Les énergies renouvelables (solaire et éolien) ont longtemps constitué une nouvelle technologie nécessitant une intervention publique pour se développer, à travers des mesures comme l’obligation d’achat de la production à des prix avantageux.
Compte tenu des progrès technologiques, de la baisse des coûts des investissements à réaliser dans la production de panneaux solaires et de l’augmentation de la production, de nombreux États de l’Union Européenne ont déjà engagé une réforme de leurs régimes de soutien aux énergies renouvelables.
Pour la Commission Européenne, le concours financier doit désormais être limité à "ce qui est nécessaire" et doit contribuer à rendre les sources d’énergie renouvelables compétitives : "les régimes d’aide doivent être souples et doivent répondre à la baisse des coûts de production. A mesure qu’elles gagnent en maturité, les technologies doivent être progressivement exposées aux prix du marché et, en définitive, le soutien devra être totalement supprimé. Dans la pratique, cela implique de supprimer progressivement les tarifs de rachat au profit de primes de rachat et d’autres instruments de soutien qui encouragent les producteurs à s’adapter à l’évolution du marché."
De plus, les gouvernements doivent éviter des modifications "non annoncées" ou "rétroactives" de leurs régimes dans le but de ne pas saper la confiance des investisseurs quant à la rentabilité des investissements existants.
Enfin, les États membres sont invités à mieux coordonner leurs stratégies en matière d’énergies renouvelables afin de limiter les coûts pour les consommateurs en ce qui concerne les prix et la fiscalité de l’énergie.
Capacités de réserve pour les énergies renouvelables
Même lorsque le soleil ne brille pas et que le vent ne souffle pas, de l’électricité doit être produite en quantités suffisantes pour fournir de l’énergie aux consommateurs et maintenir le réseau électrique stable. Avec l’augmentation de la production d’énergies renouvelables, cela devient difficile. C’est pourquoi, dans plusieurs pays européens, des discussions sont menées sur les possibilités d’organiser et de financer des capacités de réserve, par exemple des centrales électriques au charbon ou au gaz suffisamment flexibles pour pouvoir être mises en service et arrêtées en fonction des besoins.
La Commission Européenne a également publié des orientations sur la manière dont ces capacités de réserve pourraient être conçues à moindre coût et tirer pleinement parti du marché européen :
1– "Avant de décider des mécanismes portant sur les capacités, les gouvernements devraient, dans un premier temps, analyser les causes de l’inadéquation de la production."
2– "Dans un deuxième temps, ils devraient éliminer les distorsions qui risquent d’empêcher le marché de fournir les incitations appropriées à l’investissement dans les capacités de production. Elles peuvent être causées par des prix réglementés ou des subventions élevées en faveur des énergies renouvelables."
3– "Les gouvernements devraient également veiller à ce que les producteurs d’électricité d’origine renouvelable réagissent aux signaux du marché et encouragent la flexibilité du côté de la demande, par exemple en promouvant des tarifs différents pour les consommateurs afin de les inciter à utiliser l’électricité en dehors des périodes de pointe."
4– "Un mécanisme portant sur les capacités de réserve ne doit pas être axé sur le seul marché national, mais doit être conçu dans la perspective européenne."
Celà ne suffit pas d’énoncer des évidences, il faut les mettre en pratique ! Que l’éolien de la Baltique ou de l’Atlantique équilibre le photovoltaïque du sud de l’Europe, c’est une évidence. Que les énergies maritimes existent sur les côtes quand les énergies fluviales existent dans les zones montagneuses et arrosées, c’est une évidence. Que l’on produise du biogaz ou de la cogénération là où il y a de l’agriculture ou des zones vertes, c’est encore une évidence. Mais installer du photovoltaïque en Angleterre ou au Danemark, c’est effectivement une absurdité quand le même investssiement peut produire deux fois plus dans le sud de l’Europe. Bref, soyons logiques, et peut-être à l’échelle européenne si les états ne sont pas capables de l’être. A quand le financement de projets ENR par l’Europe en Europe, avec une logique européenne ? Ce nest que par le financement que la logique européenne prendra un sens. A quand des euros héros disponibles à 0% sur 20 ans pour les ENR ? Il faudrait pour cà que la Commission Européenne arrive a dépasser le seuil des portes ouvertes.
Tarif d’Achat et non de Rachat…
Certes les ENR intermittentes et non planifiables posent un sérieux problème au réseau. Mais on assiste cette semaine à la recrudescence d’une campagne contre le solaire et l’éolien, avec différents angles d’attaque. A qui cette charge profite elle? Aux energéticiens du non renouvelable. Il faut payer l’énergie à son vrai prix, voilà la SEULE perspective réaliste, toutes les énergies. Il faut donc inclure dans les énergies non renouvelables une taxe proportionnelle à la polution générée, au caractère absolument non renouvelable de la ressource, etc. Vive les ecotaxes !
car elle finit par reconnaître ce que tous savaient, à savoir l’inadéquation de puissantes sources aléatoires avec un réseau aux variations très lentes de consommation. Tous? Non, les irréductibles-EnR-à-tous-vents ne comprendront jamais, voir plus haut la meilleure ânerie de l’année « le PV du sud compense l’éolien du nord »: apparemment même la nuit…! Faut bien rigoler un peu. Nos ireéductibles gaulois étaient infiniment plus sympathiques. Nous assistons à un revirement diplomatique astucieux de la part de L’EU qui, sentant que Merkel va profondément réduire ses subventions grotesques aux EnR (sauf à pourrir son système électrique) une fois les élections passées: c’est la pierre d’achoppement actuelle pour former son gouvernement avec les socialistes. Alors que le « vent EnR » tourne, le Spiegel allemand sort de son trou avec un article assassin, maintnant c’est l’EU et demain bien d’autres. Sauf en France où les médias schizophréniques continuent droit dans le mur…, tout comme pour le fameux réchauffement climatique fort mal en point… Décennie passionnante
« A qui cette charge profite elle? Aux energéticiens du non renouvelable. » Au cas où vous l’auriez oublié, il y a un truc qui s’appelle « les consommateurs », et qui n’ont pas un portefeuille illimité pour financer vos lubies. Alors avant de crier au complot, il faudrait penser aux particuliers et aux industriels, dont la facture s’est pas mal alourdie ces dernières années.
