Le Réseau de transport d’électricité (RTE) a indiqué mercredi dans son "aperçu de l’énergie électrique mensuel" que la consommation française d’électricité avait augmenté de 2,3% ce mois de juillet par rapport à la même période en 2009, à cause précisément d’un temps particulièrement plus chaud.
Avec des températures en juillet supérieures de 1,2°C à leur niveau de juillet 2009, la consommation mensuelle apparaît en hausse de 1,4 % en données corrigées de l’impact des aléas climatiques.
La consommation brute en données cumulées sur 12 mois affiche une croissance de +1,6% à fin juillet 2010, après une progression de +1,3% à fin juin 2010 et de +1,0% à fin mai 2010.
Les grands consommateurs industriels reliés directement au réseau de lignes à haute tension ont vu leur demande augmenter de 1,6% sur un an, après une légère baisse affichée en juin. Depuis le 1er janvier 2010, ils sont en augmentation de 2,3% par rapport à la même période de 2009. Hors secteur de l’énergie, le taux d’évolution mensuel en juillet, +5,0%, reste élevé après +8,6% en avril, +10,8% en mai et +5,1% en juin.
Quant à la production d’électricité, elle a bondi de 10,8% en juillet, profitant d’une forte hausse de la production nucléaire (+9,8%) mais aussi thermique (+26,3%) et hydraulique (+11,9%).
Consultez le bilan mensuel (.pdf) à cette adresse >>>
Malgré la recherche d’efficacité energétique, la consommation reprend son rythme d’augmentation d’avant la crise. Cette augmentation se poursuivra avec les nouveaux usages de l’électricité: transports en commun, voitures, pompes à chaleur… 2% par an inévitables correspondent à une centrale nucléaire mise en service tous les 2 ans ! Qu’attend-on pour accélérer les mises en chantier de nouvelles unités?
Il vaudrait mieux développer les centrales solaires photovoltaïques. Pour faire face à une augmentation de la demande estivale, quoi de mieux pour faire face au pic de consommation de midi () que du solaire ? En Allemagne, il a été raccordé quasiment 4 GW en 2009, soit 2/3 de l’équivalent de la production en MWh d’une tranche de centrale nucléaire. Et cette année, ils s’orientent sur 10 MW, soit une tranche et demi. C’est plus rapide à mettre en oeuvre (pour peu qu’ERDF s’inspire du modèle Allemand pour raccorder), sans surprise sur les coûts, sans danger pour la santé humaine. Un peu plus cher dans l’absolu, certes, mais j’attends toujours une étude sérieuse sur les externalités du nucléaire…
Pour la pointe de midi en Juillet, c’est parfait! Mais pour la pointe de 18/20h d’Octobre à Mars, qui est bien plus importante que celle de midi en Juillet, ça ne va pas beaucoup aider….
C’est bien beau de vouloir remplacer les EPR par du PV, mais ça ne rend pas le même service. Pour avoir un équivalent EPR en production annuelle, il faut environ 15 GW de PV. à 5 Euros le WC prêt à l’emploi ça fait tout de même 75 milliards d’Euros. A ce prix là on devrait avoir entre 10 et 15 EPR. Bon et après on obtiendra 12 à 13 TWh par an dont l’immense majorité servira à alimenter la climatisation à midi en été… s’il n’y a pas de nuages. Cela ne sera d’aucun secours pour les pointes en hiver. Donc vive le PV, vive la climatisation ! Et jusqu’à preuve du contraire, les Allemands sont bien plus alimentés par le nucléaire (plus de 20 % du mix) que par le PV (1%) et ce, quels que soit les affichages médiatiques de puissance installée.
