Incomplet sur les 300MW installés ce trimestre, 240MW, soit 80% en puissance, sont des installations de plus de 250kwc.
Il serait interessant de distinguer les raccordements ERDF et les raccordements RTE, idem pour non pas la mais les files d'attente, ce qui est différent de l'éolien où tous les raccordements ne passent que par RTE.
Il est fort probable que les raccordements RTE en PV soient en effet de belles bombes à retardements pour la cspe, avec des centrales au sol avec d'"anciens" tarifs d'achats au niveau de l'actuel intégré au bâti, tout ça avec des permis de construire qui ne sont parfois pas encore accordés.
Ce tableau de bord est sain, on aimerait avoir le même, en trimestriel également, pour la consommation d'électricité avec ventilation régionale idem.
pour info; le tableau de bord en entier Q1 PV eolien:
Les raccordements éoliens passent très peu par RTE (moins de 5%) même si cette part tend à augmenter assez rapidement.
Le solaire sur RTE c'est pour l'instant epsilon, quelques parcs dans les Landes ou dans le sud est mais cela reste marginal.
Pour les "bombes à retardement" CSPE ancien tarif, il ne reste pas grand chose, les dernières possibilités de raccordement ERDF de projets à anciens tarifs étant ce mois-ci, juin, 18 mois après le moratoire qui imposait ce délai max pour tout raccordement. Cela concerne quelques projets, essentiellement du EDF EN qui a été l'un des plus important en volume à déposer en catastrophe.
Il y a par contre une inconnue sur les projets demandés en RTE, pour majorité venant du même opérateur.
ok admettons donc que la part de raccordement via Erdf et via Rte soit la même pour pv et eolien.
pour la file d'attente PV RTE, elle est a priori comprise dans le tableau de bord si on en croit les sources indiquées en légende dans lien donné plus haut, mais on ne peut pas la distinguer.
Autre point: un ou deux projets chez EDF EN, ça peut représenter 300MWc! (par exemple Toul + Beaucaire, ou Chartres + Gabardan )
En analysant les NREAP français et allemand on trouve les objectifs suivants pour les deux EnR phare :
Eolien :
Allemagne 2012 = 31 357 MW installés pour une production de 53 TWh
France 2012 = 8 265 MW installés pour une production de 18 TWh
Allemagne 2020 = 45 750 MW installés pour une production de 104 TWh
France 2020 = 25 000 MW installés pour une production de 58 TWh
Photovoltaïque :
Allemagne 2012 = 23 783 MW installés pour une production de 17 TWh
France 2012 = 1 080 MW installés pour une production de 1,3 TWh
Allemagne 2020 = 51 753 MW installés pour une production de 41 TWh
France 2020 = 4 860 MW installés pour une production de 5,9 TWh
Conclusion :
Les Allemands mettent le paquet pour en final obtenir 18% d'EnR dans le mix énergétique et pour le moment, ils sont conformes à la feuille de route tracée dans le NREAP.
Les Français prévoit et font nettement moins de nouvelles EnR (seulement électrogènes), mais se propose d'atteindre l'objectif de 23% d'EnR dans le mix énergétique en 2020.
Si l'éolien est peut être un peu en retrait sur la feuille de route, en revanche, le photovoltaïque est très nettement en avance.
Conclusion de la conclusion :
Les Français ne sont nullement en retard sur les Allemands.
Les NREAP décrivent le minimul légal, c'est à dire le niveau en dessous desquelles les états voivent être condamnés par des amendes s'ils ne réalisent pas leurs objectifs car ils mettent en péril l'indépendance énergétique de l'UE qui a de moins en moins de production d'hydrocarbure et plus aucune d'uranium.
Les objectifs dans la loi nationale des pays sont souvent plus élevé, parce que depuis les renouvelables concurrences les énergies conventionnelles ce qui permet d'augmenter la part d'EnR pour la même quantité d'argent injecté... L'Allemange vise plutôt les 66% d'électricité par exemple... http://www.spiegel.de/international/ger … 54621.html
@dan1 Nous sommes en retard dans l'éolien et la situation empire. Si la question porte plutôt sur l'ambition de ces objectifs, là oui nous sommes très, très, très en retard sur les Allemands.
Les allemands ont aussi un objectif 2030 avec 30 à 40% d'ENR, nous avons sur ce point plus d'ambition avec l'objectif de Hollande de 38% en 2025 (12% de thermique et 50% de nucléaire).
Mais nous n'allons pas sacrifier des réacteurs qui peuvent encore tourner pour pas trop cher, mieux vaut utiliser cette manne potentielle en la taxant pour préparer les investissement obligatoire lors de l'arrivée à 40 ou 50 ans de ces réacteurs, qu'il faudra remplacer (EPR, ATMEA, ENR, autres).
