L’appel d’offres relatif aux installations photovoltaïques de grande taille a été publié par le ministère de l’énergie et concerne pas moins de 380 mégawatts de nouveaux projets.
Le dispositif de soutien aux installations photovoltaïques prévoit deux mécanismes complémentaires selon la puissance des installations. Tout d’abord, des tarifs d’achat pour les installations sur toiture de puissance inférieure à 100 kilowatts crête (correspondant à environ 1 000 m² de panneaux photovoltaïques).
Et ensuite, des appels d’offres de deux types :
« simplifiés » pour des installations sur bâtiments de puissance comprise entre 100 et 250 kilowatts crête (équivalent à une surface de toiture comprise entre 1 000 m² et 2 500 m²) ; « ordinaires » pour les plus grandes installations (puissance supérieure à 250 kWc).
Un premier appel d’offres pour les grandes installations avait été lancé à l’été 2011. Un second appel d’offres, s’inscrivant dans le cadre des mesures d’urgence pour la filière photovoltaïque française adoptées en janvier 2013, s’est clôturé en septembre 2013. Il portait sur un volume de 400 mégawatts et visait à parts égales les technologies au sol, dont les technologies innovantes telles que le photovoltaïque à concentration et les technologies matures sur ombrières et sur toitures.
Le cahier des charges de cet appel d’offres a intégré des dispositions visant à privilégier le développement des centrales au sol sur les sites dégradés (friches industrielles, anciennes carrières ou décharges…), à prendre en compte le bilan carbone des projets, leur impact sur l’environnement ainsi que leur contribution à la recherche et au développement.
Les lauréats ont été désignés. Après instruction et avis favorable, qui sera publié au Journal Officiel de la République française, rendus par la Commission de régulation de l’énergie, 121 projets pour une capacité installée totale de 380 mégawatts crête ont été retenus parmi les 357 dossiers complets déposés ( voir la liste ici ).
Un 3ème appel d’offres pour les grandes installations supérieures à 250 kW sera lancé prochainement.
Philippe Martin, ministre de l’Ecologie, du Développement durable et de l’Energie a saisi la Commission de régulation de l’énergie sur les conditions générales de cet appel d’offres. Une consultation est actuellement ouverte sur le site de la CRE jusqu’au 31 mars 2014 sur le cahier des charges associé.
Enfin, un volet spécifique aux zones non interconnectées sera également lancé dans les prochaines semaines. Certains territoires ultramarins disposant de l’habilitation législative « énergie », le ministre a lancé une consultation auprès des collectivités concernées par ce volet, préalablement à la saisine de la CRE.
Un des groupes de l’appel d’offre concerne le “photovoltaique a concentration”. Une autre concerne le photovoltaique avec “dispositif de suivi du soleil”. Mais tous les systemes a concentration ont aussi un tracker, non?
mais tous les trackers ne sont pas équipés de modules à concentration
Si, sur le plan national les appels d’offres visent de plus en plus “… les technologies matures sur ombrières et sur toitures….”, ie utiliser les ‘toitures orphelines’ existantes ou structures à construire (ombrières par exemple) qui ont une fonction autre que la simple production de ‘jus’, certains appels offres dans les régions visent les projets de même type MAIS avec autoconsommation ‘sur place’ afin d’approcher le veritable ‘sens’ du photovoltaique, tel que beaucoup entre nous le concoit….: Et en plus les conditions d’éventuelles aides sont dépandant 1: d’une démarche préalable de maitrise de consommation. 2: d’un ‘profil’ de consommation important ‘diurne’ (vu le soleil ne brille pas la nuit comme nous fait remarquer si souvent les anti PV….!). 3: d’un taux autoconsommation d’au moins 70% (ie je ne balance pas un max kw sur le réseau que pour ‘gagner du fric’, et il est même question d’aide pour les élements de ‘stockage innovant’ si ceci permet de dépasser les 70% d’autoconsommation..! Enfin on semble aller dans le vrai sens du PV (et certains d’autres ENR ‘locales’) qui doivent être d’abord à ‘consommer un maximum sur place’…..! Et et je ne suis pas toute à fait d’accord quand vous dites (dans un poste récent) que ce qui n’est pas consommé sur place (de ENR) doit être ‘exporter’ au ‘loin’, car (corrigez moi si je me trompe..), vu la nature de la bête (le jus), ce que mon voisin, avec ses panneaux PV, balance sur le réseau est consommé soit chez lui, soit par son voisin, soit par MOI MEME, quelques centaines de metres plus loin….? Et quand le vent souffle ici en Bretagne, le jus d’éole est d’abord consommé ‘sur place’ par les Bretons….? Si en effet on peut concevoir certains projets de ENR avec le principe de ‘Mass Power Transfer’ (ex: Mahgreb-Europe du sud), sur des distances importantes, dans la majorité des cas des installations ‘non massives’, (tel que prévu par par ces appels offres) – et je répète – vu la nature du jus – la production sera toujours ‘consommée’ au plus près de son point ‘injection’, donc de son point de production..? Correct me if I’m wrong….mais le ‘jus vert’ (quelque soit la technologie) n’est guère besoin d’aller très très loin pour trouver ‘preneur’…? Mass Power Transfer – Les fermes éoliens du mer du nord…d’accord. Hydraulique chinois des 3 Gorges, d’accord….. mais le jus PV de mon voisin ou d’une usine dans une zone industriel, ou d’un stade couvert sera bien ‘consommé’ sur place……..ou juste à coté..? Du ‘produit local’, ‘consommé local’…..? Même du PV du Maroc ‘exporté’ au sud de l’Espagne serait presque du ‘local’, vu que le detroit de Gibraltar ne fait que quelques dixaine de kilomètres…! trimtab
