Alstom a signé un contrat d’une valeur de près de 120 millions d’euros avec Tractebel Energia Brasil, premier producteur privé d’électricité au Brésil, portant sur la fourniture d’éoliennes ECO 122 destinées au projet Trairí II, un parc éolien situé dans l’Etat de Ceará, au nord-est du pays.
Le projet Trairí, dont la mise en service devrait intervenir à la mi-2016, permettra de générer 97,2 MW.
Le contrat prévoit la livraison de 36 éoliennes ECO 122 de 2,7 MW chacune. En outre, Alstom sera chargé de l’exploitation et de la maintenance du parc éolien pendant dix ans.
Pour la première fois, les éoliennes Alstom disposeront de mats en béton de 119 mètres, spécialement conçus pour l’ECO 122 et livrés dans le cadre d’un consortium avec Freyssinet. Ce nouveau mât sera composé de 11 sections en béton préfabriqué, celle se trouvant à la base de la structure mesurant 7m20 de diamètre. Pour faciliter l’assemblage de la nacelle et du mât au sommet de la tour, une méthode unique de montage sans grue, fondée sur une technique de levage hydraulique éprouvée dans le génie civil sera utilisée.
Les nacelles des éoliennes seront produites dans l’usine Alstom de Bahia. "Le projet Trairí II sera le premier projet à utiliser nos nouveaux mâts de 119 m, qui nous permettent d’exploiter de façon optimale les ressources éoliennes, quelles que soient les caractéristiques du vent. Il confirme ainsi la valeur que nos clients accordent aux investissements que nous réalisons en matière de développement d’éoliennes innovantes" a déclaré Yves Rannou, Vice-Président Senior en charge des activités éoliennes d’Alstom.
** Le facteur de capacité est un indicateur de la quantité d’énergie produite par une éolienne sur un site donné en l’espace d’une année. Etant donné que la vitesse du vent n’est pas constante, la production d’énergie annuelle d’une éolienne n’est jamais équivalente à sa puissance nominale en MW multipliée par le nombre total d’heures sur un an. Le facteur de capacité correspond au ratio entre la quantité réelle d’énergie produite sur une année et la production théorique maximale d’une éolienne fonctionnant à pleine puissance à plein temps.
En Espagne le développement de l’éolien reprend, malgré la fin des subventions, au Bresil l’éolien est déjà l’énergie neuve la plus compétitive : Un jour aussi en France, quand par exemple les contraintes administratives seront assouplies (8ans pour faire un parc éolien contre 2ans en Espagne).
Avec une puissance installée de 8 480 MW, l’éolien n’a produit que 0,95 TWh pour une production totale de 39,4 TWh. Pendant une vingtaine de jours, la puissance fournie est restée largement inférieure à 2 000 MW
Vous noterez que pendant ce meme mois de juin, la production solaire a atteint un record et presque depasse la production eolienne. Il y a une relle complementarite entre eolien et solaire en France (anticyclone = peu de vent mais beaucoup de soleil ; depression = vent mais peu de soleil), et avec une capacite solaire installee d’environs 1.5 x la capacite eolienne, on devrait avoir une production assez reguliere en moyenne hebdomadaire. Hebdomadaire seulement, mais c’est deja beaucoup.
Je pense que ce qu’à voulu dire Samivel, c’est qu’avec un bon ratio PV/ éolien en puissance installée, l’energie produite par semaine peut être relativement constante. Ce n’est pas vraiment le cas, il y a des rapports 1 à 4 en Allemagne. Sur printemps/été, ce n’est pas trop faux. Cf slide 26.
en France, en moyenne éolien +pv # 4% de la production d’électricité, en espérant qu’ils sont effectivement “complémentaires”. 4% toujours bienvenus, mais qui peut encore croire au quintuplement de cette production d’ici 2020 ??? Marie Ségolène, peut être ?
Au moins l’exemple allemand (avec plus de 30GW de chaque) est interessant sur le possible et le pas possible. Mais déjà du stockage avec un pas hebdomadaire, ça ne se trouve pas sous le sabot d’un cheval.
Attention à comparer des situations très différentes : – L’ensolleillement Allemand est en moyenne de 900H contre 1200H chez nous. – Ils ne disposent que d’un régime de vent principal et ont un facteur de charge éolien faible, de seulement 1700H en moyenne contre 2300H chez nous. – Leur territoire est plus petit de 30%, donc moins de foisonnement solaire et éolien. – La moyenne de la taille de leur rotors qui permet une production sur des vitesses de vent plus faibles (et donc une production plus régulière) est plus faible en Allemagne car leur parc est bien plus ancien que le notre. – Le solaire est concentré dans le sud, leur éolien dans le nord, c’est comme si en France 90% de notre parc éolien était en Normandie et 90% de notre parc solaire en PACA. Nous avons un peu mieux réparti nos installations, et surtout nous en avons installé bien peu, et nos schémas régionaux prévoient un vrai foisonnement national.