¤ Avec un raisonnement simpliste comme on peut le lire de temps en temps, il n’y a aucune raison d’installer du photovoltaïque dans le sud de l’Europe car cela peu produire beaucoup plus dans le Sahara avec moins d’investissement … Et aucune raison d’installer des éoliennes dans le nord de l’Europe puisque pour moins cher on produit bien plus au sud du Maroc ou au bord de la mer Rouge (Egypte) avec des vents forts et réguliers (alizés) … En fait, il faut produire de façon répartie sur l’ensemble du territoire. Le photovoltaïque pour un usage résidentiel est déjà moins cher dans le sud de la France que le tarif bleu d’EDF ou des concurrents. Dans 3 ou 4 ans, ce sera aussi le cas dans le nord de la France. Alors, pourquoi se priver de cette ressource locale dans toutes les régions du pays. En Grande-Bretagne, le tarif du photovoltaïque en autoconsommation, pour 250 kW de puissance, coûte déjà moins cher en 2013 (82,2€/MWh) que le nucléaire en projet pour 2023 (114€/MWh : tarif indexé pour 2013).
Si enfin l’Europe se souciait du réel plus que des incantations. On n’en peut plus. Trop cher , sans effet écologique , comme le montre l’Allemagne. Mettons fin à cette gabegie.Sortons vite de l’éolien.
Que l’on puisse discuter du prix d’achat du PV je veux bien, la parité n’est pas encore atteinte Mais l’éolien ? qu’est ce qu’il vous a fait ?
L’éolien fait exploser nos factures d’électricité…pour rien. Quitte à payer plus, autant que ce soit efficace et les éoliennes produisent si peut qu’on doit se tourner vers d’autres choix. Il faut créer des emplois locaux dans l’isolation, dans la recherche et surtout mettre un terme à l’écologie punitive, qui commence déjà à nous rentre les « écolos » insupportables.
D’une l’EU ne suggere pas la fin des incitatifs mais une adaptation a la nouvelle donne : l’important developpement des EnR en Allemagne (de 6 a 26% dans le mix) qui temoigne du debut de la fin des energie fossiles et fissiles, ce developpement entraine de developper des solutions delocalisees de stockage qui arrivent : 25% de la surface de Intersolar (salon europeen du PV) est dedie au stockage, SMA propose deja un onduleur-batterie au prix de ses onduleurs standard d’il y a 5 ans. De deux de quel surcout parle-t-on ? Celui entre des EnR integrent TOUS les couts (dont demantelement et recyclage de dechets) et un nuke a 4 c€/kWh dont le demantelement n’est pas integre, ni la RC, ni el stockage de dechets, ou encore un kWh gaz-charbon n’integrant quai aucune taxe carbone ?! C’est un peu facile. @Laure : Le kWh marche (sous-cote car pas de taxe carbone) est a 5 c€, l’eolien a 8 c€ (comparez avec les 11 c€ de l’EPR), le pv a 9 c€ alors cessez de mentir et si vous ne connaissez pas votre sujet taisez-vous.
L’EU va-t-elle aussi demander la suppression des subventions aux fossiles et taxer le kérosène, le fuel pour les agriculteurs, etc……
Non, les ENR n’intègrent pas le coût de l’intermittence, et les tarifs de « rachat » n’encouragent absolument pas à palier à cette intermittence en construisant par exemple du stockage. Que veut dire la CE par « primes de rachat »? Si c’est obliger les producteurs ENR à vendre leurs MWh au tarif spot, mais avec une éventelle (et provisoire) prime proportionnelle au chiffre d’affaire, alors OUI, car ils auront alors intérêt à vendre aux heures de pointe et donc à investir dans le stockage. Mais il faut arrêter les tarifs de rachat fixes.
A mon humble avis, votre prime devra être sacrément élevée pour qu’ils investissent dans le stockage. Avec une prime, les éoliennes vont continuer a faire ce qu’elles font bien: produire quand il y a du vent.
A Luis. « Le photovoltaïque pour un usage résidentiel est déjà moins cher dans le sud de la France que le tarif bleu d’EDF ou des concurrents. » Mouais, ben les possesseurs de panneaux photovoltaïques ne doivent pas être au courant car quasiment aucun ne coche la case « vente en surplus » des contrats d’achat de l’électricité : Ce sont des ignorants ou des opportunistes qui préfèrent le bon lait des subventions garanties par l’Etat ? Et là, c’est du lait très nourrissant !
Si « Le photovoltaïque pour un usage résidentiel est déjà moins cher dans le sud de la France que le tarif bleu d’EDF ou des concurrents. » , pourquoi faudrait-il même avoir des tarifs d’achat tout court? Allez, des surplus achetés à un tarif représentatif des prix de marché dans la journée en été, disons 50€/MWh, ce serait raisonnable.