L’auteur aurait pu prendre la peine de nous dire combien ce délire va nous coûter. La réponse se trouve très facilement sur le site de la CRE (). La réponse est environ 100 €/MWh au-dessus du prix du marché (soit autour de 150 €/MWh). Pour ce qui concerne l’intérêt de cette technologie, je conseille de jeter un oeil au graphique du blog “blogenergie”: . (Il s’agit de courbes relatives à la production allemande, mais il n’y a aucune raison pour que les courbes françaises aient une allure très différente !) Pour info, pendant le pic (éolien) montré sur ce graphique, le tarif spot EPEX a atteint -60 E/MWh (valeur négative), ce qui prouve que même en l’exportant très loin … de l’électricité aléatoire, ça n’intéresse personne
Vous n’êtes pas tres juste avec le prix des solutions proposés. C’est malpropre de comparer le prix du marché qui est calculé sur des équipements vieux et amortis, avec un investissement dans un nouveau moyen de production. D’ailleurs si le prix moyen est de 142,5€/MWh, c’est que dans le lot il y en a qui offrent un tarif inférieur à cela ! Construire à moin de 100€/MWh je sais pas quelles solutions on a, a part l’hydraulique (déjà plus ou moin saturé pour nous) et l’éolien terrestre. Donc faisons avec ce qu’on a ! Interessant le graphique sur votre 2e lien, ca montre que la nuit l’alternative au soleil, c’est bien le vent ! Par contre pour le contenu de l’article, je ne suis pas sur que le ton méprisant de l’article serve le propos de son auteur
A trimtab. “Et et je ne suis pas toute à fait d’accord quand vous dites (dans un poste récent) que ce qui n’est pas consommé sur place (de ENR) doit être ‘exporter’ au ‘loin’, car (corrigez moi si je me trompe..), vu la nature de la bête (le jus), ce que mon voisin, avec ses panneaux PV, balance sur le réseau est consommé soit chez lui, soit par son voisin, soit par MOI MEME, quelques centaines de metres plus loin….? Et quand le vent souffle ici en Bretagne, le jus d’éole est d’abord consommé ‘sur place’ par les Bretons….?” Non ce n’est pas aussi simple et je ne peux pas vous faire une réponse de Breton. En revanche, je vais essayer avec une réponse de Normand mâtinée de Paracelse : ça dépend de la dose ! En effet, si vous habitez dans un quartier (par exemple 100 maisons) très consommateur (moyenne de 8 MWh/an par maison) avec peu de production PV (par exemple 3 maisons équipées chacune de 3 kWc PV), vous pourrez toujours substituer celle-ci à la production EDF provenant du transformateur 20 kVA, même dans les pires creux de consommation (en été au mois d’août). Car 9 kVA de PV répartis sur 100 maisons, ça fait 90 W par maison, ce qui doit être absorbable le 15 août à midi. En revanche, si vous consommez peu localement (vous avez reçu la visite du “commando Négawatt” ou vous vous appelez trimtab soit 3 MWh/an par maison) et que produisez beaucoup localement (car… vous avez reçu la visite du “commando Négawatt” ou vous vous appelez trimtab) avec 100 maisons équipées de 3 kWc de PV, je ne vois pas comment vous allez écouler 300 kW dans le quartier le 15 août à midi (c’est 3 kW par maison). Mais on peut rendre la climatisation permanente obligatoire. Je rappelle qu’un panneau photovoltaïque ne s’arrête pas (contrairement à une éolienne). Qu’allez vous faire de cette électricité inutile localement ? Cet exemple est transposable à l’échelle régionale là où beaucoup de parcs éoliens sont installés et où la population est faible comme en Picardie. Et je ne vous parle même pas de l’Allemagne avec ses 70 GW de PV + éolien (le parc total de production allemand étent le plus puissant d’Europe avec environ 175 GW). Nous en avons déjà parler sur Enerzine :
L’autre limite de l’autoconsomation, c’est que appliqué à grande échelle, ça risque rapidement de poser d’autres soucis assez dévastateurs: Phase 1, le KWh solaire tout intégré passe
Je ne peux pas m’empécher de la faire: Il est certain qu’en Bretagne exporter du”jus” peut paraitre inimaginable! Cordialement , et bien sûr bonsoir à “Simone”.
“Le prix spot est un prix fixé selon des mécanismes d’économie planifiée donc rien à voir avec un quelconque lien entre l’offre et la demande”. C’est bien évident! Chelya va donc nous démontrer, par des études bien choisies, que les prix spot ne baissent pas en général le WE, ne baissent pas en général la nuit, ne baissent pas en général quand il y a beaucoup d’éolien, ne baissent pas en miliau de journée quand il y a un grand soleil en Allemagne…Et ne montent pas quand il y a globalement une forte demande. ON vous écoute, M. Chelya!
A Hervé. C’est pas faux, et j’abonde dans votre sens. Le système électrique s’est bâti au début du 20ième siècle, non sans douleur dans l’idée qu’il fallait mutualiser au maximum les moyens et rendre l’électricité accessible à tout le monde à un prix abordable… même aux bretons éloignés des montagnes. Aujourd’hui, on veut désoptimiser le système (souvent pour des raisons dogmatique) sans s’en affranchir. On voudrait de la Sécurité Sociale individuelle sans cotisation. Enfin pour l’instant, modeste consommateur, je cotise pour le PV… des autres. Contrairement à une image d’Epinal très répandue, la vision “autonomiste” (autarcique est un trop vilain mot qui d’ailleurs ne reflète la réalité de gens qui veulent vendre leur électricité) de la production d’électricité n’est pas l’optimum économique et encore moins l’optimum social. Mais tout système a ses propres limites et ce n’est pas du tout la même chose de faire un peu de PV (hypersubventionné) dans son coin ou équiper 15 millions de maisons individuels de 3 kW de PV.