Si je ne m’abuse, les STEP sont utilisées par EDF pour stocker l’énergie excédentaire du nucléaire pendant la nuit. Elles pourraient bien jouer le même rôle régulateur pour la production solaire, non ? Sur le fond, la remarque de Sicetaitsimple est bonne : l’inclinaison des panneaux est actuellement calculée, y compris en pose au sol, pour optimiser la production solaire annuelle. Et compte tenu du rayonnement solaire plus abondant en été (et sur des journées plus longues), pour l’instant, l’optimisation économique est meilleure quand on favorise la production estivale (pente recherchée entre 25 et 30°). Pour autant, rien n’empêche de mettre en place de nouveaux modèles économiques bonifiant la production hivernale : avec une pente à 60°, la production serait bien mieux lissée sur l’année…
et pour gypse: En effet pour les ‘pointes’ de 18-20hr octobre-mars le PV ne peut pas grandes choses – il fait déjà nuit souvent ! Mes je connais encore beaucoup de monde qui rentre après une dur journée de travail hivernale et tristounette, se precipiter pour ‘pousser’ un peu leur chaffage éléctrique, qui passe vite fait un coup d’aspirateur (?) voir commentaire de samivel: …..qui donne un coup sech linge vite fait pour enchainer avec un coup de repassage dans la foulée, avant d’allumer leur four éléctrique pour le pizza ou gratin rechauffant du soir……! Le PV ne peut pas grandes choses pendant ces longues soirées hivernales pour ‘adoucir’ les pointes de demande, mais changer un peu nos ‘habitudes’pourrait avec un impact non négligable…..! Mettez le kwh ‘réseau’ à 1€ à ces moments la ! et peut être on ‘réapprendra’ vite fait bien fait à passer le balai, fair de la cuisine au gaz, mettre ‘de coté’ quelques taches ménagères au combien ‘indisponsables !’, mettre une porte sur le petit rechauffe plat de nos poele à bois (qui de toutes façons est en marche pour chauffer nos os gélés), le transformant en ‘mimi four’ à pizza, peu energivore en ‘économe’ en kwhs ‘réseau’! Changer d’abord nos ‘habitudes’, un peu ‘élégance frugale’ et après on verra comment mieux gérer les ‘pointes’ restantes. trimtab
Mettre les panneaux à 60° ne vas pas changer grand chose à ce qui se passe à 18h00 d’Octobre à Mars…. Les STEP (et les moyens de stockage en général) ne servent pas à « stocker de la production nucléaire excédentaire pendant la nuit », mais à stocker de l’électricité à « bas coût marginal » pour la déstocker aux périodes de « haut coût ».Il est vrai que ça correspond notamment en France mais aussi aileurs (là où il n’y a pas ou peu de nucléaire) à des périodes de stockage la nuit ou le WE. Pour le solaire qui produit comme vous le faites remarquer essentiellement à la pointe d’été, il est évident que le stockage n’a aucun intéret, car on ne stocke jamais à la pointe journalière( je parle d’intégration dans des grands réseaux, le problème est un peu différent dans les iles). Bien sûr, ça pourra changer quand il y aura 50GW de PV installés en France, mais on n’en est pas encore tout-à-fait là…
Passer de 35° (angle optimal annuel) à 60° (angle optimal en hiver) ne fait pas gagner grand chose (+ 10 % en décembre) et fait perdre en gros 10 % de production sur l’année. Cela va donc à l’encontre de la rentabilité des installations qui visent à vendre le maximum d’électricité à EDF au tarif d’achat et c’est contraire à l’argumentation des commerciaux qui les vendent. L’effet de lissage sur l’année est donc très nettement insuffisant. Dans le meilleur des cas on passe d’un facteur 4 (été/hiver) à un facteur 3 et on a pas parlé des longues journées d’hiver sans soleil.
J’étais juste sur le PV en hiver…Tout le reste est bon à prendre pour couvrir cette pointe d’hiver, y compris et surtout les comportements,mais je voulais juste souligner que le PV ne contribuera pas.