@badrien L’electricite ne se stocke pas seulement dans les STEP, mais, en France (pas en Allemagne) dans toutes les centrales hydrauliques a reservoir. En effet, aujourd’hui, ces centrales a reservoir tournent pratiquement toute la journee, toute l’annee. Or le facteur limitant de la production hydraulique en France est presque toujours le stock d’eau disponible: 24 GW de puissance installee hydrqulique au total, dont une grand majorite de centrales de barrage, mais un pic de production hydraulique journalier qui depasse tres rarement 12 GW. Donc si les ENR intermittentes produisent pendant une partie de la journee, les centrales de barrage arretent de produire, gardent leur eau, et peuvent donc produire davantage le reste de la journee. Ce stockage ne marche que si la production ENR intermittente est relativement stable sur la semaine et sur l’annee. Ce qui sera a mon avis le cas en France (pas forcement ailleurs) avec une capacite solaire environ egale a 1.5 x l’eolien. Mais dans ce cas il faudra sans doute que les nouvelles capacites solaires soient davantage lissees pendant la journee, avec davantage de tracker, des panneaux fixes orientes au SE dans l’Est de la France et des panneaux orientes au SW dans l’Ouest de la France. (je rappelle qu’il y a 30mn de decalage horaire entre Strasbourg et Brest)
“L’electricite ne se stocke pas seulement dans les STEP, mais, en France (pas en Allemagne) dans toutes les centrales hydrauliques a reservoir. En effet, aujourd’hui, ces centrales a reservoir tournent pratiquement toute la journee, toute l’annee.”. C’est exact, mais limité. Les centrales de lac produisent assez peu ( en puissance) une bonne partie de l’année et par ailleurs leur production est parfois liée à des critères hors production electrique ( débits réservés, irrigation,…). Par exemple hier, la puissance de lac a varié entre environ 1000MW et 4000MW au long de la journée, y compris la nuit où il y a eu jusqu’à 2600MW de pompage! (données eCO2mix bien sûr). Autant dire que si vous imaginez (par exemple) 10000MW de solaire en milieu de journée, ça n’est absolument pas à la hauteur.
Pour bénéficier de nos régimes de vents différenciés, encore faudrait-il y disposer de puissances installées significatives. Or aujourd’hui l’essentiel (les 2/3) de notre puissance sont sur le régime nord-atlantique/manche. Rien sur la partie atlantique sud-pyrénées (différence thermique montagne et méditerannée-Atlantique) et pas grand chose sur la partie sud-est (couloir rhodanien-méditerrannée). Rien à très peu sur la partie “continentale” (Alsace/Bourgogne/Auvergne) également. Mais là ou vous avez raison, c’est qu’il existe quelques heures par an ou tous ces régimes de vent peuvent être quasi nuls en même temps. L’éolien n’est pas une énergie de base, c’est une énergie variable qui doit, si on veut en faire un usage de semi-base et une part dans le mix supérieure à 20-25% (comme en Espagne, au Portugal, en Irlande…), être couplée à un nouveau modèle : – stockage avec véhicules (batteries) – power-to-gaz – Step et retenues d’eau – effacement de consommation – stockage sous forme de chaleur/froid – … Et pas une seule de ces solutions, mais sans doute l’ensemble. Un nouveau modèle en quelque sorte. Mais uniquement si l’on veut faire plus de 20% d’éolien dans notre mix, sinon le système actuel, en l’adaptant un peu (renforcement réseaux en particulier mais c’est déjà prévu, programmé et payé par les producteurs éoliens), est suffisant. RTE et ERDF d’ailleurs déjà validé par leurs schémas de raccordement près de 35GW de capacités éoliennes terrestre et répercuté les couts sur tous les raccordements à venir pour le renforcement des réseaux. Si l’on ajoute les 6GW off shore prévus à la même échéance nous aurons 20% d’éolien dans notre mix en 2030.
“renforcement réseaux en particulier mais c’est déjà prévu, programmé et payé par les producteurs éoliens” ?????????!!!!!!!!!!!
Eh oui, cela s’appelle la quote part sur Schéma Régional de Raccordement au Réseau. Elle est calculée pour chaque région en fonction des investissements à réaliser pour raccorder ces GW éoliens terrestres. Et pour la petite histoire, l’EPR a eu un joli traitement de faveur, nul besoin de payer son raccordement et encore moins le renforcement du réseau, ou pour la com ils se sont même permis de dire que cela servirait à l’off shore…oubliant au passage que le projet off shore du secteur (hydrolien) n’existait même pas à l’état d’idée au moment du lancement de la ligne. Mais ils ne sont pas à une contradiction près.
Pour compléter la réponse de Temb, la quote-part sur le renforcement du réseau c’est entre 10 000 et 70 000 Euros/MW solaire/éolien installé selon les régions. Par exemple pour Champagne-Ardenne, ça donne précisément 49 260 Euros/MW, soit pour 871 MW à accueillir d’ici 2020, 43M€ à la charge des producteurs (7 à la charge du RTE) Effectivement avec l’avènement de ces schémas on peut dire que les développeurs EnR financent assez largement l’adaptation du réseau électrique à la production décentralisée et que lobby nucléaire s’est plutôt bien débrouillé pour ne pas cotiser d’un euro dans l’affaire… C’est un traitement inéquitable mais habituel en France, je cherche encore le décret qui obligerait un constructeur EPR à constituer des garanties financières de démantèlement dès la mise en service d’un réacteur. Pour l’éolien c’est là.
Pourquoi reproche t’on systématiquement l’intermittence à l’éolien et au solaire ? Il est évident que le vent et le soleil ne sont pas constant, donc l’énergie produite n’est pas constante. Où est le problème ? La consommation aussi n’est pas constante. On ne vous demande pas de consommer en permanence la même puissance ?Alors profitons de la ressource solaire et éolienne quand elle est là. ERDF et RTE gèrent très bien l’intermitence tant de la production que de la consommation. Il y a effectivement une limite à cela… dans les dom tom et en Corse, la limite est fixée à 30% d’éolien + pv en chaque instant. Je suis très heureux de savoir que quelque fois dans l’année, on atteind ce seuil là. Vivement qu’on y arrive sur le continent aussi. ERDF et RTE apprenant de mieux en mieux à gérer cette intermitence, on pourra dépasser ce seuil (c’est déjà le cas en Corse).