Dan1 a juste avant rappelé un lien sur un débat, que je vous invite à ouvrir.J’y démontais le principe du “net metering”, mais il n’y a pas que ça. L’autoconsommation, c’est juste un problème de tarifs. Dans tous les cas, les éventuels effets sur le système electrique vu “globalement”d’installations décentralisées sur le toit d’un commerce, d’un particulier, de n’importe qui, sont physiquement exactement les mêmes quelque soit l’économie de cette installation. Le gros avantage d’un système d’autoconsommation bien compris ( c’est-à-dire qui effectivement favorise une “exportation” minimale vers le réseau), c’est qu’il favorise des installations de “petite taille” et plutôt disséminées plutôt que des installations de grosse taille plutôt concentrées, si on considère un volume total identique. Ca ne change donc rien en termes de moyens à mettre en oeuvre du point de vue équilibre consommation/ production (les centrales classiques), mais ça change beaucoup de choses du point de vue réseau et gestion du réseau. Du “tarif d’achat en totalité”, ça favorise du PV plutôt situé dans le Sud et plutôt surdimensionnés par rapport au besoins de “l’autoconsommateur”, des tarifs favorisant l’autoconsommation ( c’est-à-dire rémunérant les excédents à un prix représentatif des prix de marché, soit pas grand chose) , ça favorise des projets plutôt raisonnables et naturellement auto-consommants, qu’ils soient au Sud ou au Nord.
et suite à la position de Dan1 arrivée pendant que j’écrivais, il est bien évident qu’à terme , si les canons de l’économie normaux sont respectés ( prix représentatifs des coûts), on verra la part fixe (les kW) de l’accès au réseau augmenter et la part variable (les kWh) plutôt diminuer, je ne parle bien sûr que des coûts de distribution. Le système actuel est hérité de la situation de monopole intégré d’EDF, ça changera forcément même si c’est progressif. La distibution ce sont essentiellement des coûts fixes et une modique part variable globalement liées aux pertes, les tarifs iront dans ce sens là même si ça prendra du temps. Pas bon pour les autoconsommateurs qui auront toujours besoin de la même puissance souscrite, mais c’est la vie.
Le gros avantage d’un système d’autoconsommation bien compris ( c’est-à-dire qui effectivement favorise une “exportation” minimale vers le réseau), c’est qu’il favorise des installations de “petite taille” et plutôt disséminées plutôt que des installations de grosse taille plutôt concentrées Ce n’est pas un avantage ! Pire, le problème n’est même pas qu’une petite installation coute plus cher qu’une grosse. Le problème vient de la consommation. Celle d’une unité sera en moyenne la même que celle de 10 unités/tête de pipe mais la variabilité ne sera pas du tout la même. Prenez un foyer d’une personne, au frigo près, la conso sera nulle ou quasi-maximale selon que la personne est chez elle ou non. Rajoutez une deuxième personne et vous lissez la consommation automatiquement pour peu qu’on ait pas affaire à des siamois. Il s’en suit que plus votre installation est petite et plus le centre de consommation est petit et sa consommation volatile ce qui maximise les èchanges. Même au niveau de l’Europe on essaye d’effacer les frontières pour optimiser l’utilisation de l’appareil de production, alors les éco-quartiers autosuffisant, non merci.
Tout dépend de comment est gérée l’autoconso. En Allemagne, aujourd’hui, 2 kit solaires pour particuliers sur 3 sont vendus avec batterie. Ce qui veut dire que ces particulier vont disposer d’une puissance réactive. Par reglementation on peut très bien envisager d’équiper les postes de distribution de batteries “mutualisées” qui permettent d’offrir aux particuliers le service qu’ils attendent de leur batterie individuelle. Par effet d’échelle ce service sera moins cher et plus rationnel et la marge dégagée peut permettre d’utiliser ces batteries en sens inverse, en particulier pour l’hiver ou le soleil brille moins mais ou les surplus éoliens sont plus fréquents. En France il y a 300 000 foyers équipés d’installations PV aujourd’hui. Imaginons que les 1 à 2 millions qui vont suivre dans les 10 ans à venir soient obligés pour s’équiper de souscrire à une offre de batterie mutualisée (payée à 100% ou à moins en fonction de l’évolution du coût du MWh solaire, le reste à la charge des opérateurs de réseau) sur le poste de distribution 20kv le plus proche, on atteindra rapidement quelques GW de puissance réactive : avec un besoin moyen par foyer de 5KWh, mutualisé sur ces postes de distrib, on est entre 5 et 10GWh de puissance dispo si on a entre 1 et 2 millions de foyers “équipés”. Cela commencerait à être significatif pour assurer davantage d’intégration d’ENR intermittentes sur le réseau.
¤ En Allemagne, tous les nouveaux sytèmes sont progressivement équipés d’une batterie et d’un système de gestion de l’énergie réactive. Cela a commencé il y a deux ans avec les grandes centrales nouvelles et avec obligation de mise aux normes pour les grandes centrales déjà installées. Cela a ensuite concerné les centrales de taille moyenne et concerne maintenant les systèmes photovoltaïques de toutes tailles. Cela concerne la régulation du courant produit et le lissage sur courte durée, mais est différent du stockage proprement dit.
Dans mon message précédant, j’ai déja intégré la presence des petits stockages, sous forme de batteries et en + d’appareils programmables (Frigo avec réserve 24h, lave linge qui démarre automatiquement les jours ensoleillés dés que l’energie est disponible… sinon vous ne faites pas 66% de votre conso annuelle avec votre solaire PV sans recours massif à l’injection réseau. L’ennui que j’axprime, c’est dans le cas ou on va loin dans l’autoconso, par ex. 66% qu’est ce qui va fournir les 33% restants (c’est mon probleme sur le site isolé que j’ai équipé, résolu par un groupe diesel, boujour la pollution). A moins d’avoir une ressource importante en vent, (peut être en bord de mer), sinon c’est soit le réseau soit le groupe électrogène. Temb nous parle d’éolien du réseau, Ok mais si le réseau coute trop cher le client preferrera le groupe électrogène, et la on a tout faux. @Sicetaissimple: Oui, dans mon message je voulais dire ce qui risque de se passer si on va trop loin sans disposer de stockage intersaisonnier. Faire aux environs de 15% en autoconso doit être plutot trés bien et peut éliminer un peu de fossiles sans dégrader les couts finaux. Si toutes les maisons du pays sont équipées de 500Wc c’est certainement bien mieux que les grosses installations décrites dans l’article. Il y a suffisamment de surface de toiture à couvrir pour ne pas avoir besoin de sacrifier des surfaces agricoles ou des paysages. L’aspect des panneaux doit par ailleurs être adapté au cadre. Par exemple dans les coins ou les toitures sont noires, on peut prioriser les couches mince d’aspect noir. J’ai des amis qui ont mis ça sur leur maison, c’est a peine si ça se voit.