Finalement, c’est juste parce que la laitière était charmante :
Déjà juste pour dire qu’une bonne partie des capacités renouvelables en europe ont déjà basculé hors de mécanisme de tarif d’achat comme l’indique les documents de l’UE que je suppose que personne n’a lu… Par rapport aux changements globaux, le grand principe de l’UE c’est le principe pollueur payeur et la correction des distorsions à la concurrence. Auparavant il était plus juste de l’appliquer au consommateur (taxe sur la consommation d’énergie) et de corriger par des garanties commerciales les barrières aux EnR comme le fait que les énergies conventionnelles sont subventionnées ou que les réseaux appartenaient aux grands groupes énergétiques qui interdisaient l’accès à la concurrence. Pour tout un tas de raison la situation à changer, et il semble plus efficace de chercher à enlever les aides et privilèges dont bénéficient les énergies conventionnelles pour assurer le développement des EnR. Si vous regardez les préconisations vous avez quand même des trucs comme « removing environmentally or economically harmful subsidies, including for fossil fuels may help correct market signals and reduce the need for further interventions. However in the electricity sector today, some Member States continue to provide financial support for generators which use inflexible and relatively inefficient technology. This displaces more flexible or efficient forms of generation as is seen for example by the impact of the support for coal in Spain on the revenues of newer gas powered stations or in Bulgaria. » « The potential to help ensure generation adequacy by removing distorting support schemes for fossil fuel generation or nuclear generation should be exploited. »
Déjà juste pour dire qu’une bonne partie des capacités renouvelables en europe ont déjà basculé hors de mécanisme de tarif d’achat comme l’indique les documents de l’UE que je suppose que personne n’a lu… Par rapport aux changements globaux, le grand principe de l’UE c’est le principe pollueur payeur et la correction des distorsions à la concurrence. Auparavant il était plus juste de l’appliquer au consommateur (taxe sur la consommation d’énergie) et de corriger par des garanties commerciales les barrières aux EnR comme le fait que les énergies conventionnelles sont subventionnées ou que les réseaux appartenaient aux grands groupes énergétiques qui interdisaient l’accès à la concurrence. Pour tout un tas de raison la situation à changer, et il semble plus efficace de chercher à enlever les aides et privilèges dont bénéficient les énergies conventionnelles pour assurer le développement des EnR. Si vous regardez les préconisations vous avez quand même des trucs comme « removing environmentally or economically harmful subsidies, including for fossil fuels may help correct market signals and reduce the need for further interventions. However in the electricity sector today, some Member States continue to provide financial support for generators which use inflexible and relatively inefficient technology. This displaces more flexible or efficient forms of generation as is seen for example by the impact of the support for coal in Spain on the revenues of newer gas powered stations or in Bulgaria. » « The potential to help ensure generation adequacy by removing distorting support schemes for fossil fuel generation or nuclear generation should be exploited. »
Il est incroyable qu’un particulier ou une PME parle de parité. Cela n’a aucun sens sauf.. si on se compare à l’industrie. En tant que particulier, j’investis dans le PV ou le petit éolien quand j’ai du fric, le retour sur invest me permettra peut-être de passer des caps plus difficiles à l’avenir. J’ai 1000euro/kW de fraiche aujourd »hui donc le réduis mes frais pour les 40 prochaines années. Donner un prix aux kW futurs est une méthode de comptage qui n’a rien à voir avec ma compta personnelle. Ce prix ne me permettra pas d’acheter mon tofu, il n’est qu’une valeur dans une case excel conçue par des producteurs nationaux Plus concrètement encore , comme je n’ai pas envie de tarifs d’achats. j’achète 3kWc bijonction pour 2000euros et j’oublie cette somme en essayant de calculer de combien je suis plus riche à chaque facture d’électricité. Cela n’a rien à voir avec un tarif fixe. Toutes vos méthodes de calcul supposent que je m’endette auprès d’un banquier avec un contrat erdf comme garantie. Mais qui parmi vous va vraiment s’endetter pour sortir 3000euros dont le remboursement ne fait aucun doute ? Vous êtes tour à tour, énergéticiens, banquiers puis ministres mais vous n’êtes jamais le mec normal qui s’intéresse aux panneaux pour couvrir sa conso (demander à Hervé pour le stockage, il a un super truc avec le ballon d’eau chaude (ou n’importe quelle résistance plongée dans de l’eau en fait)) Bref, comme toujours, vous vous battez avec des arguments « autorisés » depuis le début des tarifs d’achat au lieu de vous mettre dans la peau d’un gus normal et vos conclusions deviennent absurdes car destinées à un profil type (tarif d’achat + prêt bancaire) incompatible avec l’autoconsommation. Bref , vous déconnez complètement et si chelya ne vous méttait pas les points sur les « i » , vous finiriez par partir en sucette dans une de vos magnifiques scènes d’hystérie collective ou les arguments sont tous plus bidons les uns que les autres. Si je veux faire de l’autoconso, il me faut autant d’éolien que de PV des batteries et une generatrice. Actuellement le batteries et les génératrices posent encore problème mais on sait tous que ça va changer assez vite. Reste qu’au final , on a une piece de gignol assez pittoresque typique d’enerzine entre pro-tout et anti-rien, ça me donne autant envie de rigoler que ça me désespère Je suis plutot d’accord avec l’extrait reproduit par chelya mais franchement le reste…
que les fanas de la critique ENR à cause de l’intermittence, essaye de penser au moins une fois dans leur vie, à l’arêt d’une centrale nuke pour Maintenance. c’est un arrêt de production de combien de panneaux solaires ou de combien d’éoliennes d’un seul coup d’un seul? votre argument est ridicule à parir du moment où le réseau évolu vers du smart grid et le stockage se développe et c’est le cas pour les 2! on peut aujourd’hi utiliser l’énergie des ENR quand on en a besoin, et pa s seulement quand elle est produite, et cela s’améliore régulièrement.
