Commentaires sur : Le G12 propose 12 mesures concrètes en faveur de l’énergie solaire

Par : Luis

Luis — Mon, 29 Sep 2014 10:47:00 +0000

¤ On peut se demander qui a téléchargé 50,3 mégaoctets pour lire un rapport de 822 pages. Annexes I à IX comprises. Maintenant, peut-on faire confiance à une étude citée, qui provient de l’Agence pour l’énergie nucléaire ? Une autre agence, IRENA (International Renewable Energy Agency), l’Agence internationale de l’énergie renouvelable, ne doit sans doute pas avoir le même point de vue. Notre spécialiste des rapports de centaines de pages devrait bien nous trouver quelque chose de ce côté là. Pour l’Allemagne, le réseau avait de toute façon besoin d’être modernisé et adapté au déplacement des centres de consommation, énergies renouvelables ou pas. C’est le cas aussi en France. Au cours de la dernière campagne électorale allemande, il a aussi été question des coûts considérables nécessaires pour remettre à niveau le réseau routier, parfois très mal en point.

Par : Dan1

Dan1 — Fri, 26 Sep 2014 18:53:37 +0000

Luis nous dit que la notion de back up est un mythe. Soit, mais alors ce mythe est très répandu et notamment de façon assez facheuse dans des organismes qui participent à la gouvernance de la France. En effet, la Cour des Comptes a évoqué explicitement la problématique du back up et des ses conséquences économiques en parlant de coûts systémiques : A la page 193 vous trouverez le paragraphe suivant : « C – Aller vers un coût complet 1 – Intermittence, puissance installée et stockage : le facteur de charge La « valeur » de l’électricité intermittente reste aujourd’hui encore, le plus souvent appréciée par référence à la « parité réseau », autrement dit, le coût de production et de transport de l’électricité « classique », au point ou est produite l’électricité intermittente. Ce faisant, on ne tient compte ni de leur irrégularité, ni de leur imprévisibilité relative et encore moins de leurs conséquences. Cette situation ne peut pas ne pas influer sur l’organisation même de la production. Dès lors, en effet, que les facteurs sont, en France, de l’ordre du 1/5ème, dans l’éolien terrestre, voire en-dessous du 1/8ème, dans le photovoltaïque, les puissances installées ne sont plus directement comparables d’une source à l’autre. Une même production d’électricité suppose, en effet, des puissances installées très différentes selon les sources utilisées, d’autant plus importantes que leur facteur de charge est faible. Or c’est bien l’électricité in fine délivrée au réseau qui doit servir de critère directeur. Dès lors que les EnR intermittentes fournissent une part significative de la production d’électricité, on ne peut donc plus se limiter à comparer des puissances installées en omettant le facteur de charge. Il faut, en quelque sorte, raisonner à l’envers et, partant de la demande appelée, tenir compte du facteur de charge pour calculer les puissances à installer pour la satisfaire. Le calcul des coûts d‘investissement devrait impérativement désormais tenir compte de cette réalité. Il le devrait d’autant plus que l’intermittence ne fait pas qu’appeler une puissance installée plus grande, fonction inverse du facteur de charge. Il ne suffit pas en effet de multiplier par 8 la puissance installée en photovoltaïque, ni par 5 celle de l’éolien terrestre, pour disposer d’une production électrique similaire à celle de 1,25 de nucléaire ou de 4 d’hydroélectrique. Car si les chiffres de production de kWh peuvent ainsi être facialement identiques, demeure néanmoins une différence majeure dans la disponibilité de l’électricité produite. Par sa nature même, l’intermittence oblige, en effet, soit à l’appel instantané au « back up » en complément de ses creux, soit au stockage pour les lisser, soit, enfin, à l’importation d’électricité dès lors que le défaut de production fait courir un risque de réseau. Au-delà donc du seul surcoût lié à une puissance supplémentaire qu’il faut installer, ce sont autant d’investissements et de coûts supplémentaires ou d’accroissement du déficit extérieur qu’il faut impérativement prendre en compte dès lors que ces sources d’énergie prennent une place de plus en plus significative. Un exemple simple, qui n’a pas la prétention de représenter la réalité, en fournit l’illustration dans l’annexe VII. Il y est montré que le rendement d’un système de production éolienne garantissant une puissance donnée en continu est faible s’il est tenu compte du facteur de charge et du rendement de stockage Du fait des conséquences multiples et importantes qu’entraîne leur intermittence, le calcul économique devrait cesser de ne considérer que le seul coût de production des EnR. Il pourrait prendre en compte un ensemble, qui inclut, aujourd’hui, l’opération de production de soutien ou d’importation de complément, demain, celle de stockage, qui, elle-même, du fait de son rendement limité, rétroagit sur la puissance installée. 2 – Connexion au réseau et compensation : les « coûts systémiques » Faute d’une capacité de stockage, l’introduction d’une part sans cesse croissante d’une production intermittente dans les réseaux exige des débouchés instantanés sur le marché. Cela d’autant plus qu’elle est liée à une obligation d’achat. C’est pourquoi, « la place de marché de l’électricité que constituent les réseaux doit se réorganiser en conséquence ». Le raccordement à grande échelle de sources beaucoup plus dispersées (éolienne et solaire, notamment) va poser de ce fait des problèmes inédits. Une étude de l’OCDE – Agence pour l’énergie nucléaire (AEN) a estimé les coûts « systémiques » des systèmes électriques de quelques pays de l’OCDE. Ceux-ci y sont définis comme l’ensemble des coûts au-delà des coûts de production aux bornes de la centrale, permettant de fournir de l’électricité à une charge et un niveau de sécurité d’approvisionnement donné, hors stockage durable. Seuls donc les coûts relatifs à un stockage limité de rééquilibrage pour pallier les sauts de tension et de compensation (par des condensateurs), ainsi qu’à la connexion au réseau et à sa réorganisation y sont pris en compte. Ces « coûts systémiques au niveau du réseau » peuvent être globalement divisés en deux catégories. Les premiers correspondent aux coûts des investissements supplémentaires destinés à l’extension et au renforcement des réseaux de transport et de distribution, ainsi qu’au raccordement de nouvelles capacités. On rappellera qu’en Allemagne le coût d’extension et de renforcement des réseaux est estimé à quelque 45 Md€ à l’horizon 2020, soit un investissement de l’ordre de 900 €/kW de photovoltaïque et d’éolien terrestre ou offshore installé. Les seconds correspondent aux coûts supplémentaires pour l’équilibrage à court terme de la production et de la demande. » C’est un peu long, mais cela montre que la CdC se préoccupe de l’équilibre économique du système de production et d’acheminement de l’électricité au-delà des querelles de filières. Dans cet esprit…, la notion de back up ne semble pas être une simple vue de l’esprit !