Pour Sicetaitsimple…et tous les autres: Certes ce n’est pas si simple de ‘changer’ nos habitudes(comme l’exprime si pertinament votre ‘pseudo’)….mais ce n’est pas toujours compliqué non plus ! trimtab
Je nuancerais quelques-unes de vos observations. Tout d’abord, en partant de l’hypothèse pour l’EPR d’une disponibilité de 80%, on obtient 7000 heures annuelles de production pleine puissance. En prenant l’hypothèse d’une centrale solaire produisant 1200 heures pleine puissance par an, ce qui est plutôt modeste compte tenu des technologies de tracking, cela signifie que pour obtenir une production équivalente en kWh, il faut 5,8 fois plus de puissance aux centrales photovoltaïques. Ainsi, 1600 MW x 5,8 = 9280 MWc solaires, soit 1/3 de moins que votre estimation. Ensuite, je crains que vos chiffres sur les prix du solaire ne soient quelque peu datés. Sur les installations en haute tension, les prix en toiture sont désormais en-dessous de 4€/Wc en France, en en-dessous de 3€/Wc en Allemagne (qui a fait le choix de la surimposition, technique moins coûteuse que l’intégration). Pour les centrales au sol, en France, on est déjà passé en-dessous des 3€/Wc, et ça continue à baisser. Ainsi, en prenant une hypothèse (peu favorable au solaire) à 3,50 €/Wc, ce sont 6 EPR que l’on pourrait construire avec le budget de construction des centrales solaires (32 milliards d’euros), et pas 10 ou 15. Mais surtout, la différence vient du fait que les prix du solaire ne cessent de baisser, alors que les prix de l’EPR ne cessent d’augmenter. Concernant la climatisation, il va de soi qu’il existe de nombreuses solutions pour s’en passer, en adaptant l’habitat. Mais c’est un autre débat, quoi que j’aurais un grand plaisir à y participer. Enfin, concernant l’équipement solaire des Allemands, son rôle dans le mix ne cesse d’augmenter (rappelons qu’il était quasi-inexistant avant la loi EEG d’avril 2000), ce qui est précisément l’inverse côté nucléaire. Au rythme actuel de baisse des prix
Que le prix de l’EPR augmente et que le prix du solaire baisse est un fait, vous avez raison. Sans parler d’EPR en particulier, reconnaissez quand même que le PV ne produit pratiquement rien en hiver dans nos contrées, et que sa contribution en été peut être certes non négligeable, mais se fait au dépend des autres moyens installés qui sont très largement suffisants pour faire face à la consommation d’été. Je n’ai rien contre les renouvelables et leur développement, mais en matière d’électricité , le PV reste un « luxe » au plan économique. Cf les débats actuels en Espagne sur des diminutions de tarifs, y compris de façon rétroactive (applicables aux centrales existantes).
Certes le prix des grosses installations PV baisse, mais l’essentiel n’est pas dans l’investissement… mais dans le tarif d’achat. Quand EDF construit un EPR, il vous vend le kWh au prix du marché ou réglementé, de toute façon aux alentours de 40 Euros le MWh pour la part production. Quand une société ou plusieurs installent 15 GW de PV, elles attendent qu’on leur achète cette production (15 TWh) entre 300 et 400 Euros le MWh. Même en Allemagne avec la dégessivité de 2010 et 2011, ça fait une sacrée différence. D’un côté EDF va vendre (éventuellement à ses concurrents !) un kWh à 40 Euros (au total 15 TWh pour 600 millions d’Euros) et va néanmoins rembourser ses emprunts, de l’autre une production hypersubventionnée qui va coûter aux environs de 5 milliards d’Euros au consommateur (en France via la CSPE). Sur la durée de vie de l’installation, le système PV de 15 GW aura produit 300 TWh (la moitié de la production annuelle de l’Allemagne) et il aura coûté 100 milliards d’Euros de subventions ! Je pense que cela ne va pas durer très longtemps et que certains pays vont suivre le chemin de l’Espagne avant que le peuple ne demande des comptes. D’ailleurs, les tarifs d’achat du PV en Allemagne sont révisables en 2012. On compare donc d’un côté un système qui respecte les règles de l’économie et de l’autre un système qui fonctionne au crochet des consommateurs. S’agissant de l’augmentation incessante du prix de l’EPR, il ne faut pas abuser, la dérive a eu lieu et j’en ai tenu compte : 10 ou 15 EPR pour 75 milliards d’Euros, ça fait l’EPR entre 5 et 7,5 milliards pièce et ça m’étonnerait que l’on aille beaucoup plus loin.
A ma connaissance, les prix ont déjà baissé au 1/07, devraient rebaisser au 1/09 ou 1/10 et encore au 01/01/2011. De mon point de vue, ça va vraiment être un test: soit nos voisins continuent ( certainement sur un rythme moins rapide) et ce sera le signe que les producteurs de panneaux et les installateurs se font des marges considérables, soit ça freine très fort. Dans les deux cas , il y a fort à parier que 2011 soit une très bonne année pour le PV en France et en Italie, ou pour l’instant on ne parle pas de diminution de tarif significative.Les espagnols et les allemands commencent à voir la facture arriver, nous pas… Pourtant , il n’y a pas de facture plus prévisible…