Si comme vous semblez le dire vous ne demandez pas de tarif ni de crédit d’impot , que vous faites votre affaire de votre production en trop, y’a pas de problème! Je n’ai personnellement jamais reproché à quelqu’un d’aller couper du bois et de se chauffer avec. Il ne me coûte rien, et il ne coute rien à la collectivité. Il peut y avoir à terme un pb de taxes, mais bon…
A chelya. « @Dan1 : l’autoconsommation à l’échelle d’un quartier ou même seulement d’un immeuble est interdit par le contrat de concession d’ERDF, donc c’est un peu fort de café d’interdire un business model par la loi et de s’étonner ensuite que personne ne l’utilise ! » Sauf que ce n’est pas de cela que je parlais. Bien plus modestement, je parlais d’un producteur particulier qui commencerait par consommer ce qu’il produit à son domicile et ne vendrait que le reste. Cela est parfaitement autorisé pour le photovoltaïque car cela s’appelle déjà la vente en surplus. Mais comme vous dites : « Je suis le seul à lire les textes ? » car j’ai déjà plusieurs fois donné le lien vers le contrat type qui le prévoit…. bon je vais le redonner : Ce contrat type s’intitule : « CONTRAT D’ACHAT DE L’ENERGIE ELECTRIQUE PRODUITE PAR LES INSTALLATIONS UTILISANT L’ENERGIE RADIATIVE DU SOLEIL ET BENEFICIANT DE L’OBLIGATION D’ACHAT D’ELECTRICITE(S11) » Il prévoit notamment deux options : La Nature de l’exploitation est : – vente en totalité ou – vente en surplus Et très bizarrement l’immense majorité des contractants-producteurs-écologistes cochent la case VENTE EN TOTALITE. Apparemment cela ne leur pose aucun problème de conscience de vendre toute leur électricité à EDF-OA…. même celle dont ils ont immédiatemment besoin. Alors, au lieu de philosopher, commençons par le commencement et interdisons la vente en totalité. Après on verra le quartier.
A Tech. « que les fanas de la critique ENR à cause de l’intermittence, essaye de penser au moins une fois dans leur vie, à l’arêt d’une centrale nuke pour Maintenance. » Il est possible que certains y aient déjà pensé. Et la conclusion est que ce n’est pas du tout de la même nature car le nucléaire est pilotable, pas l’éolien (sauf à la baisse). Pour les maintenances, le nucléaire pilotable fait simple, il organise le planning de maintenance des 58 réacteurs en fonction des besoins du consommateur (peu d’arrêt en hiver et beaucoup en été). D’autre part, EDF s’arrange pour ne pas arrêter tous les réacteurs d’une même centrale en même temps et il y a 19 centrales. Pour l’éolien c’est très différent car il est intermittent et aléatoire à cause de son combustible. Et là, toutes les éoliennes d’un même parc (l’équivalent d’une centrale) subissent la même logique en même temps : s’il y a du vent ça produit, s’il y en a pas…. ben ça produit pas. C’est comme si on coupait de façon aléatoire l’arrivée du combustible sur une centrale à gaz (pour le nucléaire, il y a 3 ou 4 ans de combustible dans le réacteur). Mais le problème dépasse l’échelon local, puisque les systèmes météo ont des tailles de l’ordre de plusieurs milliers de km. On se retrouve donc dans une logique de montée de fièvre de la production éolienne quand une perturbation arrive sur l’ouest de l’Europe et une non moins remarquable pétole généralisée quand la perturbation est passée. Ce n’est donc même plus à l’échelle du pays que cela est visible mais à l’échelle du continent. Mais, je ne suis pas très inquiet vis à vis de l’intermittence de l’éolien car notre Ministre nous a rassuré l’autre jour : « Dans le passé, la production devait s’adapter à une consommation électrique qui s’imposait. Aujourd’hui, les systèmes innovants permettront qu’une part croissante de la consommation s’adapte à une production qui s’impose. » C’est pas beau ça ? L’intermittence est donc une vue de l’esprit véhiculée par d’horribles conservateurs.
Peut être, mais je parlais de l’éolien. Enfin, après des dizaines d’années d’effort colossaux je ne vois pas l’Allemagne traiter aisément le problème de l’intermittence massive des Nouvelles EnR (éolien et PV) alors que ces deux là font déjà plus de 60 GW installés. Je vous rappelle le célèbre fromage allemand : Ce camenbert « un peu noir » devrait être bien plus vert si la chose était aussi évidente. Sauf que c’est pas facile et l’Allemagne, comme les autres, est à 80-90% Fossile + Fissile en matière d’énergie… car il n’y a pas que l’électricité dans la vie.
Ceci dit, comme le montre le film, rendez-vous en 2050. Allez, encore 37 ans à attendre !