Par : Papijo

Papijo — Fri, 26 Sep 2014 18:48:22 +0000

Des moyens de "back-up", vous en cherchez ... lisez donc cet article d'aujourd'hui justement concernant l'Allemagne: Pour ceux qui ne comprennent pas l'allemand, le petit graphique joint est intéressant. Il montre l'évolution ces dernières années du nombre d'"interventions d'urgence" (ordres d'arrêt ou remise en route d'urgence de centrales, ou également "délestages", surtout auprès d'industriels, rémunérés bien sûr). Le premier "back-up" entré en action chez eux est donc de payer des industriels pour qu'ils acceptent qu'on leur coupe le courant. Vous pouvez voir les données "officielles" sous forme de tableaux Excel concernant ces interventions sur le site "NetzTransparanz" et vous amuser à faire vos propres courbes:

Par : Sicetaitsmiple

Sicetaitsmiple — Fri, 26 Sep 2014 17:11:41 +0000

Vous faites bien de préciser « dans aucun pays à ce jour ». Bachoubouzouc a totalement raison. Vous pensez réellement que les moyens existants avant le développement des renouvelables ont une durée de vie technique ou économique infinie? C’est inexact, il va falloir passer à la caisse un jour ou l’autre. Maintenant c’est un choix qu’on peut discuter, mais nier l’évidence …. Et si c’est du stockage c’est pareil.

Par : Bachoubouzouc

Bachoubouzouc — Fri, 26 Sep 2014 16:50:04 +0000

« Dans aucun pays à ce jour la production d’électricité par les énergies renouvelables ne nécessite de « backup », pour une raison bien simple. L’électricité renouvelable se substitue à l’électricité qui auparavent était produite avec d’autres moyens, fossiles pour l’essentiel. » Vous dites qu’on n’a pas eu besoin de construire de moyens de back-up parce qu’ils étaient déjà là. Cela ne veut absolument pas dire que les ENR n’en ont pas besoin. Parce qu’il y a besoin de back-up. Les discussions sur le marché de capacité le prouvent. Et cela a un coût. On commence enfin à se rendre compte que toutes les électricités ne se valent pas.

