Reprise du message précédent :
Alors a chaud, sans réflexion approfondis sur le sujet :  
 
-consommateur en capital cela ne m'etonne pas, faut en effet faire 2 puits, du coup cela double le cout de création...
-concernant l’espèce de radiateur qui permet de fonctionner en boucle totalement fermé, je me demande comment ils vont faire...
 

alors pour résumer la conclusion de l'article, la technologie a l'air au point mais....c'est cher

Cela me rappelle les puits de pétrole qui avaient poussé au conflit au Moyen Orient.
En tout cas, faire plusieurs tunnels parallèles, cela va couter une méga blinde sans parler du fait que cela va affaiblir le sol de manière massive. Déjà qu'avec des puits verticaux, on avait des tremblements de terre...

pour le cout oui
pour les tremblements de terre non a priori

And if you’re wondering if such techniques could cause earthquakes like fracking sometimes has, this is extremely unlikely, says Redfern. Fracking, he points out, is “essentially forcing water down the well at such high pressure that three kilometers down it's actually breaking the rocks apart” and at the same time sand is flushed through to keep the cracks open enough to allow oil or gas to flow out. This is very different to drilling eight-inch boreholes that are hermetically sealed with Eavor’s patented rock-pipe technology, which permeates into the rock and solidifies in the pore spaces (without the need for traditional steel casing).
“It doesn't cause earthquakes, doesn't contaminate the groundwater, there's no CO2 emissions whatsoever or methane emissions,” says Redfer

mais bizarre que je sois le seul a avoir accès a ça

 
c'est pas un tuyau de quelques cm de diamètre qui provoque les tremblement de terre!
 
C'est la fracturation hydraulique associée qui provoque les tremblement de terre (ou la vidange des réservoirs sous terrains)

 
 
yes voir au dessus

J'avais discuté avec un géologue qui faisait ça.
 
Il y a des projets cool à faire, mais ça reste très dépendant des facteurs du sol et de ce qu'on veut en faire. La chaleur étant bien plus rentable que de l'élèctricité dans un bassin geologiquement calme comme on à en basse-Belgique. Pour la chaleur, un peu partout c'est possible d'en trouver exploitable.
 
Un peu comme les bio-carburant en fait, ce serait dommage de ne pas profiter d'énergie gratuite fournie par notre environnement, mais on ne va pas alimenter Paris en électricité en forant trois trous dans son sous-sol.

Géologie pour du réseau de chaleur et pour de la prod d'electricité sont deux chose très différentes.  
Les températures en sortie du puits ne sont pas du tout la même. Avec de l'eau à 60°C tu fait un réseau de chaleur, pour l'électricité il faut de la vapeur, donc plus de 100°C...
 
Mais en France on as très peu de réseau de chaleur, c'est quelque chose de très peu developpé, alors que cela pourrait avoir un interet dans le cadre du CC.  
Par contre à la campagne, avec les distance à couvrir, je doute que ce soit rentable à mettre en place. Voir même techniquement possible...

 
ça va venir!
 
https://www.lemondedelenergie.com/r [...] 019/11/15/

 
c'est déjà là:

https://www.geothermies.fr/actualit [...] y-inaugure

10k foyer.... la blague, c'est même pas l’épaisseur du trait sur un fromage pour le pays...

 
Il faut densifier les villes et réserver les campagnes aux agriculteurs!  

 
 
j'aurai dis l'inverse  
 

Ou percer une poche d'eau sous pression. L'eau remonte dans le sol, le sol sec se gorge d'eau et devient humide comme une éponge, le terrain bouge et tu te retrouve avec plein de fissure dans les maisons du village (voir village de Lochwiller)

En gros il y a deux solutions.

Fracturation hydraulique pour augmenter le volume exploité en créant un réseau entre les forage d'injection et de récupération. Plein. Déjà expérimenté, plein de soucis: colmatage, pollution, corrosion et secousses.
Faire ressortir le tuyau: faible volume de roche exploité donc extration de peu de calories ou extraction intermittente.

C'est surtout la.surface d'échange thermiques qui compte : dans un tuyau, c'est limité...