“ERDF et RTE gèrent très bien l’intermitence tant de la production que de la consommation. Il y a effectivement une limite à cela… dans les dom tom et en Corse, la limite est fixée à 30% d’éolien + pv en chaque instant.” En effet, l’intermittence des ENR peut tout à fait être absorbée… dans une certaine limite. Si on retient la limite des 30%, elle peut déjà être facilement atteinte en France : La puissance éolienne installée est en effet de 8,5GW, la puissance PV de l’ordre de 4,5GW, et la puissance consommée tourne le week-end en été entre 30 et 40GW. Sachant que la France est un des pays ayant installé peu d’ENR. Ailleurs en Europe, cette limite des 30% a depuis longtemps été dépassée. L’Allemagne, par exemple, a une puissance PV+éolien installée de l’ordre de 70GW, soit grosso modo leur puissance consommée en hiver.
Pourtant, cher Cain, c’est une obligation imposée aux parcs éoliens et aux centrales solaires. Débile? Ou juste bien dans l’idéologie française anti-ENR? 2 poids deux mesures comme toujours. Pareil sur le réseau et le raccordement, l’EPR se fait payer un raccordement, une ligne THT et un renforcement du réseau, les ENR doivent payer 100% de leur raccordement + payer le renforcement du réseau. Le nucléaire, lui, préfère comme toujours reporter les problèmes sur les générations futures. Les gens comme vous en ont bien profité pour faire carrière et s’octroyer de solides avantages sociaux, tant mieux pour vous, mais le problème c’est que les plus jeunes comme moi vont devoir gérer vos déchets nucléaire et le démantèlement. Merci!
“Pourtant, cher Cain, c’est une obligation imposée aux parcs éoliens et aux centrales solaires. Débile? Ou juste bien dans l’idéologie française anti-ENR? 2 poids deux mesures comme toujours.” Non, l’explication de ces différences d’obligation est très simple : Les ENR sont développées par des tonnes de sociétés. Certaines sont grandes, beaucoup sont petites. Certaines font faillites. Il est donc normal de vouloir que les fonds soient là dès le début. Le nucléaire, lui, n’est développé que par une seule société, contrôlée par l’Etat. Aucune autre société n’a eu l’autorisation de l’Etat pour construire de nouvelles centrales, malgré les envies (GDF Suez). Cet acteur unique, EDF, est le plus gros électricien mondial. Et le niveau de ses provisions sont suivies de près par l’Etat, le parlement, la CRE, la presse, etc. Ces obligations différentes sont donc parfaitement logiques. “Pareil sur le réseau et le raccordement, l’EPR se fait payer un raccordement, une ligne THT et un renforcement du réseau, les ENR doivent payer 100% de leur raccordement + payer le renforcement du réseau.” Encore une fois, c’est faux : Les producteurs ENR payent pour les travaux sur le réseau dont ils sont la seule cause : Le raccordement, les renforcements de poste source, etc. Ils ne payent pas pour les travaux qui profiteront à tout le monde, par exemple les interconnexions. Pourtant les ENR sont la principale raison pour laquelle on construit ces interconnexions. Pour le nucléaire c’est pareil : EDF ne paye pas pour la ligne Cotentin-Maine, qui va profiter à l’EPR de FLA3 mais aussi au champs éolien de Courseulles sur Mer, au champs hydrolien de la Raz Blanchard, à l’interconnexion FAB avec l’Angleterre, etc. En revanche, EDF paye par exemple ERDF pour les lignes BT qu’il fait installer de plus en plus sur ses sites nucléaires. “Le nucléaire, lui, préfère comme toujours reporter les problèmes sur les générations futures. Les gens comme vous en ont bien profité pour faire carrière et s’octroyer de solides avantages sociaux, tant mieux pour vous, mais le problème c’est que les plus jeunes comme moi vont devoir gérer vos déchets nucléaire et le démantèlement. Merci!” Plutôt que d’opposer les “jeunes” des ENR aux “vieux” du nucléaire (le nucléaire est une industrie de plus en plus jeune), vous feriez mieux d’argumenter un peu plus : Le nucléaire a permis dès les années 80 de réduire drastiquement les émissions de CO2 de la France, ainsi que sa consommation fossile. Pendant ce temps là, en Allemagne, les écolos perdaient leur temps à promouvoir des solutions innefficaces et ne faisaient que reporter sur les générations futures les problèmes des fossiles : Décarbonner l’électricité allemande est un problème qui reste toujours entier, tandis qu’en France il a été quasi totalement résolu il y a 30 ans.
Le MWh éolien comme solaire en France inclut le démantèlement, le raccordement et le renforcement du réseau. Le nucléaire amorti n’inclut pas ces éléments. Quand à la ligne THT de l’EPR, nous avions déjà eu ce débat, et au moment de son lancement le mot énergie marine n’existait presque pas et les parcs off shore n’avaient même pas été évoqués sur ces sites ! Il s’agit d’habillage à posteriori, d’une belle com marketing que vous continuez à reprendre mais le seul vrai fait, c’est qu’à son lancement c’était uniquement pour l’EPR, et il n’y a pas eu de redimensionnement de sa taille pour le parc off shore d’EDF et le parc hydrolien de GDF. QUi auront sans doute aussi un avantage par rapport aux autres projets ENR, le 2 poinds 2 mesures incluant aussi les grands projets industriels de nos 2 monopoles old school. 100% ok avec vous sur la réduction des émissions de GES grace au nucléaire, au détail près des déchets. L’Allemagne est quand même passée de 65% de charbon au début de sa transition à 44% en 2013 et sans doute à peine 40% en 2014, et c’est loin d’être fini même s’ils vont durablement buter sur les 30% de lignite restants. Depuis mars les allemands n’ont presque pas fait tourner leurs centrales à charbon et redéuit fortement à plusieurs reprises la production de leurs centrales lignite, le bilan du premier semestre 2014 est assez beau. Le gaz ne tourne presque plus, le fioul a disparu.
