régulière.

Les scénarios se situent tous aux alentours de 10 centimes/kWh. Rien qu'avec le stockage d'hydrogène, on passerait à 15 centimes/kWh.

GEMINI next Generation Zrt. enregistrée

Jeudi, j'ai reçu un e-mail de l'avocat, l'inscription a été faite. Je serai donc à Budapest mardi pour l'ouverture du compte. Il s'agit maintenant d'améliorer la dotation en capital. Ensuite, il s'agit d'obtenir 400 000 euros pour le prototype. Voici notre offre de participation

Qui sommes-nous ? Nos actionnaires

Qui sommes-nous ? Nos actionnaires." Je demande à tous les anciens actionnaires et, je l'espère, à de nombreux nouveaux, de contribuer de la sorte.

Recruter de nouveaux actionnaires

Jusqu'à présent, seuls 2% de nos actionnaires sont devenus eux-mêmes actionnaires par l'intermédiaire de nouveaux actionnaires. Cela devrait être nettement plus à l'avenir. L'offre est de 10% des actions achetées pour une intermédiation immédiate et de 5% pour une assistance. Je comprends la notion d'assistance comme au football : celui qui passe le ballon au buteur a fait une assistance.