 
Ça alors. L'année dernière, quand EDF a annoncé la même chose, j'avais posté un truc qui reprenait les X dernières années ou EDF avait annoncé ça.
En fait, c'est absolument tous les ans qu'on a cette alerte d'EDF. Et personnellement, je n'ai jamais observé de coupure, hors micro-coupure et jours de tempête.

Le CSEC d'EDF SA commande des études techniques ?    

https://www.rte-france.com/analyses [...] isonnieres

Parce que c'est les industries qui sont coupées en 1er

Soutenir les renouvelables et pas l’hydroélectrique serait une aberration
 

 
https://www.transitionsenergies.com [...] berration/
 
La France est magique

ben a force de casser les producteur d'électricité, il y a plus aucune boite qui est capable de faire de l'investissement sans mécanisme de soutien...

C'est pas seulement lié au fait de casser les producteurs d'électricité en fait. A quelques exceptions près, il n'y a à peu près aucun pays du monde où un industriel peut installer des moyens de production électrique (quelque soit la techno !) sans garanties.

Le marché électrique donne un signal pour prioriser les moyens de production avec les coûts marginaux les plus faibles et encourager la mise en place de flexibilité.

Mais il est très mauvais pour donner un signal d'investissement.
C'est principalement causé par le fait que l'électricité ne se stocke pas et ne se transporte que peu. Et en prime pas aidé par le fait que c'est une activité très capitalistique avec des temps d'amortissement longs.

Si on voulait un système électrique entièrement régi par le marché, il faudrait accepter d'avoir un prix de l'électricité côté consommateur variable et que tout le monde ne soit pas systématiquement alimenté.

Défaillance du réseau ≠ on coupe l'électricité chez les particuliers.

On prend d'autres mesures exceptionnelles avant, typiquement couper l'électricité chez des industriels payés pour ça.

On vise au niveau français ~3h de défaillance par an.

 
Autant passer à la cogénération et au chauffage collectif nucléaire comme en Russie.
https://www.lemonde.fr/planete/arti [...] _3244.html
 
Avec la chaleur perdue des 2 centrales nucléaires de Nogent-sur-Seine, vous pouvez chauffer tout Paris et la petite couronne.
https://www.sfen.org/rgn/nucleaire- [...] te-chaleur
 
Evaluation économique de la cogénération nucléaire pour le chauffage urbain en France
http://itese.cea.fr/fr/Publication [...] rance_.pdf

le probleme quand on est un entrepreneur innovant et original on est souvent aussi un peu taré

https://arstechnica.com/cars/2020/1 [...] lic-roads/

tesla fait ses beta tests de voiture autonome sur des routes publics (ce qu'aucune autre compagnie n'a jamais fait...)....si jamais ca foire....  

 
 
  Cette option revient depuis 20 ans dans les sujets  et c'est une excellente possibilité .   Personellement j'ai toujours trouvé nul de faire chauffer de l'eau et d'etre obligé de refroidir  et perdre plus de 60%  sans valoriser  cette energie au moins a certaines périodes.  
   mais on n'est pas en Russie et  si les gens  acceptent d'avoir un reseau de chauffage  venant d'une station de brulage de déchets menagers  leur dire que ca vient d'une centrale nucléaire  ils ne s'approcheraient pas du radiateur et demenageraient des qu'ils pourraient  
Sans compter les levees de boucliers vu qu'on est en "démocratie"   ....  

 
 
sans même parler de l'acceptabilité, tu as tout de même quelques problèmes d'ordre technique.  
La question avait été étudier pour chauffer les batiments en centrales nucléaire, et les problèmes sont les mêmes que pour chauffer une ville :  
 
1/tu as besoin de refroidir ta centrale toute l'année, été compris. Donc ça veux dire que de toute façon il faut garder les aéro. Tu ne va donc pas réduire les couts de construction (car ou iun aéro ça coute chère ), mais au contraire les augmenter en dédoublant l'infra de refroidissement
2/l'exploitation de ce genre de système avec des impératifs extérieur au fonctionnement de la centrale est toujours délicat
3/ cela veux également dire que la centrale doit s'engager d'une façon ou d'une autre a fournir la chaleur
en cas d'arrêt de la centrale pour raison de sureté, ou d'arrêt de tranche, qui prends en charge le cout des infra et combustible que tu va utilisé pour continuer a chauffer?  
 