“Quand à la ligne THT de l’EPR, nous avions déjà eu ce débat, et au moment de son lancement le mot énergie marine n’existait presque pas et les parcs off shore n’avaient même pas été évoqués sur ces sites !” Nous avons en effet déjà ce débat, et je me répète : EDF n’a pas plus payé pour Cotentin-Maine que les producteurs ENR ne payent pour les interconnexions. Pourtant, même l’ENTSO-E déclare que “« l’intégration des énergies renouvelables motive 80% des développements d’infrastructures de transport d’électricité d’importance européenne » (104 milliards d’euros au total)”, cf p62 : Au début de la réflexion sur Cotentin-Maine, RTE ne pensait certes pas à l’éolien ou l’hydrolien, mais elle savait déjà : – qu’elle devrait bien finir par renforcer l’alimentation de la Bretagne – qu’un interconnexion sous-marine avec la Grande-Bretagne finirait bien par être construite en partant de quelque part en Basse Normandie La ligne Cotentin-Maine était donc bien un projet d’intérêt national, et pas seulement au bénéfice du nucléaire.
“Le MWh éolien comme solaire en France inclut le démantèlement, le raccordement et le renforcement du réseau. Le nucléaire amorti n’inclut pas ces éléments.” Quant au démantèlement, dont les fonds sont exigés dès la mise en service pour l’éolien, j’ai déjà fourni plus haut une explication à cette différence. A un moment donné, si vous voulez débattre, il va falloir lire mes arguments et pas seulement répéter les votres.
Ok la flemme de débattre, il fait trop chaud donc on va dire que vous avez raison 🙂 A plus !
“L’Allemagne est quand même passée de 65% de charbon au début de sa transition à 44% en 2013 et sans doute à peine 40% en 2014, et c’est loin d’être fini même s’ils vont durablement buter sur les 30% de lignite restants” Moi, ce que je vois, c’est que la production d’électricité à partir de fossiles est restée à peu près stable sur les 20 dernières années : Leur transition énergétique EST un échec complet.
@Bachoubouzouc “Ils ne payent pas pour les travaux qui profiteront à tout le monde, par exemple les interconnexions. Pourtant les ENR sont la principale raison pour laquelle on construit ces interconnexions.” Les interconnexions ne servent-elles pas surtout à exporter beaucoup d’électricité vers nos voisins (et un peu d’importation lorque la puissance consommée approche des 100GW) ?
Bachoubouzouc vous répondra s’il le souhaite. Sauf à être structurellement importateur toute l’année( pour des causes techniques ou pour des causes de parc electrique non compétitif, par exemple l’Italie), plus un pays a de renouvelables intermittents et plus il devient souvent exportateur. Ca n’apparait pas forcément immédiatement et de façon claire parce qu’il y a des facteurs d’amortissement (hydraulique, STEP) , mais c’est bien le cas. Je ne peux d’ailleurs que vous renvoyer vers la superbe étude maintes fois citée de GreenPeace “Battle of the grid” pour vous en convaincre si les diagnostics de l’ENTSO ne vous suffisent pas!
@Sicetaitsimple Ok mais mais ma question porte sur l’affirmation de Bachoubouzouc pas sur les avantages vs inconvénients des interconnexions en général. En France la part des ENR est relativement faible par contre nous exportons beaucoup (et tant mieux). Donc ma question reste sans réponse et je suis surpris d’apprendre que les ENR sont “la raison principale pour laquelle on construit ces interconnexions” (citation mot pour mot de Bachoubouzouc)
“En France la part des ENR est relativement faible par contre nous exportons beaucoup (et tant mieux). Donc ma question reste sans réponse et je suis surpris d’apprendre que les ENR sont “la raison principale pour laquelle on construit ces interconnexions” (citation mot pour mot de Bachoubouzouc)” Je répète : L’ENTSO-E déclare que “« l’intégration des énergies renouvelables motive 80% des développements d’infrastructures de transport d’électricité d’importance européenne » (104 milliards d’euros au total)”, cf p62 : Si l’avis des spécialistes ne suffit pas à vous convaincre, observez donc les échanges avec l’Espagne ou l’Allemagne lorsqu’il y a du vent ou beaucoup de soleil : Ces pays n’ont tout simplement pas le choix d’exporter, ils doivent évacuer la puissance en trop.