« @Laure : Le kWh marche (sous-cote car pas de taxe carbone) est a 5 c€, l’eolien a 8 c€ (comparez avec les 11 c€ de l’EPR), le pv a 9 c€ alors cessez de mentir et si vous ne connaissez pas votre sujet taisez-vous. » dixit Steph. Quand on n’a pas d’argument, on insulte ? Steph, vous perdez le contrôle, petit macho .
aux plus jeunes ( et à Chelya à qui on l’a déjà largement rappelé mais qui feint de l’ignorer) que le mur de Berlin est tombé fin 89 et qu’une grande partie de de la baisse est lié à la fermeture d’une grande majorité des industries dans l’ex Allemagne de l’est dans les années qui ont suivi. Maintenant, à plus de 20Mld€/an pour l’EEG, passer d’environ 1000Mt vers 2000 à environ 917Mt en 2011 est le minimum qu’on puisse attendre. Allez, si on prend 100Mt de différence pour arrondir, ça fait 200€/t! Economiquement super-efficace!
ou l’art de détourner la réalitété, je ne parle évidemment pas de la maintenance préventive, mais d’évènements comme celui ci dessous , pas plus tard que la semaine dernière par exemple : 1000 megawatt d’un coup !! Bulgarie: nouvel arrêt à la centrale nucléaire de Kozlodoui L’activité de l’un des deux réacteurs de la centrale nucléaire de Kozlodoui (nord-ouest de la Bulgarie) a dû être arrêtée mercredi pour la deuxième fois en trois jours, ne provoquant pas de fuite radioactive, a expliqué la centrale dans un communiqué.La centrale nucléaire de Kozlodoui, le 14 avril 2011 AFP – L’activité de l’un des deux réacteurs de la centrale nucléaire de Kozlodoui (nord-ouest de la Bulgarie) a dû être arrêtée mercredi pour la deuxième fois en trois jours, ne provoquant pas de fuite radioactive, a expliqué la centrale dans un communiqué. « A 14h17 (12H17 GMT) le 30 octobre, l’unité à 1.000 mégawatt de la centrale nucléaire de Kozlodoui a été arrêtée, après le déclenchement du système d’arrêt d’urgence. La raison de cet arrêt est une rupture de l’alimentation électrique d’un appareil réglant la puissance du réacteur », a indiqué la centrale. L’autorité bulgare de sécurité nucléaire a été prévenue de l’incident, le deuxième en l’espace de 72 heures au niveau de la même unité. Ce réacteur N.6 de la centrale de Kozlodoui venait juste d’être remis en service. Lundi, il avait déjà été arrêté en raison d’un défaut au niveau de la turbine. Il venait de subir des opérations de maintenance quand le premier incident s’est déclaré lundi si ça ce n’est pas de la GROSSE intermittence ;o)
à dan1 (je retente ce message car la première réponsene semble pas être passée!) je ne parle pas de maintenance préventive mais de ça par exemple; Bulgarie: nouvel arrêt à la centrale nucléaire de Kozlodoui L’activité de l’un des deux réacteurs de la centrale nucléaire de Kozlodoui (nord-ouest de la Bulgarie) a dû être arrêtée mercredi pour la deuxième fois en trois jours, ne provoquant pas de fuite radioactive, a expliqué la centrale dans un communiqué.La centrale nucléaire de Kozlodoui, le 14 avril 2011 AFP – L’activité de l’un des deux réacteurs de la centrale nucléaire de Kozlodoui (nord-ouest de la Bulgarie) a dû être arrêtée mercredi pour la deuxième fois en trois jours, ne provoquant pas de fuite radioactive, a expliqué la centrale dans un communiqué. « A 14h17 (12H17 GMT) le 30 octobre, l’unité à 1.000 mégawatt de la centrale nucléaire de Kozlodoui a été arrêtée, après le déclenchement du système d’arrêt d’urgence. La raison de cet arrêt est une rupture de l’alimentation électrique d’un appareil réglant la puissance du réacteur », a indiqué la centrale. L’autorité bulgare de sécurité nucléaire a été prévenue de l’incident, le deuxième en l’espace de 72 heures au niveau de la même unité. Ce réacteur N.6 de la centrale de Kozlodoui venait juste d’être remis en service. Lundi, il avait déjà été arrêté en raison d’un défaut au niveau de la turbine. Il venait de subir des opérations de maintenance quand le premier incident s’est déclaré lundi si ça n’est pas de la TRES GROSSE intermittence à 1000 Megawatt, qu’est-ce que c’est alors? et c’est déjà arrivé en France par exemple mars 2013 arrêt du réacteur au tricastin Spectaculaire incident à la centrale nucléaire du Tricastin Jeudi 28 février 2013 à 22h35 mis à jour le Vendredi 01 mars 2013 à 11h50 Une sorte d’éclair bleu qui a duré plusieurs secondes ce jeudi soir. Vers 20h, ce jeudi soir, il y a eu un éclair bleu et un grand bruit qui ont inquiété des dizaines de riverains de la centrale nucléaire du Tricastin qui ont appelé les pompiers de la Drôme et du Vaucluse. En fait, l’incident a eu lieu sur la ligne évacuant l’électricité produite par le réacteur n°1. A l’extérieur du bâtiment et après le transformateur principal. C’est un isolateur qui a lâché provoquant un court-circuit. Mais c’est une ligne à 225 00 volts et les pylônes sont visibles de loin. La décharge électrique a donc été vu par beaucoup de riverains qui ont vu un flash bleu très intense et durant plusieurs secondes et également entendu un claquement très fort. Arrêt automatique du réacteur Heureusement, il n’y avait personne à proximité. La seule conséquence: c’est l’arrêt automatique du réacteur. Une mise en sécurité puisque l’électricité produite ne s’évacuait plus. On ignore le temps qu’il faudra pour réparer la ligne et redémarrer le réacteur.