Edf oa edf connecte, facture, mais edf Obligation d'Achat ne paye pas ses producteurs sous contrat!
facture janvier 2012 on est en juin et toujours pas payée!
la loi impose normalement le paiement des fournisseurs dans des délais d' 1 ou 2 mois, pas 5 ou 6! le taux d'intérêt de retard étant très faible on comprend qu'edf, se finance à pas cher sur le dos de ses producteurs.
Point intéressant sur la production intermittente La France a atteint 11/12% d'énergies intermittentes dans son mix entre 11H et 15H aujourd'hui avec entre 3 et 4% de solaire et entre 7 et 8% d'éolien, sur une période qui correspond à notre pic de consommation.
Ce n'est certes pas la règle, il s'agit d'une journée exceptionnelle mais cela reste intéressant car cela n'était pas considéré comme possible il y a à peine 5/6 ans.
Des plans nationaux Je constate que les NREAP nationaux sont d'excellente feuille de route qui permettent de lire les efforts annoncés au regard des objectifs globaux.
Je veux bien que l'Allemagne réussisse à faire mieux que ce que prédit son NREAP en 2020, cela étant, il m'étonnerait qu'elle crève les plafonds et dépasse la France avec ses 23%, sachant que la moyenne européenne est à 20% dans le mix énergétique.
Mais admettons que les objectifs de 2020 soient en réalité doublés :
"Reste que en 2020, l'Allemagne promet de ne consommer que 197,2 Mtep (2 293 TWh) et elle promet également de produire 41,4 TWh avec le photovoltaïque et 104,4 TWh avec l'éolien.
Au total, les EnR phare produiront 145,8 TWh soit 6,35% de la consommation d'énergie finale.
On comprend donc facilement que l'Allemagne n'ait pas voulu contribuer à plus de 18% au challenge européen des EnR.
S'il advenait que le PV et l'éolien doublent la mise en 2020 en produisant 292 TWh (12,7%), il resterait encore 2 000 TWh aux mains des FOSSILES ou d'autres EnR (que l'on espère très performantes).
Pour doubler le PV en 2020, il suffirait d'installer 103 GW au lieu de 51,5 et en même temps d'installer 91 GW d'éolien au lieu de 45,5.
Aujourd'hui l'Allemagne possède 19 GW de PV et 28 GW d'éolien, il reste donc une belle marge pour les installateurs."
Comme on le voit, si l'Allemagne doublait son objectif, les 292 TWh d'électricité "verte" ne représenterait que 25 Mtep sur 197 Mtep au total dans le mix énergétique.
Mais qui sait, peut être que l'Allemagne compte secrètement installer 90 GW d'éolien (+ 60 GW) et 103 GW de PV (+ 80 GW) d'ici à 2020 !
La conclusion, c'est que quand on parle d'énergie, il n'y a pas que l'électricité. Et aujourd'hui, je ne vois pas comment l'Allemagne pourrait arriver au niveau de la France (23%) en 2020, Car ces 5% d'EnR représentent 115 TWh à produire en plus de l'objectif affiché des 18%.
Les nreap ni constituent certainement pas "un minimum légal" sur la façon dont l'objectif global est atteint. Je n'ai plus la Directive en tête, il y a certes des points de rendez-vous, mais un Etat qui fait plus de ceci et moins de celà mais qui globalement reste dans les clous de ses engagements ne sera pas pénalisé.
Mais effectivement, la Directive a imposé un format de la feuille de route uniforme pour chacun des pays, ce qui n'est pas bête. Celui qui pense qu'un scénario établi en 2010 sera pile poil tenu en 2020, rubrique par rubrique, est bien ambitieux...
Chelya nous fait encore de l'intox en parlant "d'objectifs dans la loi nationale plus contraignant", et en collant derrière un lien vers un scénario Allemand qui n'est qu'un scénario à ma connaissance au moins traduit dans aucune loi.
Pour Lionel: au passage , on voit qu'en 2030 dans le scénario fourni par Chelys il n'y a pas un fifrelin d'hydrogène?????
Le soleil brille, brille, brille plus le jour que la nuit ( ça on s'en doute tous), mais aussi beaucoup plus en "été" qu'en "hiver", ce qui est moins facile à quantifier.
Pour aider, je vous propose cette analyse factuelle de la production electrique en Allemagne en 2011:
Le scénarion " doublement des objectifs PV par rapport aux objectifs actuels du NREAP" de Dan1 ne conduirait malheueusement pas à quelque chose de très significatif en hiver, et conduirait certainement à quelques menus problèmes l'été en milieu de journée.
Mais j'oublie que d'ici là on aura des stockages intersaisonniers d'hydrogène, suis-je bête!
"Le scénarion " doublement des objectifs PV par rapport aux objectifs actuels du NREAP conduirait certainement à quelques menus problèmes l'été en milieu de journée."
Il n'y a aucun problème pour déconnecter instantanément du PV , bien qu'il soit plus intelligent de trouver un usage à une surproduction.