en Allemagne. Un article intéressant dans Les Échos d’aujourd’hui :
“…Je rappelle qu’un panneau photovoltaïque ne s’arrête pas (contrairement à une éolienne). Qu’allez vous faire de cette électricité inutile localement ?….” Très bonne question…….. 1: Avec le PV on POURRAIT arréter de produire (une idéé que j’ai évoqué il y quelque temps ici): “…….Ceci me mène à une pensée un peu ‘hors de la boite’ concernant le ‘curtailment’ possible du PV, car tant qu’un panneau est exposé, il produit, et je ne vois pas comment on peut ‘couper le jus’ ou la ‘mettre le jus à la poubelle’ sans l’utiliser ! Et si on mettait des stores occultants (tel nos vulgaires Velux!) sur les panneaux !!? C’est peut être un peu ‘usine à gaz’ mais pour doublé (!??) la vie des panneaux…..??!! A midi en été, quand, en auto consommation local on a pas besoin (et qu’on ne peut le stocker – au moins pour le moment), que le ‘réseau’ n’a pas besoin, on met tous à ‘l’abri’…” Même si cela ressemble un peu à ‘se tirer une balle dans le pied’, ça corréspond aussi à une logique ‘sensée’ en vu des avantages et contraintes qui faut admettre pour du PV localisé. 2 : Faut il pas crée un nouveau ‘business’ local de recharge de véhicules électrogènes chez les particuliers……RCR (Reseau Citoyen de Recharge)……pour les mois le plus ensoleilés……….? En éspérant que Bolloré et d’autres ne font pas la gueule et que les ‘authorités’ ne crée pas une usine à gaz reglementaire pour l’encadrer ! 3 : Sugéré par TEMB: “….Par reglementation on peut très bien envisager d’équiper les postes de distribution de batteries “mutualisées” qui permettent d’offrir aux particuliers le service qu’ils attendent de leur batterie individuelle. Par effet d’échelle ce service sera moins cher et plus rationnel et la marge dégagée peut permettre d’utiliser ces batteries en sens inverse, en particulier pour l’hiver ou le soleil brille moins mais ou les surplus éoliens sont plus fréquents…..” Concernant les ‘risques économiques’ de l’autoconsommation telles qu’évoquées par Hervé, lié à l’éventuelle manque à gagner des fournisseurs et donc leur rentabilité. Je suis sur que certains ‘services’ de réseau, tel que pourrait être l’access au stockage local ‘mutualisé’ évoquées plus haut, vont être payantes. Et que de toute facon l’evidence de plus en plus de production ‘localisé’ et de l’autoconsommation doit pousser les opérateurs et producteurs a trouver un nouveau ‘business model’ qui tient compte de cette réalité future probable, et aussi que les consommateur savent que cela ne va pas être ‘gratuit’! Curtailment (Why not?), stockage mutualisé (économie d’echelle et participation du ‘réseau’), New Business Models RCR et/ou EDF/RTE, proposition tiercé PV trimtabien (pour parler que de la France, car ailleurs aussi on en parle de l’économie ‘off the grid’: trimtab
¤ Les solutions de stockage pour un cycle quotidien ou un lissage sur quelques jours, en fonction des prévisions de consommation et de production, se développent en Allemagne. A ce jour, les deux tiers des distributeurs de systèmes photovoltaïques proposent aussi des systèmes de stockage, qui sont autre chose qu’une simple batterie. Ce sont des systèmes de gestion complets, tenant compte de la production prévisible (réception par internet des prévisions d’ensoleillement), de la consommation prévisible (selon l’heure, le jour de la semaine, les habitudes de consommation …), de la profondeur de décharge de la batterie … Depuis onze mois, le stockage est encouragé pour les petites installations (jusqu’à 10 ou 30 kWc de mémoire, à vérifier). En échange d’un crédit à faible coût et d’une prise en charge partielle du coût du système de stockage, un taux minimum d’autoconsommation doit être respecté et l’électricité ne peut pas être injectée sur le réseau aux heures de forte production solaire. Cela plaira aux adeptes du “curtailment” (limitation de production) pour les énergies renouvelables. Un colloque a lieu en ce moment à Paris (les 1 et 2 avril 2014) avec comme thèmes : – ” Smart Grids et EnR : Nouveaux défis pour le réseau électriques. ” – ” Autoconsommation et stockage de l’électricité verte : A quelle conditions ? “
Pour arrèter un panneau PV, c’est braucoup plus simple que pour n’importe quel autre générateur. Il suffit de le mettre en court-circuit. Ca marche aussi pour les panneaux en série. En gros , si vous avez 3kwc de panneaux , vous pouvez mettre les pôles en contact via un simple interrupteur ! Pour le faire automatiquement sur commande distante, il faut mettre l’équivalent d’un interrupteur à commande numérique , on appelle ça un “relai” , ça coute environ 5 euros dans les bonnes crèmeries. Tous mes systèmes PV sont pourvus de ce relai, ça marche impeccable. Le curtailment en PV , c’est juste un interrupteur pour fermer le ciruit N’essayez pas d’en faire autant avec un alternateur ! (boom)
Quand je dis “petite”, c’est petite par rapport à la consommation qui est dessous. Ca peut être 1 ou 2 kW dans certains cas, plus dans le cas de locaux climatisés, plusieurs centaines dans le cadre d’un centre commercial lui aussi climatisé. Dans le régime actuel de “vente en totalité”, celui qui en a les moyens est poussé à faire l’installation la plus grosse possible indépendamment de sa consommation, ce qui n’a rien de vertueux.