4/ en général les centrale c'est quand même pas super proche des grosse aglo... même si on transporte relativement bien sur de grande distance, cela veux quand même dire de la perte en ligne de façon non négligeable...et la construction d'un nouveau réseau dédié a ce besoin (en sachant que tu va pas supprimer le gaz de ville, rien que pour la cuisson...)

On pourrait chauffer des serres pour cultiver des tomates  
ou des bananes

 
1/ Avec cette logique les centrales à cogénération n'existerait pas. Il y a toujours un point d'équilibre économique et considérer la chaleur d'une centrale nucléaire comme un déchet non valorisable n'est plus forcément acceptable aujourd'hui.
Quid des autres ressources utilisées pour le chauffage aujourd'hui (gaz 44%, fuel 14%, électricité 35% avec 145 TWh par an, ...) et de leur coût futur ?  Le pétrole coûtait 10$ il y a 20 ans, le gaz se négocie autour des 300$ les 1000 m3 (et plus l'hiver) contre environ 50$ dans les années 90 et Gazprom envisageait même 1000$ lors du pic de 2008, le prix de l'électricité produit dans les futures EPR reste inconnu mais sera bien supérieur à celui du parc actuel.
La fin des tarifs réglementés risque aussi de voir les tarifs explosés lors des pics de consommation où la ressources sera vendu au prix du marché comme dans d'autres pays.
Fournir cette ressource à un coût déterminable à l'avance pour un investissement "fixe" réduira la dépendance de la France aux importations et limitera la facture des ménages et réduira même la capacité électrique installée en France. La France a 100 GW d'électricité installée pour 67 millions d'habitants contre 83 GW pour l'Allemagne avec 82 millions d'habitants et lors des pics de consommation hivernaux, plus de 50 GW sont directement utilisés pour le chauffage électrique dans les villes dont une grande partie vient de centrales thermiques (parfois allemandes). Une baisse de 1 degré des températures durant l'hiver entraîne 5000 MW de production d'électricité supplémentaire au prix fort (dont 2500 MW pour la France) et fragilise fortement le réseau électrique européen.
2/ Idem pour les centrales à cogénération. Mais les centrales nucléaires fonctionnent surtout en régime base durant l'hiver et une grande partie sont arrêtés pendant l'été (entretien, prix électricité trop bas sur les marchés, canicule ou eau trop chaude, débit des fleuves trop faible,  ...).
3/ Des centrales thermiques d'appoint sont toujours possibles et c'est déjà la cas aujourd'hui pour les pics de consommation.
4/ Il n'a que Paris qui soit vraiment éloigné d'une centrale nucléaire pouvant couvrir ses besoins. Il y a des centrales nucléaires à moins de 100 kilomètres (2% de pertes de chaleur sur 100 km) de quasiment toutes les grandes agglomérations comme Lyon avec Bugey à 25 km et Saint Alban à 50 km, Bordeaux Blayais 45 km, Toulouse Golfech 70 km, Lille Gravelines 85 km, Rouen et Le Havre à proximité de Paluel, ... Seule la région PACA, Nantes et la Bretagne et ainsi que l'Ile de France sont réellement à plus de 100 km d'une centrale nucléaire. Et les futurs EPR peuvent très bien être construites à proximité des grandes agglomérations les plus consommatrices de chaleur et de chauffage électrique.

Toutes ces raisons sont tout a fait valide, et fait que effectivement ça serait une bonne idée de s'y mettre...
sauf que c'est des choses à prévoir a la conception, a grande échelle tu auras du mal a rajouter ça sans impact majeur sur le fonctionnement. C'est de la bonne grosse modification bien velue sur le plan technique, administratif...
 