Samzine parle du cas français… Pas de l’Europe, et vous aussi vous citiez l’interconnexion France / UK, mais à moins que celle-ci ait pour but de nous exporter l’éolien off shore britannique? Sauf que nous sommes en surcapacités écrasantes en France, trop de nucléaire (sauf quelques heures 10 jours par an). Regardez le week-end dernier, on est tombé à 29GW de nucléaire sur 63 en fonctionnement, et nous n’avons pas dépassé les 50GW depuis le mois de mars. Sur votre graphique il manque malencontrueusement le premier semestre 2014, ou l’on voit très nettement que la transition énergétique allemande, processus de long terme, commence à avoir un impact fort sur le charbon : Les faits : Lignite -5%, Charbon -12%, Gaz -24% sur 2014
“Samzine parle du cas français… Pas de l’Europe” L’un et l’autre sont étroitement liés, puisque les ENR ont besoin de l’ensemble du réseau européen pour écouler leur production. “et vous aussi vous citiez l’interconnexion France / UK, mais à moins que celle-ci ait pour but de nous exporter l’éolien off shore britannique?” C’est absolument le cas. Exporter leur éolien chez nous, mais aussi le nôtre chez eux. C’est d’ailleurs précisé p69 du document RTE dont j’ai fourni le lien plus haut : “FAB permettra de mettre à profit la complémentarité des parcs de production existants et futurs de part et d’autre de la Manche et de la Mer du nord. Le développement massif des énergies renouvelables dans les prochaines années (plusieurs milliers de mégawatts dans chacun des deux pays) induira des flux dans les deux sens, très variables selon les conditions climatiques de chacun des pays (vent fort ou faible, température). Les prix de gros de l’électricité de part et d’autre en seront d’autant moins volatils.” “Sauf que nous sommes en surcapacités écrasantes en France, trop de nucléaire (sauf quelques heures 10 jours par an). Regardez le week-end dernier, on est tombé à 29GW de nucléaire sur 63 en fonctionnement, et nous n’avons pas dépassé les 50GW depuis le mois de mars.” Je l’ai déjà dit sur Enerzine : La politique en France est de caler les arrêts plutôt en été, au moment où on a le moins besoin de ces tranches. Et c’est parfaitement adapté, puisque dimanche dernier : – la consommation a oscillé entre 30 et 42GW – la production nucléaire a oscillé entre 27 et 35GW (ce qui prouve bien que le nucléaire, même vieux, est capable de faire du suivi de charge, contrairement à ce que prétendent les antinucs) – la disponibilité était de 40GW, sur les 63 GW que comptent le parc : Le parc nucléaire comptait alors 23GW en arrêt pour maintenance et rechargement, et n’était absolument pas en surcapacité. “Sur votre graphique il manque malencontrueusement le premier semestre 2014, ou l’on voit très nettement que la transition énergétique allemande, processus de long terme, commence à avoir un impact fort sur le charbon :” Votre lien ne fonctionne pas. Quand il s’agit de prouver ce que les antinucléaires disent, la chance s’acharne décidemment contre eux… C’est vraiment étrange.
Allez, parce que je suis de bonne humeur, je vais vous faire bénéficier de mon talent (apparemment rare chez les antinucs) pour faire des recherches google. Tadaaaa : Donc en effet, si ce semestre est bien représentatif de l’ensemble de l’année, la part du fossile en Allemagne a diminué. Pour s’établir à 50% de la production. Alors qu’elle était à 60% en 1990. Soit -10% de la production totale en 25 ans. Donc, comme l’affirme fièrement ma source : “Grün schlägt braun”. Encore un siècle à ce rythme (sous réserve qu’ils trouvent immédiatement une solution à l’intermittence du PV et de l’éolien) et les allemands arriveront au même point que nous. Mdr…
@Bachoubouzouc Désolé mais je n’ai toujours pas compris comment vous justifiez votre affirmation : “Ils ne payent pas pour les travaux qui profiteront à tout le monde, par exemple les interconnexions. Pourtant les ENR sont la principale raison pour laquelle on construit ces interconnexions.” Ce sont vos propres mots, right ? Vous affirmez que la RAISON PRINCIPALE des interconnexions sont les ENRs et j’attends toujours des explications argumentées et factuelles sur le sujet. Vous l’aurez compris, je considère que lorque l’on est exporteur net (et encore une fois tant mieux) vers la Belgique, la Suisse, l’Espagne, l’Italie etc de plus de 40TWh par an. Il est assez “gonflé” d’écrire ce que vous avez écrit.
1) Pour prouver que ce que je dis n’est pas seulement mon invention, j’ai cité l’ENTSO-E qui est l’organisation européenne des gestionnaires de réseau. Ca n’est pas la France, ça n’est pas le vilain lobby nucléaire, c’est les gestionnaires de réseau européens qui affirment noir sur blanc que les interconnexions sont construites principalement à cause des ENR. 2) Je reprend l’exemple de l’Allemagne : Les allemands ont installé plus de 70GW de PV+éolien. Contractuellement, les allemands ont comme nous l’obligation d’acheter et d’écouler leur production ENR. Quand cette production est forte et la consommation faible, les allemands se retrouvent avec de la puissance électrique en trop. Il faut alors bien que cette puissance aille quelque part, donc ils l’exportent, à n’importe quel prix. Ils n’ont pas le choix. Pour nous, la situation est différente : Il y a des capacités d’interconnexion, et notre production nucléaire est moins chère que la production dans plein de pays, par exemple l’Italie ou le Royaume-Unis. Il y a aussi la Suisse qui nous achète notre électricité pas chère la nuit, la stocke dans ses barrages, et la revend le lendemain à l’Allemagne ou l’Italie. Nous exportons parce que nous avons la possibilité de gagner plus d’argent grâce à cela. Si demain on ne pouvait plus exporter, on baisserait simplement la charge de nos centrales nucléaires. Nous avons le choix. C’est assez clair comme ça, ou bien vous ne voulez vraiment pas comprendre ? Encore une fois, ça n’est pas seulement moi qui le dit, c’est écrit noir sur blanc par tous les experts du secteur : Le RTE, l’ENTSO-E, les producteurs étrangers, etc. Allez vous nier leur avis ?