Et si on restait en France et/ou chez nos voisins immédiats pour juger de l’intermittence? Ce qui serait bien, même en globalisant indisponibilité programmée et indisponibilité fortuite, voire baisse programmée et volontaire pour le nucléaire , c’est d’avoir: Puissance max/ Puissance min injectée par le nucléaire sur le réseau francais. Pmax/Pmin par l’éolien Pmax/Pmin par le PV… Et pareil pour nos voisins. Tech, vous nous donnez des chiffres, pour nous prouver la grosse intermittence du nucléaire?
»Et très bizarrement l’immense majorité des contractants-producteurs-écologistes cochent la case VENTE EN TOTALITE. Apparemment cela ne leur pose aucun problème de conscience de vendre toute leur électricité à EDF-OA…. même celle dont ils ont immédiatemment besoin. Alors, au lieu de philosopher, commençons par le commencement et interdisons la vente en totalité. » –> voilà ce qui serait cohérence et bon sens, pas l’approche »spéculateur à tout crin! » –> son fromage noir allemand, semble être aussi un fait ! Vivement la correction de ce constat »fromage trop noir », avec qqs artifices qui sont en cours avec le VGV (volt-gaz-Volt), etc… Si au moins, leur charbon ou lignite, ils le coupaient à 30% ou 50% avec de la biomasse torréifiée, ça réduirait d’autant les GES. Pourtant ils ont lancé la piste du BRR (bois rotation rapide)…mais ils l’utilisent pour faire du biodiesel via BtL, en passant par gazéification + Fischer Tropsch… Wait & See ! Give them a chance ! A+ Salutations Guydegif(91)
C’est assez souvent considéré comme une pratique illicite… Mais si nos voisins doivent « couper » leur lignite et charbon par 30 à 50% de biomasse, il n’y a simplement plus un végétal vivant en Allemagne dans les 5 ans qui viennent! ( enfin, je n’ai pas compté les années, si c’est dix ans c’est pas vraiment différent).
« à dan1 ou l’art de détourner la réalité » Je vous trouve très bien dans cet art… fort pratiqué. Vous allez nous chercher la Hongrie alors que nous sommes en France. 39 TWh consommés d’un côté et 480 de l’autre ! La France est un pays affreusement nucléarisé et c’est précisément un avantage de faire du nombre pour exploiter des réacteurs de forte puissance de type nucléaire. En effet, et c’est vrai pour toute unité de production, il ne faut pas qu’un pays dépendent de trop peu d’unité et de centrale, car cela peut poser de gros problème lors des arrêts (programmés ou non). Il est bien certain qu’avec des unités de 900 MW à 1 450 MW (bientôt 1 650 MW) il ne faut pas prétendre alimenter de façon fiable et autonome à peu près la moitié des pays du monde qui consomment si peu qu’un seul réacteur nucléaire produirait déjà trop ! Sauf que la France ne fait pas partie de ces pays là et que son système nucléaire comporte 58 réacteurs dans 19 centrales. Je vous demande donc de m’indiquer quand l’indisponibilité fortuite d’un ou plusieurs réacteurs nucléaire a pu mettre l’équilibre du réseau en danger ? Pour vous aider, je vais vous donner un lien vers la base de données de RTE concernant les indisponibilités fortuites : Et sinon, si vous avez le temps, vous pouvez également répondre aux questions de Sicetaitsimple.
Bulgarie, pas Hongrie. Mais ça ne change rien à votre raisonnement, la Bulgarie c’est moins de 30TWh/an.
Ah, ben oui, j’ai glissé ! Bon pour la Bulgarie, selon l’ENTSO-E, en 2012, la consommation serait de 32,5 TWh. Il suffirait donc de 3 EPR pour produire toute la consommation mais ce serait risqué. Sauf que cela s’inscrit dans le cadre de la « plaque de cuivre européenne » qui tourne aux alentours de 3 400 TWh, soit 100 fois plus.
Ces recommandations aux états rappelent surtout qui faut ‘coordonner’ les efforts, et les projets et travailler ensemble sur les différents aspects de la grosse marmite, aussi bien sur les moyens de productions (base, de pointe, réseaux, stockage etc) : « …….Un mécanisme portant sur les capacités de réserve ne doit pas être axé sur le seul marché national, mais doit être conçu dans la perspective européenne……. » que les ‘efforts’ au niveau de la gestion de la demande….. Et dans dans la ‘maitrise’ de la demande (ie: c’est nous !), les efforts qu’on est pret à consentir pour assumer notre part de responsibilité dans la grosse marmite électrogène, …….ça sent un peu le Super Euro TEMPO……..! Si cher à mon coeur, et mon portefeulle….! L’education par le prix…..? « ………encouragent la flexibilité du côté de la demande, par exemple en promouvant des tarifs différents pour les consommateurs afin de les inciter à utiliser l’électricité en dehors des périodes de pointe………. » trimtab
beaucoup de voeux pieux dans ces déclarations de Bruxelles mais comme les intérets avoués ou inavoués des uns et des autres sont différents il ne faut pas s’attendre à des résultats mirifiques à court terme. Mais n’en doutons pas, la seule chose qui fait à coup sûr qu’au bout du compte il y a une certaine « optimisation » du système , ce sont nos interconnections préférées! Faut juste beaucoup de temps car ça ne se décide que quand le « déséquilibre » ou en termes plus positifs « la complémentarité » sont avérés, bref quand il va passer de l’électricité sur le lien. Du moins suffisament avérés pour que le nouveau lien ait des chances d’être « rentable ».(et Beurk Sicetaisimple….)