“En échange d’un crédit à faible coût et d’une prise en charge partielle du coût du système de stockage” un taux minimum d’autoconsommation doit être respecté et l’électricité ne peut pas être injectée sur le réseau aux heures de forte production solaire. Et qui paie donc cette prise en charge partielle? Forcément, et d’une façon ou d’une autre, ceux qui n’ont pas de PV…
“on atteindra rapidement quelques GW de puissance réactive”. De quoi parlez-vous donc?
A Lionel. “En gros , si vous avez 3kwc de panneaux , vous pouvez mettre les pôles en contact via un simple interrupteur !” Pour ne pas perdre l’électricité photovoltaïque vous pouvez également faire de la soudure à l’arc : ça semble effectivement facile.
A temb. “Ce qui veut dire que ces particulier vont disposer d’une puissance réactive.” Comme Sicetaitsimple, je ne comprends pas ce qu’est cette puissance réactive.
Donne cours d’electrotechnique sur Internet. Résultats garantis. Possibilités de cours de groupe. Un témoignage, de M. L…..l.fr : ” J’ai appris que la fréquence était unique dans l’europe synchrone, j’ai appris ce qu’étaient les réserves ( primaire, secondaire, tertiaire), j’ai appris le “reverse flow” dans les transformateurs des postes sources”, et ce ne sont que des exemples.Une méthode originale mais très pédagogique. Je suis très satisfait!”
¤ C’est très simple. Puisque l’électricité ne peut pas être injectée sur le réseau aux heures de forte production solaire, cela évite d’avoir à renforcer le réseau dans un quartier où existe une forte présence de producteurs solaires. Les économies réalisées au niveau du réseau permettent d’encourager financièrement ceux qui investissent dans le stockage. Ceux qui n’ont pas de PV ne mettent donc pas la main à la poche. Autre avantage : avec moins d’injection solaire sur le réseau, le prix du marché (“spot”) diminue moins, ce qui réduit le montant de l’EEG ou CSPE (calculé par l’écart entre le tarif d’achat de l’électricité PV et le prix du marché). Dans ce cas, tout le monde y gagne, y compris ceux qui n’ont pas de PV (sauf les grandes compagnies qui se fournissent sur le marché “spot”).
Il n’y a pas de dégâts sur le PV en court-circuit, c’est son état “bypass” Je serais étonné si vous ne trouviez pas un bon million de références sur google.. A cas où vous n’avez pas remarqué, un panneau solaire est un système passif, il transforme un bombardement de photons en excitant des électrons, les phénomènes en oeuvre sont inférieurs au nanomètre.
pas de dégâts sur le PV en court-circuit, c’est son état “bypass” ?? ….si vous ne trouviez pas un bon million de références sur google… Des références sur;état “bypass” PV; j’en ai trouvé,mais aucune ne me démontre franchement et clairement que le panneau PV en court circuit ne subit pas le moindre dégât. Alors vous qui êtes si malin sur internet,mettez nous un lien(en français de préférence) qui démontre de manière très claire, très convaincante et indiscutable que le panneau PV en court circuit ne subit pas le moindre dégât. Merci !! (Sinon vous passerez pour un âne prétentieux…).
Effectuivement, une bonne partie des régulateurs solaires du marché mettent les panneaux en CC pour les stopper. Ils le font souvent de manière cyclique (dit PWM ou MLI). Ils les appellent les régulateurs shunt: Par ex: A ma conaissance aucun problème pour les panneaux. On peut tout à fait le faire avec un relais (la surtension a l’ouverture est absorbée par la batterie), mais un transistor est bien mieux, surtout pour réguler en PWM. Sur un régulateur STECA PR2020 que j’ai posé chez un ami, c’est un transistor mosfet qui s’en charge. La conception de ces régulateur est trés ingénieuse (elle est a la fois simple et trés robuste). La mise en court circuit du panneau leur permet d’afficher le courant fourni par ce dernier alors que la batterie est pleine et pas en charge. Sur les régulateurs MPPT du commerce, je ne sais pas ce qu’ils font.
Explication sur ce document (rubrique 2.6.1):
Bonsoir Hervé. Tout d’abord,merci. Ensuite dans votre lien ,ils ont l’air de dire que c’est réservé à des applications sous 12 V,24V,48V. Mais est-ce qu’on peut le faire(ou pourra le faire) avec des centrales PV de 300 MWc de puissance ou même de 1000 MWc ou 2000 MWc ??? Dans l’affirmative,cela rend possible le Sun Curtaillement à grande échelle(comme existe le wind curtailement),en plein été(si c’est nécéssaire à certaines heures de la journée). Ainsi le PV et l’éolien seraient tous autant facilement gérables en cas de menace de surproduction .Et les peurs d’avoir trop de puissance sur le réseau,ne seraient plus justifiées.Dois-je comprendre que nous en sommes déjà là sur le plan technique et industriel ?? Merci de préciser !!!
Oui, je pense que c’est plutot réservé aux petites install sur batterie. Les gros systèmes sont en MPPT, je ne sais pas s’il y a une raison technique a cela. Il n’y a aucun probleme technique pour couper la production d’un parc solaire connecté au réseau. Il suffit “de dire” aux onduleurs de s’arreter. Qu’ils mettent les panneaux en circuit ouvert ou en court circuit c’est du détail de techicien sans grande importance pour le fond du probleme. C’est certainement la forme de production la plus facile à stopper! (D’ailleurs toutes les formes de productions peuvent se couper instantanément, c’est juste plus ou moins compliqué à gérer) L’ennui pour le solaire, c’est que ce qui n’est pas vendu est perdu… Financierement vous réduisez la rentabilité du parc. A mon avis (à vérifier) contrairement à l’éolien ou le curtaillement est “relativement” rare, en solaire, ça va peser nettement plus lourd je pense. J’avais regardé la possibilité sur l’éolien à partir des données RTE, pour faire 66% du mix français, on perdait 10%, ce qui est assez raisonnable. Par contre aller au dela de 66% explose les pertes.