“Bachoubouzouc : c’est faux ce que vous dites il existe des moments où la production EnR et forte, la demande faible et peu d’exportation allemande…” Bullshit. Prouvez le. “La corrélation entre exportation et prix de l’électricité plus haut à l’extérieur de l’Allemagne que sur le marché allemand est avéré.” C’est vrai, mais ça va dans mon sens : Quand la production ENR est forte et la consommation faible, l’offre est abondante et la demande rare, alors les prix baissent en Allemagne, ce qui pousse les voisins à acheter. C’est la transcription commercial du phénomène physique que j’expliquais plus haut. “Vous avez d’ailleurs aussi des exportations en période de forte demande avec production enr faible d’ailleurs.” Cette phrase ne veut rien dire. “Quand l’éolien souffle il permet à l’Allemagne d’avoir un prix de l’électricité plus compétitif mais ça s’arrête là, si le prix de l’électricité est plus fort sur le marché allemand que sur les marchés étrangers il n’y a pas d’export mais une baisse des productions allemandes.” Si l’éolien souffle mais que les prix en Allemagne sont plus hauts que leurs voisins, on n’est pas dans le cas que je cite (prod ENR forte, conso faible). Le cas que je cite va jusqu’à se traduire par des prix négatifs en Allemagne (et éventuellement ailleurs). “Et la Suisse vend son électricité à la France et à l’Italie (qui la fait passer par l’Allemagne).” Oui enfin notre solde exportateur avec la Suisse en 2013 était positif de 16,5TWh… (cf Bilan RTE 2013, p32) Et à supposer que notre solde importateur avec l’Allemagne soit uniquement de l’électricité Suisse ayant transité par chez les teutons, on aurait toujours un solde positif de 6,7TWh… Vous racontez donc n’importe quoi. “Et la Suisse vend son électricité à la France et à l’Italie (qui la fait passer par l’Allemagne). Il n’y a aucun intérêt à stocker de l’électricité la nuit pour la vendre le jour en Allemagne vu qu’avec le photovoltaïque il n’y a plus de différence entre la conso de jour et celle de nuit !” Après un coup d’oeil sur les chiffres, le solde Suisse-Allemagne 2013 est en effet légèrement positif en faveur de l’Allemagne : Mais il est faux que la Suisse fasse passer en général son courant vers la France par l’Allemagne car le solde général est largement exportateur pour nous. “On voit d’ailleurs bien en France que la CRE pousse à ce que des solutions technologiques différentes du tout réseau électrique arrivent pour concurrencer l’offre d’ERDF et RTE…” Ah bon ? Par exemple ?
Le débat sur le financement des réseaux d’interconnexion me laisse perplexe. En premier lieu,les partisans des Enr subventionnées sont béats d’admiration devant des éoliennes de 100 à 200 m de hauteur, souvent en crêtes de massifs montagneux, donc visibles à des km, (je ne parle pas du off shore, sauf peut-être avec des feux suffisament puissants pour servir de repère) et les mêmes trouvent insupportable le spectacle de pylônes dépassant rarement 40 m dans les mêmes endroits. Comme quoi la sensibilité écologique me semble inversement proportionnelle aux subventions qu’on peut encaisser. Plus techniquement, les fermes éoliennes ou les installations PV d’une certaine importance ( > 250 kW) sont, pour la plupart des cas raccordées sur le réseau HTA (en France, pour l’essentiel 20 kV). Il s’agit donc de construire ces lignes jusqu’au poste – source, et de là, intégrer le réseau de répartition. Ce sont donc ces lignes dédiées dont la construction ne serait pas nécessaire s’il n’y avait pas d’installations Enr, pour lesquelles EDF demande que le producteur éolien ou PV contribue à leur coût. Le problème n’est d’ailleurs pas simple, car EDF ne doit facturer que le surcoût et non la totalité des coûts de la construction de la ligne si elle peut être utilisée de manière plus générale. Un abondant contentieux tranché régulièrement par la CRE perdure au cas par cas entre producteurs Enr qui prétendent qu’en tout état de cause, ErDF ou RTE aurait construit une ligne pour renforcer le réseau et ErDF ou RTE qui estime que l’implantation anarchique des Enr fausse toute la planification des investissements de réseau et engendre des surcoûts non seulement immédiats et directs, mais aussi induits en majorant les coûts futurs. Il est d’ailleurs intéressant de lire les conclusions des commissaires enquêteurs de la CRE et de constater que les surcoûts sont souvent reconnus, mais rarement pour leur totalité. Mais il est vrai que ce genre de documents n’a pas de valeur médiatique et reste honteusement (pas pour moi mais pour les écolos ubermenschen, intelligents et plein d’humour) technique et sérieux. D’ailleurs voici le lien d’une décision de la CRE qui démontre : 1) ce n’est pas simple 2) Personne n’a tout a fait raison ni tout à fait tort
” le premier semestre 2014, ou l’on voit très nettement que la transition énergétique allemande, processus de long terme, commence à avoir un impact fort sur le charbon”. Que pensez vous qu’il va se passer quand d’ici 2022 les Allemands vont fermer plus de 10000MW de nucléaire qui fournissent aujourd’hui un peu moins de 100TWh/an? Il y a effectivement ( surtout sur ce fameux pemier semestre 2014 particulièrement bon pour PV et éolien) un effet sur le charbon, mais de mon point de vue il n’est que transitoire. Les “compteurs” charbon+ lignite seront certainement remis vers le niveau de 2010 en 2023.
Peut-être serait-il plus juste, pour préciser ce qui est dit à propos des interconnexions, de parler des nouvelles (ou des futures) capacités d’interconnexion en Europe. C’est bien ce dont parle ENTSO. Les lignes “passées” suffisaient amplement à faire fonctionner un parc de production traditionnel pilotable quasiment à 100%, c’est l’arrivée massive de renouvelables qui va principalement justifier des accroissements de capacité.