Damned! curtailment pv Airsol, je vous remercie...trouver quelqu'un qui reconnait qu'une filière "nouvelle" (éolien , PV) devra dans l'avenir se deconnecter quand elle devient trop encombrante, comme le font toutes les autres depuis longtemps, c'est une preuve de réalisme et d'une certaine maturité. Plus intelligent n'est pas forcément gagné, contrairement à ce que beaucoup ici, qui ne savent pas compter, ignorent.
Précision On n'en bien sûr absolument pas là en France, mais nos amis allemands vont certainement devoir se poser la question dans les années qui viennent , au moins quelques jours par an.
Sphère Si on demande aux allemands de programmer les lave-linge et vaisselle pour se lancer entre 12 et 14h , je crois qu'ils le feront même si on ne leur baisse pas le tarif electrique. Bien sûr les ballons d'eau chaude sont aussi bienvenus..
Le stockage hydrogène serait déjà bien inspiré de supporter la consommation de début de soirée puis évoluer lentement vers l'intersaisonnier au fur et à mesure des améliorations techniques.
On y lit que les capacités de stockage sphériques peuvent aller jusqu'à 200 000 m3 mais on ne parle pas de pression hélas.
Dan : votre magnifique photo sur les mines de lignite à ciel ouvert (ne pas reposter) donne une idée des sites mais dans tous les cas il faut déployer de gros moyens.
Il n'empêche : je ne vois aucun frein technique sérieux au stockage de grosses quantités d'hydrogène pour assurer une production d'énergie d'origine LOCALE , c'est à dire française au lieu de payer 75c par litre de pétrole à l'opep qui ne sait plus où ranger ses lingots..
@sicetaitsimple Votre remarque sur le curtailment est très juste, elle se pose d'ailleurs déjà en France dans les DOM. Mais cela reste marginal tant que cela ne concerne que quelques heures par an ainsi qu'une puissance limitée.
Lorsque les allemands auront 50 000MW de solaire en 2020, l'occurence de disposer de 100% de ces 50 000MW est nulle, celle de disposer entre 11H et 15H de 40 000MW est faible et leur consommation dans ce créneau est à leur pic, à savoir près de 70 000MW. S'ils disposent dans le même temps de 40 000MW d'éolien le risque d'avoir 30 000MW en fonctionnement au même moment est faible.
S'ils doivent dépasser ces deux records, limiter de 500, 1000, 2000MW les puissances produites pendant quelques heures par an ne sera pas significatif.
Par contre le problème va se poser très serieusement lorsqu'ils envisageront d'aller au-delà de leur feuille de route 2020 et tenter de mettre en place l'objectif de 80% d'énergies renouvelables en 2050.
à lionel Vous avez une lecture très selective.Il est écrit:
"les sphères qui sont utilisées pour le stockage des gaz sous pression comme le butane ou le propane par exemple. Les volumes stockés sont de l'ordre de 3000 m3 pour les cigares et de 500 m3 à 10 000 m3 pour les sphères"....
à solaar Les allemands consomment rarement 70000MW au pic du milieu de journée l'été, ni en semaine ni encore moins le WE. Par ailleurs, un réseau ne peut pas être piloté, ni en fréquence ni en tension, sans disposer de puissance modulante, controlable et a peu près correctement répartie géographiquement ( bref des moyens "conventionnels" qu'ils soient thermiques ou hydrauliques, voire nucléaire dans le cas francais).
Je pense que le phénomène sera atteint assez rapidement, certainement avant 2020.
Complément Le stockage en reservoir sphérique de butane ou de propane, sous forme "liquide" , est en fait réalisé à la pression de saturation, sous forme d'un équilibre liquide/gazeus à une pression dépendant de la temprérature.
Select my_purpose from wiki_page Les butane/propane ne sont pas interressants ici car trop lourds et t° d'ébulition trop élevée.
Le méthane est intéressant car une installation capable de le stocker peut être convertie à l'hydrogène. Encore une fois , les fuites d'hydrogène ne sont pas un très gros problème si l'installation est conçue pour les canaliser.
Pour les réalisations GNL , on a quand même ça :
Les réservoirs cylindriques verticaux à simple ou double paroi avec enceinte extérieure métallique ou béton qui sont utilisés pour le stockage du gaz à l'état liquide. Selon le cas ces réservoirs peuvent être enterrés, semi enterrés, posés ou ancrés au sol voire montés sur pilotis. Les volumes stockés sont de l'ordre de 50 000 m3 à 200 000 m3. Ces réservoirs équipent les terminaux méthaniers ou GNL d'exportation des pays producteurs (Pays du golf, Nigéria, Algérie, Norvège...) ou importateurs comme, en Belgique, à Zeebruge ou, en France, à Montoir-de-Bretagne, Fos-sur-Mer ou encore à Dunkerque où EDF envisage la construction d'un terminal GNL.
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