Je devrais me relire avant de valider… Ma première phrase est incomplete, comprendre “…raison technique de mettre en court circuit.” Une cellule solaire, à vide c’est un générateur de tension d’environ 0.65V -2mV/°C. Si vous en mettez 1000 vous obtenez à 20° environ 650V. Si vous faites débiter de plus en plus votre cellule, la tension baisse un peu , le courant monte, puis il arrive un moment ou le courant ne monte plus, c’est la tension qui s’effondre jusque au court circuit. On peut donc stopper soit en court-circuit soit en circuit ouvert. Les deux solutions marchent. Quand vous avez une petite installation solaire autonome (batterie), en general, on surdimentionne le panneau pour que ça charge la batterie a la température maxi. Ce qui donne un panneau qui va sortir a vide environ 18 à 20V pour une batterie de 12V (qu’on doit charger à 14V). Du coup on n’utilise rarement l’energie theoriquement récupérable. Pour raison pratique, sur ce type de régulateur, il est un peu plus performant, et surtout pratique et moins couteux de mettre en court circuit. Sur des installations plus grosses, vous utilisez un régulateur MPPT (recherche du point maximal de production) qui touve automatiquement le point de fonctionnement optimal. Ces régulateurs utilisent des élevateurs piloté qui techniquement permettent chacunes des deux approches en fonction de l’architecture retunue pour leur construction. Je ne connais pas les solutions utilisées sur le marché car j’en ai jamais démonté. Celui que j’ai réalisé permet les deux, mais j’utilise le circuit ouvert, ça me stresse moins les composants.
“Puisque l’électricité ne peut pas être injectée sur le réseau aux heures de forte production solaire, cela évite d’avoir à renforcer le réseau dans un quartier où existe une forte présence de producteurs solaires. Les économies réalisées au niveau du réseau permettent d’encourager financièrement ceux qui investissent dans le stockage.” Ce n’est pas en se bourrant de médicaments ( las batteries) remboursés par la sécurité sociale qu’on fait face à une mauvaise hygiène. Il vaut bien mieux avoir (pour le bien la collectivité) une bonne hygiène (un verre de vin n’a jamais fait de mal à personne) en faisant du PV “petit” ( au sens de la définition que j’ai expliquée) et bien réparti.
Je suis le genre d’âne prétentieux qui hennit à l’idée de retourner dans le hardware. Anyway, mes installations sont de faible puissance (systèmes embarqués autonomes) qui n’utilisent pas de mppt . Lisez attentivement les posts d’Hervé, il est très compétent. Je me suis reconverti dans le software : j’ignore si la mémoire humaine est limitée en volume mais je travaille sur une vingtaine de millions de lignes de code .. Ya plus de place pour le hard. Quand j’ai besoin, je recourre aux services d’un pro comme hervé qui fait ça aux petits oignons pendant que je m’énerve à faire communiquer une console shell-script avec un morceau de 2Mo de C++ Je ne retournerai sans doute pas au hardware
C’est mort… si vous travaillez sur 20 millions de lignes de code alors que d’autres travaillent sur 20 millions de mêtres de lignes, ça peut pas le faire…. Autrement, les chevilles, ça va?
J’oubliais : discuter avec un pro de l’électronique est toujours passionnant, il faut prendre soin d’eux car ils sont de plus en plus rares et stressés car c’est un job solitaire et contraignant. C’est pourquoi il faut qu’ils soient bien payés mais il faut aussi leur serrer la ceinture budgétaire car ils ont tendance à “galber les enveloppes” des projets si vous voyez ce que je veux dire. Tout ce que je voulais ajouter à ce topic, c’est que le curtailment PV est plus facile que pour les autres technologies où il faut dissiper le courant. Mais le PV à grande échelle est une affaire de réseau IT. Si vous ne craignez pas les télécoms, vous pouvez sans doute faire les choses bien plus simplement que si vous avez la culture “centrale” qui vous oblige à reporter le problème sur le réseau de transport bien plus rudimentaire. J’ai une question : si les kits PV allemands sont vendus avec des batteries, Comment sont gérés les cycles de batterie et qui décide quand il faut stocker ou déstocker ? Réseau bi-directionnel ver le distributeur ? uni directionnel genre signal réseau qui change le barème du tarif d’achat ? ou simplement statistique basée sur les éphémérides et les consommations moyennes ? Rassurez moi , on peut au moins mettre à jour les plannings batterie via internet .. non ?
@ Lionel-Fr Malheureusement, aujourdhui, les “softeux” bouffent le travail des “hardeux”… et le rend de plus en plus monotone. Un regulateur qu’il soit MPPT ou même PWM, y a du soft dedans. Le jeu c’est virer les composants, remplacer par du soft, plus reproductible, plus fiable, plus souple (dumoins quand c’est au point…si on y arrive un jour!!!). Nous plus ça va plus on ne fait que poser des blocs. ça perd tout son charme. Je fais aussi un poil de soft, mais pas à votre échelle. Plutôt en assembleur sur des 8bits c’est ce que je preferre car plus technique. Quand je dépasse 5000 lignes que j’ai écrit moi même (impossible de dire que c’est un autre con qui a fait la connerie car j’ai tout écrit!), j’ai déja oublié ce que font les 1eres lignes, mais ça peut faire vraiment beaucoup de choses 5000 lignes… Bon parler de Hard, de Soft, de bit, j’arrête car je vais me faire virer mon message par la modé… Et puis on est completement hors sujet là!