@Sicetaitsimple Si on se limite aux nouvelles interconnexions je ne peux qu’être d’accord. Mais la formulation de Bachoubouzouc ne contient pas cette nuance et laisse à croire que les ENR sont responsables des interconnexions (donc des coûts associés). Il est difficile de nier que les interconnexions Françaises servent aussi, et même surtout à exporter. Quant aux Allemands et à l’évolution de leur mix, j’ai moi aussi du mal à comprendre leurs priorités et leur approche technique mais il est je pense encore trop tôt pour conclure à un échec.
OK, mais je vais arréter là mon rôle de médiateur! Sur la question de l’Allemagne, la question de mon point de vue n’est pas tellement celle d’un échec technique éventuel qui si ils en prennent le temps peut être surmonté ( faudrait quand même éviter un grand incident réseau, mais personne n’en est réellement à l’abri même si je crois comprendre que c’est de plus en plus souvent limite ou au-delà des limites de l’exploitation sûre d’un réseau en Allemagne). Le problème c’est à quel coût?
“Si on se limite aux nouvelles interconnexions je ne peux qu’être d’accord. Mais la formulation de Bachoubouzouc ne contient pas cette nuance et laisse à croire que les ENR sont responsables des interconnexions (donc des coûts associés).” En effet, je n’ai pas précisé : Les ENR sont la principale raison (mais pas la seule) pour les nouvelles interconnexions, il est bien évident qu’elles n’y sont pour rien pour les interconnexions construites dans les années 80. Et le débat était bien là : Les producteurs ENR ne payent pas pour les nouvelles lignes construites vers nos voisins, de la même manière que EDF ne paye pas pour la ligne Cotentin-Maine. Enfin, nous serons tout de même bien content d’avoir ces interconnexions quand elles nous permettront éventuellement d’exporter 15-20GW d’électricité nucléaire vers le reste de l’Europe. C’est bien ça leur intérêt : Mutualiser les différents parcs de production, avec leurs qualités et leurs défauts respectifs.
Voilà on y est (entre Samzine et Bachou)! Maintenant c’est pas gagné, car comme je l’ai souvent expliqué faire des interconnexions ce n’est pas forcément évident techniquement si il faut passer en sous-marin ou percer une montagne , et il faut un réel “business case” dans tous les cas car ces projets sont devenus pour la plupart purement commerciaux, ils doivent trouver leur rentabilité par les “péages” sur les échanges générés, ce n’est pas le TURPE ou équivalent chez nos voisins qui les financent.
L’interconnexion UK-France , comme la ligne THT cotentin Maine date de l’époque de l’EPR et ce sont donc deux ouvrages dédiés à cet EPR (le dimensionnement l’atteste)… 🙂 Et tout ça aux frais de la princesses. Hop j’ai remis 2€ dans la machine à polémique, ouaiiiiiis!!!
Voici les propos de Chelya : “Une ligne électrique met 10 à 15 ans à se planifier et construire… L’interconnexion France Espagne c’est fin 90 avec signature de l’accord pour la réalisation en 2001… La directive européenne sur les énergies renouvelables c’est… 2009.” Voici la réalité : L’interconnexion “Inelfe” est née de l’accord de Saragosse signé le 27 juin 2008, et non pas fin 90 : A cette époque là, la puissance éolienne installée était déjà de 16GW :
… c’est la raison pour laquelle les ENR sont mentionnées explicitement dans les raisons ayant poussé ce projet : Par ailleurs, et encore une fois, je n’invente rien : L’ENTSO-E écrit noir sur blanc que “l’intégration des énergies renouvelables motive 80% des développements d’infrastructures de transport d’électricité d’importance européenne » (104 milliards d’euros au total)”. Pourquoi vous acharnez vous, Chelya, à mentir alors que la vérité crève les yeux ??
Histoire de bien faire rentrer la vérité dans le crâne délirant de Chelya, je vais recopier un passage de l’article “Les raisons du projet”, publié sur le site internet du projet Inelfe : “Au cours de ces dernières années, l’Espagne et la France ont cherché à développer la production et l’utilisation d’énergies renouvelables, et plus particulièrement l’énergie éolienne, se rapprochant ainsi de l’objectif fixé par l’Union européenne pour 2020 : 20% d’émissions de CO2 en moins, 20% d’efficacité énergétique en plus, et 20% d’énergies renouvelables dans la consommation totale d’énergie. L’augmentation de la production d’énergies renouvelables, qui est très variable et dispersée géographiquement, exige un haut niveau d’interconnexion. La capacité d’échange d’électricité entre deux pays augmente leur possibilité d’utiliser les énergies renouvelables dans des conditions de sécurité optimisées. Actuellement, le niveau d’interconnexion limité oblige à freiner également le développement des énergies renouvelables.”
pour ces éléments. Ce qui parait vu d’aujourd’hui clair, c’est que cette interconnexion sera au moins techniquement un vrai plus, car les deux pays ont un mix très différent. Beaucoup d’exports depuis la France notamment l’été, des imports “éoliens” quand ça souffle fort en Espagne et des imports thermiques “CCG gaz” en cas de coup de froid en France, je pense que tout le monde y trouvera globalement son compte. A suivre.
Le projet date des années 80 et a vu son tracé changer plusieurs fois… Il ne date pas de 2008, 2008 c’est la date de l’accord final. Il y avait déjà eu un accord “final” en 2001 mais le débat public côté français en 2003 acait fait capoter le tracé prévu, et retardé le projet de 10ans. Il s’agit d’une interconnexion décidée sans AUCUN rapport avec les ENR, mais bien opportune aujourd’hui dans un cadre ou la seule énergie éolienne est la première source de production d’électricité en Espagne et au Portugal. Cette interconnexion va permettre à l’Espagne de repousser encore plus loin son niveau d’ENR variables (Eolien + solaire sont déjà à 27-28% du mix de la plaque Portugal+Espagne).
