Commentaires sur : Des propositions pour mettre fin à la « bulle » photovoltaïque

Par : jmdesp

jmdesp — Thu, 02 Jan 2014 17:46:49 +0000

Pour Trianel, à la fin ils ont jeté l’éponge comme indiqué ici : « German, Austrian And Swiss Energy Associations Demand Improved Conditions for Pumped Storage Power Plants » In June the municipal utility cooperation Trianel announced to abstain from a pumped storage power plant project in the Eifel region in North Rhine-Westphalia

Par : jmdesp

jmdesp — Tue, 04 Dec 2012 18:59:39 +0000

Je vois que le doc de HSBC n’est plus en ligne, c’est bien dommage c’était une analyse économique avec de nombreux points très intéressants (il s’avère que l’url n’aurait pas du être public, je n’en savais rien, récupéré par un moteur de recherche). Elle confirmait bien qu’à la fois le pompé et le gaz ont diminué. Ce n’est pas grave l’info est aussi disponible ailleurs comme ici , passge de 1.100 heures à 980 heures 2011, et les cycles d’utilisation diminuent progressivement de 60 milles, 41 milles et 35 milles en 20011. En fait le problème c’est qu’un stockage pompé a besoin d’un moment où il y a trop d’électricité, pas cher, et d’un autre où il n’y en a pas assez, cher. Et le nucléaire avait tendance à générer des surplus pas cher chaque nuit, systématiquement utilisable pour la journée. En surprimant le nucléaire, il n’y a plus autant de surcapacité la nuit, les prix descendent moins il est plus délicat de charger à un tarif intéressant. Le solaire en réduisant le manque le jour descend en plus les pointes de la journée. Au total, ce n’est en réalité pas terrible économiquement pour le pompé qui n’est plus dans une situation où les écart s de tarifs sont prévisibles par avance. Le vent a tendance à générer des écarts prévisibles, mais la durée des cycles est trop long pour avoir un nombre intréessant de cycles. Sinon les Allemands qui consomment moins d’électricité, c’est entièrement remplacé par de la consommation fossile, surtout gaz. J’étais à Berlin le week-end dernier, cela ne m’a pas franchement eu l’air impressionnant en terme de qualité d’isolation, même dans les quartiers reconstruit depuis la réunification. Aucun triple vitrage en vue. Et on voit un bon paquet d’immeuble ancien visiblement aux murs béton.

Par : Ambiel

Ambiel — Fri, 12 Oct 2012 07:19:44 +0000

Perso je ne suis pas vert, à la limite Europe écologie mais encore… Mais ça ne m’enpeche pas de me réjouir de l’augmentation du prix de l’énergie, si c’est avec une fiscalité « verte » qui permet de dégager de quoi remplacer notre appareil productif en temps et en heure et si cela permet de responsabiliser tous les consommateurs tout en protégeant les plus faibles. A ce titre la PPL de Brottes sur la tarification progressive me parait aller dans le bon sens même si c’est une épouvantable usine à gaz faute de concertation de sa part. Mais c’est une habitude avec lui, c’est comme ça. En attendant grace à lui on a un vrai signal, pour la première fois, qui va dans la bonne direction. Pour rappel, un Allemand (bien sensibilisé aux prix forts) consomme 27% d’électricité spécifique en moins qu’un français…. ça fait réfléchir. Sur l’hydraulique pompé en Allemagne vous faites il me semble une erreur, le modèle écon tend à s’améliorer avec 2 cycles de pompage turbinage par jour au lieu d’un auparavant. Le remplissage se fait désormais aussi à midi grace au solaire, et ça c’est inédit. Leur problème c’est surtout qu’ils n’en ont pas assez. Il faut aussi penser à l’hydraulique Norvégien et Suédois, c’est quand même 1000MW à 1500MW de puissance appellée en moyenne chaque jour (journée) par l’Allemagne via le Danemark. mais d’une manière générale le modèle économique est à revoir, surtout que l’allemagne passe son objectif 2020 de 35% d’ENR dans le mix électrique à 40%. Et au passage il vont fermer 4GW de charbon de plus qu’ils n’en construisent, et tablent sur 20GW de gaz « picker » (cad avec à peine quelques centaines d’heures par an) pour gérer le tout. Avec quel modèle économique? ça c’est l’inconnue et c’est l’objet du débat acharné de cette semaine en Allemagne, qui devrait se prolonger encore quelques semaines. Verdict à la fin de l’année au plus tard.