Merci pour vos explications. C’est certainement la forme de production la plus facile à stopper!. L’ennui pour le solaire, c’est que ce qui n’est pas vendu est perdu… Financierement vous réduisez la rentabilité du parc. Mais si le Watt-crète PV descend à 4 centimes d’euros,ou le kwh PV à 6 centimes d’euros,ça serait quand même acceptable en plein juillet-aout,ne trouvez vous pas ???. Moi,il me semble. Et vous ?
Histoire de rester hors sujet. L’assembleur est très rapide à exécuter mais long à programmer et surtout à maintenir (surtout en 16/32/64 bits). Le C reste une valeur sure pour l’embarqué. Sur une Arduino (Atmel) Raspberry Pi (ARM) ou Intel, le C fonctionne partout. Mais si vous voulez gagner du temps et que les perfs d’une Raspberry vous suffisent , vous pouvez aussi faire du C# , moins chronophage pour le programmeur, moins de bugs fatals , moins de blocages systèmes.. Pour revenir au sujet, je crois que les dirigeants européens sont surtout attachés à réduire leur dépendance au gaz en ce moment à cause des tensions géopolitiques. Le sujet très chaud me semble plutôt consister à substituer l’électricité au gaz quelle que soit la méthode : HH, Sabatier et hybridation de systèmes au gaz par des résistances. Tout cela semble bon à prendre. Comme souvent , l’Allemagne a une longueur d’avance avec ses programmes d’injection d’HH, on peut imaginer que les budgets soient relevés en conséquence. Cette technologie vient en concurrence frontale avec les batteries et ferait les affaires du puissant lobbie du charbon (supposition) Même si Vladimir lève le pied sur ses ambitions, l’europe ne sera plus jamais tranquille sur sa dépendance au gaz… et les conséquences sur la gestion de l’excédent PV sont nombreuses et plutôt cruciales..
@ Bliax Les couts que vous indiquez sont entendus en cas de vente de la totalité de la production. Or dans la réalité, si on souhaite en avoir beaucoup, seulement une petite partie sera utile: Calcul simple: on consomme en ordre de grandeur 500Twh/an. Les produire en PV (en moyenne) demande à installer environ 400GWc. Donc en été on aurait facilement 80% de production en trop. En hiver au contraire on va manquer sérieusement. Comme on n’a pas de stockage longue durée (intersaisonnier) bon marché, il faudrait installer dans les 1500GWc pour esperer fonctionner avec des stockages de durée modeste (dans les 7 jours d’autonomie). Donc sans parler du cout du stockage, on aura une surproduction énorme à gérer. Le Solaire PV est une ENR est trés interessante mais pour une petite part du mix, Compris selon moi entre 5% (idéal) et 15% (soit entre 25 à 75GWc). Pour le reste faut trouver autre chose. L’éolien est d’une certaine manière performant, et en complete en partie le solaire, il peut alors représenter pas mal, mais la aussi il va falloir curtaille grave car de jour en été, on va curtailler 100% d’éolien… Au final, sans stockage massif, il est délicat d’intégrer beaucoup d’ENR sans exploser les couts. Le seul cas ou ça peut le faire, c’est si vous avez beaucoup de barrages. Des pays comme le brésil,… peuvent partir dés maintenant dans cette voie. Nous pour le moment, vaut mieux qu’on en reste à ce qu’on a, en attandant les progrés sur l’H2 (seule mêthode à mon avis pour de l’intersaisonnier à grande échelle) ou une invention révolutionnaire. Par contre comme le fait remarque Lionnel, il faut travailler en priorité sur la sortie du fossile (Transport chauffage) et les transferrer sur l’elec, en même temps qu’on réduit les consos (efficacité energétique). Développer à grand coups de subventions des techno non matures n’est pas la solution, il faut agir prioritairement sur ce qui est de suite rentable. Le reste on verra aprés.
A propose de l’hydrogène, la gazette l’Afhypac de mars est en ligne ici :
A Hervé. “Donc en été on aurait facilement 80% de production en trop. En hiver au contraire on va manquer sérieusement. Comme on n’a pas de stockage longue durée (intersaisonnier) bon marché, il faudrait installer dans les 1500GWc pour esperer fonctionner avec des stockages de durée modeste (dans les 7 jours d’autonomie).” “Par contre comme le fait remarque Lionnel, il faut travailler en priorité sur la sortie du fossile (Transport chauffage) et les transferrer sur l’elec, en même temps qu’on réduit les consos (efficacité energétique).” C’est exactement ce que nous répétons (rabâchons) depuis des années…. même avant l’avénement de Lionel !