Par : Luis

Luis — Fri, 26 Sep 2014 12:07:19 +0000

¤ Dans aucun pays à ce jour la production d’électricité par les énergies renouvelables ne nécessite de « backup », pour une raison bien simple. L’électricité renouvelable se substitue à l’électricité qui auparavent était produite avec d’autres moyens, fossiles pour l’essentiel. Dans tous les pays qui ont beaucoup développé les énergies renouvelables, le pourcentage d’électricité fossile ou nucléaire a diminué alors que celui de l’électricité renouvelable a augmenté. Dans 20 ou 30 ans, avec encore plus d’électricité renouvelable, cela n’aura pas changé. Une partie de la vieille production d’électricité continuera d’exister, utilisée au besoin par intermittence en complément du stockage.

Par : Luis

Luis — Fri, 26 Sep 2014 09:13:33 +0000

¤ Lorsqu’on veut comparer des tarifs d’achat dans un même pays, il faut comparer les dates et la durée de validité. En Grande-Bretagne, le tarif nucléaire en 2023, si l’EPR est en service à cette date, c’est 92,5 livres de 2012 le MWh. Avec l’inflation britannique, ce sera beaucoup plus puisque le tarif est indexé depuis mi-2012. Déjà 4,5 % d’inflation en deux ans. Le tarif d’achat pour le nucléaire est pendant 35 ans, indexé sur l’inflation. Celui des énergies renouvelables 15 ans seulement en Grande-Bretagne pour les installations citées. Dans pratiquement tous les autres pays les tarifs d’achat sont sur 20 ans. Mais seulement 10 ans en Turquie pour le solaire, avec un tarif imbattable, moins cher que le nucléaire en projet dans ce pays.

Par : Luis

Luis — Fri, 26 Sep 2014 08:39:30 +0000

¤ Pendant que certains font la sieste (les chiens aboient), les énergies renouvelables continuent de produire de l’électricité (la caravane passe). L’énergie renouvelable qui n’est pas consommée sur le moment est aussi utilisée pour le pompage des STEP. Ce qui permet aussi de produire un peu d’électricité solaire en pleine nuit, en particulier vers 19-20h lorsque le turbinage des STEP est en pleine action. Excepté en hiver, la pointe de consommation se situe en milieu de journée. C’est bien visible sur RTE.

Par : seb

seb — Fri, 26 Sep 2014 07:40:46 +0000

Effectivement, le solaire est de peu de secours concernant la pointe de 19h. Cependant si vous regardez les tarifs spot les heures de production solaire sont plutôt bien valorisées, en tout cas nettement mieux que les kwh produits de nuit … Pour aller plus loin sur la réflexion sur l’intégration des ENRi sur le réseau il me semble que : – Personne n’envisage de remplacer la production électrique française par du solaire et de l’éolien, juste d’augmenter leur part dans le mix. – Actuellement, en France, il reste des marges importantes grâce à l’hydraulique en particulier. – A moyen terme il est possible de récupérer d’importantes marges de manoeuvre grâce aux smart grid et à une meilleure interconnection. – Au niveau économique, je vois mal comment justifier de se passer d’une énergie qui devient pour les nouvelles capacités moins cher que le nucléaire…

Par : trimtab

trimtab — Fri, 26 Sep 2014 07:21:20 +0000

« …….La super pointe se produit en hiver, mais la pointe de la mi-journée est maintenant bien marquée et le sera de plus en plus avec la clim…… » Pour la super pointe d’hiver on est (je pense) tous d’accord mais pour le ‘plateau de midi’ : estivale, il n’y a aps que la clim dans la vie. Car dans un pays ‘touristique’ comme la France, quand tous les bistros, restaurants, brasseries etc mettent en route tous leurs ‘machins’, pour le ‘coup de chaud’ de midi, il n’y a pas qu’en cuisine que ça chauffe, mais le compteur EDF aussi. Sans parler, pour ceux qui travail (comme moi !) de tous ceux qui mettent leur ‘frichti’ à rechauffer dans le micro onde du salle de repos de leur entreprise…. On pourrait dire que le plateau de production PV estivale en mi journée correspond très bien aux besoins du crie quotidien d’ à table……qui résonne partout en France et Navarre…? Du PV servi sur un plateu, juste comme il faut….quand il le faut…? Alors foutez lui la paix, le PV estivale qu’on n’a pas besoin…..on ferait mieux de ‘lever le pied’ (!) ailleurs avant de ‘jeter la pierre’……. trimtab