Par : jmdesp

jmdesp — Thu, 11 Oct 2012 17:38:46 +0000

Personnellemnt j’avais quelque chose contre le PV quand il apparaissait qu’il était subventionné une fortune et ne contribuait à peu près rien au réseau. Mais le PV qui est compétitif économiquement sans subvention, je n’ai strictement rien contre. Ca me parait simplement absurde de penser le contraire. Je souhaite bien sûr que ce soit le cas, malheureusement j’ai encore un gros doute quand je vois combien les auditions de la commission des coûts ont souligné que le prix allait augmenter beaucoup à cause des EnR (marginalement à cause du nucléaire), et que les verts bondissent d’enthousiasme à cette idée, ils semblent crier de bonheur quand la CRE annonce un trajectoiore vers +50% A la lumière de l’expérience Allemande, il apparait que le PV peut avoir un rôle utile d’écrétement de la pointe de mi-journée. Il faut quand même pondérer en regardant le très utile document du Fraunhofer sur la production de S1 2012 : La variation de production mensuelle est de 1 à 8 (p9). Celle par semaine de 1 à 14 (p17). Le graphe P23 illustre graphiquement que la variation au jour le jour est en fait encore plus « bruitée » que ne le dise ces ratio. Les courbes mensuelle à partir de la page 38 illustre d’autres phénomènes. Même si l’Allemagne est réputée ne pas avoir de chauffage électrique, l’augmentation de consommation au mois de février est très nette. Et on voit graphiquement combien la contribution du solaire à l’effacement de la pointe est faible au début de l’année, à peu près nulle quasiment la moitié des jours de janvier, ou le 13 et 14 février, le 13 en plus l’éolien non plus n’a rien contribué. Les jours exceptionnels présenté p150 – 151 illustre encore plus clairement avec quasiment pas de solaire le 3 janvier par rapport à la très grosse production du 25 mai. Solution = stockage ? Pas vraiment. En effet le coût de moyen de stockage est généralement proportionnel à leur capacité max, et la rentabilisation se fait en chargeant / déchargeant le plus souvent possible. Ici pendant tout l’été on doit charge à bloc, et décharger l’hiver. Capacité nécessaire : maximale, fréquence de cycle : 1 fois par an. Retour sur investissement ? Comptez un millier de cycle environ. L’hydraulique pompé se rentabilise sur ce type de chiffre, et ceux qui l’opèrent préfèrent pouvoir faire un cycle aussi souvent que possible, de préférence une fois par jour, le solaire en Allemagne commence à poser de sérieux problèmes en réduisant l’utilisation de leurs capacités. Les centrales gaz CCGT se rentabilise aussi en s’utilisant au moins chaque jour en milieu de journée, avec là aussi un problème et même faillite pour plusieurs d’ntre elles. A partir du mois d’avril, où le solaire contribue beaucoup plus apparait un autre phénomène marquant, celui du dos de chameau, le 15 avril, le 21 avril, le 22, le 26, le 3 mai, le 11, le 12, le 16, le 26, le 29. En fait c’est presque tout le temps plus ou moins fort, plus ou moins symétrique. Ca correspond au fait qu’en début de journée la consommation progresse beaucoup plus vite que le solaire, puis le solaire augmente plus, puis il redescent avant que la consommation ne le fasse. Soit 2 bosses successives pour la production conventionnelle, en forme de dos de chameau. C’est un problème car le fossile traditionnel déteste cela qui oblige à varier constamment la production. Les STEP devrait aimer cela, mais dans les graph par semaine à partir de la page 121 on voit qu’elle n’arrive pas à amortir ces bosses tant que cela. En fait il faut que le prix soit descendu suffisament pendant la nuit pour qu’il est été rentable de les charger à bloc. Aussi prévoir si le phénomène va se produire, ainsi que l’ampleur qu’il aura est difficile. Au total HSBC annonce que le résultat est une mauvaise année à la fois pour le CCGT et les STEP, avec des fermetures/faillites de CCGT en France en particulier : Ne pas oublier, sur EPEX, tout ce qui se passe au niveau prix en Allemagne se répercute immédiatement en France tant que les liens ne sont pas saturés, ce qui est assez rare.

Par : jmdesp

jmdesp — Thu, 11 Oct 2012 16:24:24 +0000

J’imagine que la logique est de ne pas tendre la perche pour se faire battre et de ne pas en faire plus que les autres producteurs renouvelables.