Mais comme tu le dis, considéré que 66% de la chaleur produite est un déchet non utilisable n'est plus acceptable.

Ça saute aux yeux :
Comment l’Allemagne avec ses énergies fantasques pourrait survivre avec 83 GW installés ?
D’après Fraunhofer c’est 213,70 GW installés, 2,6 fois plus.  
 
 

 
https://www.connaissancedesenergies [...] euc-201102
 
 

 
https://www.connaissancedesenergies [...] que-201102
 
  bis

La puissance totale installée est en effet de 219 GW (contre 121 GW en 1991) mais avec seulement de 83 GW en thermique fossile, 12 GW avec le nucléaire, 11,2 GW d'hydroélectricté (dont 6.8 GW de STEP) et 8.9 GW de biomasse. Le reste est le solaire (42.3 GW) et l'éolien (55.7 GW).
Comme on ne peut pas vraiment compter sur le solaire l'hiver, que l'éolien reste aléatoire (et est souvent assez faible lors des périodes de grand froid) et que le débit des fleuves est plutôt faible en hiver, il reste principallement le thermique (et le nucléaire) soit environ 100 GW pour gérer les pics de consommation (allemands et européens) en hiver.

La puissance installée du parc allemand de centrales électriques à la fin 2017 est de 219,3 GW contre 126,1 GW fin 1991 ; elle se répartit en 83,6 GW de centrales thermiques à flamme (centrales à combustible fossile), 11,4 GW de centrales nucléaires, 116,4 GW de centrales à énergie renouvelable (dont 55,7 GW de parcs éoliens et 42,3 GW de centrales solaires) et 7,9 GW d'autres moyens de production
https://fr.wikipedia.org/wiki/%C3%8 [...] all%C3%A9e

 
Les allemands ne se chauffent pas à l'électricité... donc ils se chauffent au CO2

Oui, appel d'offre en 2011 (donc on paye les prix fort de l'époque) + site merdique

Par comparaison, Dunkerque a été attribué en 2019 à 44€/MWh...

Un des problèmes c'est qu'il y a dix ans entre l'appel d'offre et la mise en service...
Par comparaison, les anglais sont plutôt à 3-4 ans sur des appels d'offres bien plus important.

 
C'est le moment de revoir Science Etonnante: les couts irrécupérables!
 
http://www.youtube.com/watch?v=GCmfXMMhRzk

Ça fait donc une puissance pilotable largement au-dessus de 100 GW, et pas les 83 que tu annonçais plus haut. L'hydraulique de barrage (et STEP) est par définition fait pour fournir les pointes ; le fil de l'eau sur le Rhin par exemple (il y ont deux demi-centrales   ) c'est un débit quasi constat toute l'année.

Appel d'offre en 2011 et mise en service en 2023.
Les investisseurs ont aussi bien pris leur temps pour pouvoir baisser les coûts (prix éolienne, taux intérêt) et augmenter leur marge.
En 2011, le coût de l'électricité des nouvelles éoliennes marines était autour des 100 euros le MWh en Europe et le taux d'emprunt de la France de 4.5% et souvent plus de 8% pour les investisseurs privés.

Et en plus il n'y avait aucune expérience et outils de production en France pour les éoliennes marines et le gouvernement voulait développer une filière nationale. Donc un ticket d'entrée très élevé.

 
Le chauffage électrique est quasiment interdit en Allemagne et les tarifs de l'électricité allemands pour les particuliers (0.28 euros le KWh) sont suffisament dissuasifs.
La France concentre plus de la moitié des radiateurs électriques installés en Europe.

 
Les 83 GW concernait le thrermique qui est quasimemnt la seule ressource mobilisable en période de grand froid.
Il y a beaucoup de fleuves (et de barrages au fil de l'eau) mais peu de grands barrages en Allemagne (qui n'est pas très montagneuse) et les STEP ne peuvent produire plusieurs jours d'affilée lors des période de grand froid.
Les STEPS servent surtout pour les pics de consommation le matin et le soir.

 
 
l'hydro au fil de l'eau ça produit en permanence. C'est bien mieux que de l'hydro de barrage...