Pas de réponse à ma question, mais vous avez parfaitement le droit d’être en WE sans possibilité d’accès à Internet ( c’est d’ailleurs certainement de l’hygiène de temps en temps). Alors, la réponse, si on considère la France, sur Pmax/Pmin sur une année, pour 100MW installés (chiffres appoiximatifs): Nucléaire: 98à100/ 60 mais comme le rappelle Dan1 même les blaireaux d’EDF ont remarqué qu’il y avait moins de demande d’electricité en été et ils programment donc préférentiellement la maintenance de leurs centrales en été, ce qui explique le 60. Eolien: environ70/ environ 0 (allez, 2 ou 3). PV: environ 70/0 ( le 0 étant une fois par jour 365 jours par an). Vous disiez donc?
Je n’avais pas noté que nos voisins avaient à « se dépétrer » des surproductions francaises car elles sont pilotables , ni qu’ils rechignaient à nous vendre de temps à autre du courant. Se « dépetrer » des productions parfois un peu envahissantes et non controlées, ce sont plutôt les voisins de l’Allemagne qui s’en plaignent me semble-t-il.
Fort heureusement nous avons appris à décripter cet étrange idiome que pratique chelya et nous savons qu’il faut toujours inverser une partie du sens pour comprendre ce qu’il veut dire dans notre propre langage et mode de pensée. Là, nous avons un exemple frappant où chelya veut aborder la problématique de l’Allemagne et bien sûr, il évoque la France ! Nous avons d’ailleurs la preuve que le problème qu’il évoque est juste en lisant le bialn annuel de RTE pour l’année 2012 (je reproduis une partie de la page 3 : « Le solde exportateur diminue et la structure des échanges évolue. En cumul depuis janvier 2012, la France reste le pays le plus exportateur sur l’ouest de l’Europe, à hauteur de 44 TWh, et l’Italie le pays le plus importateur, à hauteur de 35 TWh. Toutefois, ce solde exportateur de la France est en retrait par rapport à l’année précédente où il avait atteint 56 TWh. Malgré la baisse du solde global, les volumes d’exportations françaises sont en hausse marquée vers la Belgique et dans une moindre mesure vers l’Angleterre et l’Espagne. En revanche, le bilan est à nouveau globalement importateur depuis l’Allemagne et ce, pour la première fois, sur chacun des douze mois de l’année. Cette situation à première vue paradoxale du fait de l’arrêt de sept centrales nucléaires en Allemagne en mars 2011, entraînant une baisse de production nucléaire de 30,5 TWh entre 2010 et 2012, signifie que des marges de production ont été disponibles sur d’autres moyens. D’une part, la production de photovoltaïque en Allemagne a considérablement augmenté (près de 30 TWh en 2012 contre une dizaine en 2010), injectant ainsi sur le réseau, selon l’ensoleillement, une quantité significative d’énergie. D’autre part, l’électricité produite par les centrales au charbon a renforcé sa compétitivité suite à la chute du prix du charbon, le développement du gaz de schiste ayant eu pour effet de réduire la demande de charbon aux Etats-Unis. La faiblesse du prix du CO2 n’a par ailleurs pas compensé cet effet. En conséquence, avec des pics réguliers de production renouvelable et un parc charbon compétitif, l’Allemagne exporte son énergie vers quasiment tous ses voisins y compris la France. » Voilà le vrai message de chelya, l’Allemagne laisse ses voisins se dépétrer avec ses surproductions ! Et ce ne sont pas les Tchèques qui nous démentiront : En gros les Tchèques veulent installer des systèmes à leur frontière pour se protéger de l’électricité allemande…. même à bas prix !
et les polonais aussi.
A lr83. C’est sûr que si vous me demandez mes prévisions pour le 23ième siècle, elles risquent de converger vers les votres ! Je remarque d’ailleurs que le manque d’arguments à court et moyen terme pousse souvent à éloigner l’horizon. C’est pour cela que l’on trouve plus de scénarios à 2050 que de scénarios à 2030 (c’est demain) chez les promoteurs du 100% EnR. Je ne regarde pas le verre (moitié plein ou moitié vide) mais ce qu’il contient aujourd’hui et ce qu’il contiendra demain matin. Pour ce qui concerne l’horizon de l’uranium, restez prudent sur l’horizon car on travaille actuellement avec un rendement de 1% et c’est très largement dépassable.
A Sicetaitsimple. Voilà la nouvelle Europe. On a ouvert les frontières aux biens et aux personnes mais des pays sont obligés de les reconstruire pour se protéger des électrons allemands ! Est-ce que l’Allemagne va faire fondre les lignes polonaises et tchèques avec des électrons… verts ?
Le problème serait beaucoup moins aigu si nos voisins allemands arrivaient à relier le Nord et le Sud du pays d’une façon suffisament robuste, comme identifié dans la Dena Grid Study I (2005). La transition énérgétique, c’est comme la danse, faut un certain tempo entre les danseurs (production, réseau « interne », interconnections,stockage à terme) sinon ça coince. On va voir comment le nouveau gouvernement envisage de régler le problème.