Par : jmdesp

jmdesp — Thu, 11 Oct 2012 16:21:02 +0000

Je doute *très* fort que ce soit vraiment EDF qui nous empèche d’avoir les chiffres de production détaillé des EnR. EDF publie les chiffres quart d’heure par quart d’heure avec accès à un historique intégral de chacune de ces unités, nucléaire, fossile, et hydraulique. Je rève d’avoir l’équivalent de la part des autres producteurs d’énergie.

Par : jmdesp

jmdesp — Thu, 11 Oct 2012 16:14:11 +0000

Avec le taux de charge français de 15%, il faut un peu plus de 36 GW de solaire pour générer 47.8 TWh par an (toutefois, plus on augmente la capacité, moins on peut utiliser les emplacements optimaux, le taux tombera surement un peu en dessous) Le problème est que sur le modèle Allemand, cela se fera avec une pointe annuelle à environ 29 GW, pas forcément facile à encaisser un dimanche. Si cela se fait en diminuant la production nucléaire à coté, ce n’est pas forcément si utile que cela Je ne sais pas quel mois le solaire français produit le plus.

Par : Lionel_fr

Lionel_fr — Mon, 08 Oct 2012 06:20:54 +0000

Le réseau est au premier plan dés qu’on parle de centrales, on peut même parler de « dorsales ». Mais si un acteur majeur joue au joker avec le réseau , c’est bien le PV ! Quant au PV+Stockage, non seulement il n’a pas besoin de réseau supplémentaire mais c’est même le réseau qui va y combler ses insuffisances. Dire qu’une unité de stockage ne va stocker que la surproduction EnR est simplement aberrant. Comme toute entreprise, le stockage va optimiser son business et chercher son electricité là où elle est intéressante et on est très loin des caprices de la meteo, c’est plutôt l’intermittence de la demande qui fait son modèle économique. Il faut rappeler que même hors EnR, l’intermittence est le facteur dimensionnant de tous les réseaux. Dans la même veine. Il ne faut pas voir le PV comme un concurrent des centrales car il est par nature diffus. Les anciennes méthodes de comptage ne fonctionnent pas. Le problème est que les chiffres disponibles sont strictement nationaux , comme si les barrages avaient quelque chose à voir avec la consommation à Brest ! Tant que le monopole protège son hégémmonie en supprimant toute notion géographique de ses publications, les projections sont vaines. Les frontières politiques ne sont pas plus étanches que les publications de notre nonopole pré-feodal

Par : Ambiel

Ambiel — Sun, 07 Oct 2012 17:18:00 +0000

C’est bien pour cette raison que je parle de 10/15% max sur le réseau. Après effectivement il faut prévoir du back-up additionnel (ou de la baisse sensible de facteur de charge des centrales en base), du smart grids, du stockage. 400€ au Japon c’est n’importe quoi, ils vont se faire une belle bulle solaire comme en France.. Mais en même temps ils ont besoin au plus vite de beaucoup de capacités, et avec ça ils vont sans doute avoir 10GW dès l’été prochain et adieu les risques de coupures. Leurs pointes sont estivales et liées au records de chaleurs liès… à beaucoup beaucoup de soleil. le solaire est donc LA clé pour leurs pointes et ça c’est cool, même si vous n’aimez pas beaucoup le solaire. Pour la France on a déjà des centrales en cours de construction avec le tarif minimum de 110 à 100€ (soit l’équivalent du MWh de l’EPR). Les premières devraient être raccordées dès cet hiver. Et ça ça va pas trop vous plaire que le solaire soit devenu presque à parité réseau en si peu de temps. A final en 2020 on aura pas atteint l’objectif éolien, grace à vos efforts et à ceux de vos potes. Mais le solaire devrait pouvoir nous sauver la mise, avec 25GW installés à cet horizon (20GW de plus que l’objectif malgré le blocage du camp EDF ERDF RTE CRE) on aura rattrapé en production les 7 à 10GW d’éolien qui vont nous manquer.

Par : Sicetaitsimple

Sicetaitsimple — Sun, 07 Oct 2012 13:33:06 +0000

Mais nul doute qu’à un tarif d’achat promulgé cet été d’environ 400€/MWh ça ne démarre très fort au pays du soleil levant! Il faudra donc observer également la façon dont ils maitrisent la baisse des tarifs. C’est rarement simple.