@ Dan, je ne crois pas avoir écrit que vous ayez tord sur ce point. @Hudax Concernant la biomasse, le sujet est vaste. Affecter des cultures à la production de carburant est limité, mais surtout on risque rapidement de se retrouver en concurrence entre l’industrie alimentaire et celle de l’energie. Je ne suis pas du tout favorable à cette voie. Par contre, la méthanisation des déchets agricole et de nos ordures est un principe intéressant, à développer s’il est possible de le rentabiliser en maitrisant correctement toute la chaine (il me semble que ce procédé est assez couteux, et pas forcément sans dangers, mais la aussi limité par le volume des déchets qui n’est pas suffisant pour faire beaucoup d’énergie par cette voie). Enfin concernant la ressource bois, l’ademe a évalué le supplement de potentiel de nos forets, En exploitant au maximum, on peut espérer en équivalence au total 12.2 millions de Tep, soit environ 140Twh thermique / an. Notre conso énergétique annuelle (tout confondu) est de mémoire de l’odre de 2000Twh /an composé presque au 3/4 de fossiles. Il est certain que la biomasse aura un role significatif à jouer, mais je ne suis pas sur que ça comble le manque. De plus sa conversion en électricité comporte pas mal de pertes. L’utilisation de la cogénération les minimise mais crée des conflit d’usage assez complexes a gérer. Donc au final, c’est pas simple et surtout les surcouts engendrés sont énormes. Les ENR tout le monde en veut, mais quand il s’agit de payer, y a beaucouop moins de monde…
Le grand scoop de ce mois ci dans le petit monde de l’hydrogène se trouve dans l’édito de la gazette ici : Le groupe Linde produit une nouvelle technologie de cuves capables de transporter 1100 kg d’HH par remorque à 500bar. Si ma calculette a encore des piles, cela fait environ 43MWh thermiques, c’est mieux que mes estimations qui tablaient sur 24MWh jusqu’ici. La preuve est faite qu’on peut faire de grandes cuves légères et transportables stockant à pression supérieure à 200bar Il n’y a donc pas vraiment de limite en dehors du shipping au volume des cuves. Dés maintenant, un camion peut ravitailler un site isolé en énergie CHP dont le rendement atteint 85% avec des SOFC Selon moi , cette nouvelle est simplement le Graal , ni plus ni moins. C’en est fini des réseaux sous-exploités la moitié du temps et limité aux heures de pointe. Les lignes THT ne sont plus une fatalité incontournable, pas plus que le gaz de schiste. Cette nouvelle est avant tout un gros pépin dans la soupe des producteurs d’énergie fossile Désormais , quelle que soit votre source d’énergie, intermittente ou pilotable, vous pourrez l’exploiter au maximum de son potentiel et en installer les quantités qui arrangent votre portefeuille plutôt que satisfaire à tout prix les caprices de la demande. L’hydrogène a un avantage sur les systèmes d’accumulateurs, supercapas ou batteries, il peut monter en charge au delà des besoins de l’humanité .. C’est aussi le cas du graphène , du silicium ou du sodium des batteries en développement, mais il faut infiniment moins de matière première pour fabriquer une cuve qu’une batterie. Une cuve s’inscrit dans un ensemble où on ne transporte que le strict nécéssaire à savoir l’élément réactif et non pas tout le staff de production et de recharge comme c’est le cas pour une batterie. Sans hésiter : la meilleure nouvelle depuis l’annonce de production en série de véhicules hydrogène. Vladimir a du souci à se faire et les Allemands tiennent leurs promesses
A Hervé. @ Dan, je ne crois pas avoir écrit que vous ayez tord sur ce point. Nous sommes d’accord, ce n’est pas ce que je sous-entendais. Je voulais simplement rappeler comme d’habitude les travers du débat-combat électrocentré et redire que les vrais urgences ne sont pas là où certains veulent les voir. Dès le début sur Enerzine, nous avons été quelques uns à pointer du doigt l’électrocentrage et à rappeler les vrais problèmes de l’énergie en France et notamment la priorité que vous évoquez : réduire notre dépendance aux fossiles importés. Et je vois que l’idée fait son chemin.
Independamment des aspects techniques à régler pour faire ce que vous suggérez (ce n’est pas encore vraiment disponible de façon commerciale, cf projet Syndièse), il y a un problème économique dont la résolution n’est pas simple. L’électricité à bas prix en période d’excédents, ce n’est pas tous les jours et elle n’est pas (en réalité) à bas prix. Il y a bien quelqu’un qui paye, c’est généralement le consommateur , via par exemple la CSPE en France ou l’EEG en Allemagne, mais ce n’est que le début, les mécanismes de capacité arrivent. Et une installation telle que vous la décrivez, elle ne va pas pouvoir fonctionner 1000 ou 2000 heures par an, sinon jamais elle ne pourra être rentable, car elle coûte très cher en investissement. Fabriquer des carburants synthétiques en ponctionnant le consommateur d’électricité est un schéma qui a forcément des limites. Je ne dis pas qu’il n’y a pas un modèle économique, mais il reste à inventer. La créativité sera bien plus grande si Vladimir ferme les vannes, mais comme c’est ce qui lui permet de vivre, on n’en est peut-être encore pas là. PS à Dan1 par rapport à son dernier commentaire: “je dirais même plus”,c’est exactement ce que nous répétons (rabâchons) depuis des années…. même avant l’avénement de Lionel !
La methode la plus simple pour écouler les Mwh en les convertissant en gaz, c’est déja de mettre des résistances dans les chaudières a gaz et de les faire tourner quand il y a surproduction. C’est déja le cas la nuit chez certains industriels. Le Mwh Gaz économisé peut être vu comme une forme de stockage, même si elle n’est pas réversible. ça a le merite d’être extremement peu couteux, et d’avoir un rendement de conversion proche de 100%. Ce procédé se fait déja la nuit par EDF pour écouler une partie de la surproduction nucléaire L’ennui c’est que le Mwh thermique gaz doit couter aux industriels dans les 30€. Pour valoriser le dispositif, il faut brader à max 25€ soit presque 3 fois moins cher que le tarif normal qui serait facturé au client industriel la journée. Avec les procédés plus complexes que vous décrivez, je ne sais même pas si ça serait rentable sans payer l’energie entrante. Il faudra une sacré hausse du cout de l’energie pour que ces systèmes deviennent viables. Il faut aussi que les systèmes de conversion acceptent de fonctionner quelques heures a la volée pour s’eteindre ensuite pour une durée indéterminée. Pas sur que ce soit compatible.
Pourtant toute l’economie mondiale surfe sur le compromis entre rentabilité, efficacité et cout. En principe le client achete ce qu’il trouve de meilleur rapport qualité prix. Malheur a ceux qui ne l’ont pas compris car il finit par disparaitre. C’est la tendance de notre industrie actuellement. Je suis d’accord avec vous concernant le pétrole, pas le nucléaire car le nucleaire génére lui aussi l’emploi chez nous. Le match nucléaire contre ENR se joue uniquement sur le compromis entre les nuisances les risques et le cout global. Vous avez en france des fournisseurs qui vendent exclusivement de l’ENR. (En plus trés bon marché car c’est pour l’essentiel de l’hydrau). Pouvez vous nous expliquer pourquoi ce n’est pas la ruée vers eux? Sinon le cout supérieur qui freine les clients? Le sujet est d’autant plus important que l’energie est à la base du fonctionnement de nos sociétées, et que le petrole va venir à manquer.