Pour conclure sur sur ce point, tout ceci obéit à une directive éuropéenne négociée de 1998 à 2002 et donc promulguée en 2002, qui fixe comme objectif 10% d’interconnexions entre les pays membres de l’UE. Avec cette interconnexion, France et Espagne doivent encore faire pas mal d’efforts car ils ne seront qu’à 6% (de la puissance max Espagnole, qui fixe ici le niveau à atteindre). Ceci SANS rapport à l’époque avec les ENR, mais une fois encore, cela va aussi beaucoup servir aux ENR si on veut en faire énormement plus que ce qui est déjà fait (côté français, car côté espagnol les efforts sont déjà bien plus importants).
Bonjour, Le développement de cette interconnexion a été justifiée par plusieurs aspects d’abord électriques – avant d’évoquer des raisons de marché – , les premières reflexions sont effectivement anciennes, mais n’ont été motivées que dès lors que la production éolienne espagnole a explosé, en effet voici quelques éléments: – La demande a considérablement grandi en Catalogne depuis les debut des années 2000, avec une pointe qui de mémoire a progressé de 20% (voir les rapport REE si vous avez les temps), le TGV renchérit la situation, – Le développement des EnR a explosé en Espagne dans des proportions considérablement plus importantes, pouvant poser des contraintes de sureté électrique, en Pmax-Cmin. “Toute les interconnexions n’ont pas été décidées pour obtenir un marché commun de l’électricité”, mais plutôt pour des raisons simples physiques (solidarité physique instantanée production/consommation), qui rendent possible le marché. Mais ce n’est pas l’inverse, contrairement au message précédent !!! Aujourd’hui à travers les interconnexions, le marché bénéficie d’une convergence de prix un jour sur deux. Cette convergence était plus forte il y a quelques années car le réseau de transport était moins saturé, il l’est davantage aujourd’hui notamment en cas de très forte production EnR et la convergence de prix tend progressivement à se réduire à seulement 40% du temps depuis début 2014 ; en cela les interconnexions nouvelles permettent une nouvelle optimisation et donc une moindre élasticité, pour enfin revenir aux tendances observées à la libérarisation des marchés, avec presque 70% de convergence dans les années 2000. Il existe effectivement une autre possibilité pour tenter de comprendre la position précédente: – celle de renchérir l’investissement par pays isolément et en ne développant pas d’interconnexion nouvelle, – en ne mutualisant pas les réserves à l’échelle européenne, limitant l’optimisation (optimisation mathématique, et économique) pouvant nuire à la compétivité économique, – l’optimum global n’étant pas la somme des optimums locaux, c’est la simple théorie des contraintes qui s’applique, la contrainte étant le goulot d’étranglement créé par un réseau inadapté. Cette option aurait pour conséquence une dispersion grandissante dans les prix, et dans le marché, avec une élasticité énorme sur certaines plaques. Tout le monde sera d’accord sur un élément j’espère: si le réseau était une immense plaque de cuivre correctement dimensionnée avec un maillage global, l’intégration EnR, la MDE, la MDP seraient facilitées. Alors pourquoi prétendre l’inverse sur le développement du réseau, car effectivement son développement est simplement physiquement indispensable, pour les réseaux de transport et de distribution. Bonne journée.
Donc, d’après vous, quand RTE écrit sur son propre site web que le projet Inelfe “est née à la suite de l’accord de Saragosse, conclu le 27 juin 2008 entre les gouvernements espagnol et français”, ils se trompent sur la chronologie de leur propre projet ? D’après vous toujours, Inelfe se trompe sur la manière de gérer un réseau, lorsqu’ils écrivent sur leur site web que “L’augmentation de la production d’énergies renouvelables exige un haut niveau d’interconnexion”, alors que c’est une filiale des gestionnaires de réseau français et espagnol ? C’est toujours marrant de vous voir essayer de nier l’évidence… Certains diraient que vous n’êtes qu’une bande de vieux fossiles refusant de comprendre le changement de paradigme en cours, mais tss tss mauvaises langues… ;D
Non ils ont raison, Inelfe a bien été créé en 2008, mais si vous voulez, pour être plus compréhensible (ou alors est-ce de la mauvaise foi?), il s’agit de la version 4 de l’interconnexion. C’est comme si il y avait eu un Inelfe 1 dans les années 80, un Inelfe 2 dans les années 90, un Inelfe 3 en 2001 et finalement le bon (celui qui s’est construit) en 2008. La directive européenne est arrivée en 2002, après même les projets préliminaires de cette interconnexion. RTE a raison de dire que les ENR vont bénéficier de cette interconnexion, simplement, il est faux de dire qu’elle a été décidée pour les ENR, c’est tant mieux pour les ENR aujourd’hui, mais sans elles cette interconnexion se serait quand même construite 🙂 Voila, bonne soirée
“Cette interconnexion va permettre à l’Espagne de repousser encore plus loin son niveau d’ENR variables (Eolien + solaire sont déjà à 27-28% du mix de la plaque Portugal+Espagne).” Ce n’est pas Inelfe qui a elle seule va pouvoir permettre à l’Espagne d’augmenter significativement son taux de PV+éolien (le jour où l’Espagne va se remettre à construire). A elle seule et toutes choses égales par ailleurs, elle peut juste permettre d’installer 2500MW ou 3000MW d’éolien en plus, ce qui n’est pas considérable. Par contre et comme souligné par Salariéieg et moi-même un peu au-dessus, elle va permettre une optimisation de la production de chaque coté des Pyrénées et des possibilités de secours mutuel largement renforcées en cas de pépins divers et variés.