Mon post ci-dessus ( Shengen) répond en partie à votre interrogation sur le verre a moitié vide ou a moitié plein. Les principales questions, c’est (1) qu’il y ait toujours de l’eau dans le verre et (2) que cette eau soit disponible à un coût raisonnable, le processus étant bien entendu dynamique. S’appuyer uniquement sur un des piliers ( le développement des nouveaux renouvelables et c’est tout), c’est risquer que le verre ne soit parfois vide ( car il ne faut pas réver, personne n’investira dans de nouvelles capacités de production « classiques » dans les conditions actuelles de marché en Europe) et que cette eau ne devienne très chère, et ça je vous invite à taper « précarité energétique » ou « fuel poverty » sur Google pour vous rendre compte que c’est une vraie préoccupation. « Chi va piano va sano e va lontano », disent nos amis Italiens. Ca me semble adapté, mais je partage sans aucun doute votre pronostic à l’horizon 2300.
c’est qu’il raconte toujours absolument n’importe quoi sans jamais fournir le moindre bout d’étude un peu sérieuse à l’appui de ses dires. C’est d’autant plus facile de prouver qu’il n’est qu’un troll…. Les recommandations de la DENA Study grid 2 (2010): Recommendations Taking the main results of the dena Grid Study II into account, which reveal a need for significant grid extension based on the assumed generation scenarios in conjunction with a cost-optimised operation of the conventional power plants and the requirements of European power trade, the following recommendations are stated with emphasised priority: Grid planning studies including load flow and dynamic analysis, with a suitable underlying scenario framework for determining line-specific grid expansion measures in conjunction with the specifications of the third EU internal market package for the electricity sector. Acceleration of the approval procedures for grid expansion measures, including testing the further development of the legal framework and increased staffing levels for the bodies in question (approval authorities, grid operators etc.). Taking suitable measures to increase the public acceptance for the required grid extension, which is implemented in close cooperation of all parties involved (political decision-makers, grid operators, suppliers, approval authorities, the public etc.). Examination of the use of alternative transmission technologies, optimisation measures in operation and review of optimisations with regard to technical grid connection of offshore wind turbines (cf. section 5) as part of future grid planning. The options for speeding up the grid extension measures, e.g. taking public acceptance into account, should also be incorporated.
Chelya, vous nous dites: »il y a déjà eu trois update depuis 2005 et la ligne nord sud n’est plus prioritaire depuis au moins deux mise à jour… mais ça je vous l’ai déjà dit plusieurs fois… ». On en est donc à la Dena Grid Study 4? Vous nous passez le lien , comme je l’ai fait pour la 2, puisque ce sont des documents publics? Allez-y, les lecteurs d’Enerzine attendent…. Pauvre troll….
Contrairement à ce que certains voudraient laisser penser en mettant en avant le caractère « décentralisé » des renouvelables, l’intégration de ceux-ci mérite au contraire un « gosplan » très strict dès qu’on veut passer à des volumes significatifs, pas juste des « tarifs d’achat ». De ce point de vue, nos voisins se sont un peu pris les pieds dans le tapis, les « vrais responsables » de l’opposition à des constructions de nouvelles lignes ce sont des citoyens comme vous et moi mais notamment des verts pur jus. Ca va à coup sûr ralentir la « transition énérgétique » au moins sur quelques années, le temps de remettre les choses dans l’ordre. Ce que j’espère juste, c’est qu’au moins nous en tirerons les leçons pour ne pas faire les mêmes bétises.
« qui retourne le problème à son avantage en accusant les ENR de lui pourrir ses lignes (j’aime bien leur vocabulaire : ils parlent d’énergie fatale, histoire de bien faire peur). » Je vous signale quand même que le concept d’énergie fatale n’a pas été inventé pour l’éolien ou le photovoltaïque car ce type d’énergie existait bine avant et c’était même la toute première. Car la première énergie et qui l’est toujours c’est l’hydraulique au fil de l’eau, car on arrête pas un fleuve ! La seule solution et qui est largement employée est la modulation horaire en retenant un peu l’eau (quelques heures au maximum) dans une retenue amont afin de faire correspondre la production avec les pointes horaires. Donc pas de paranoïa mal placée, un peu d’histoire ne peut pas nuire. Sinon, pour vous informer, lisez RTE, par exemple là, c’est expliqué :
Pour lr83. Le précédent commentaire était aussi pour vous. S’agissant de la volonté du commisssaire européen de faire payer les assurances au seul nucléaire, je reste très perplexe, car les autres filières seraient alors exemptées de leurs externalités qu’elles laissent à la charge de la société. Evidemment, c’est beaucoup moins visible quand c’est chronique, mais c’est colossal et toutes les tentatives de quantification des externalités négatives ont conclu à l’avantage du nucléaire. Bon alors, on va faire payer combien aux centrales à lignite allemande pour atteinte permanente à l’environnement ?
Quelques mesures très simples concernant le PV à ce stade de l’évolution des tarifs d’achat (du PV) et des tarifs de vente d’électricité (référence tarifs reglementés EDF) : – imposer le système « vente des surplus » ( vente en totalité interdite) – baisser régulièrement et très volontairement (c’est ce que font les allemands, c’est également le cas en France mais un peu moins volontairement) les tarifs d’achat des dits surplus. – ca favorisera naturellement les systèmes correctement dimensionnés par rapport à la consommation du propriétaire du système sans necessiter de profondes modifications du réseau de distribution existant. – ca favorisera également une répartition géographique plus homogène du PV car la rentabilité du système n’est plus liée uniquement à sa production (donc plutôt dans le Sud), mais au taux d’autoconsommation. -sauf cas très particulier (terrain pollué et impropre à toute autre utilisation), interdiction des fermes au sol injectant toute leur production sur le réseau ou fermes au sol vendant dans le marché ou via PPA sans aucun tarif d’achat subventionné. Quelques appels d’offre à tarifs d’achat réservés à des technologies innovantes.
¤ Certains ont du mal à comprendre des choses très simples, ou ont perdu les notions de mathématiques du certificat d’études (école primaire). L’excédent de consommation ne peut pas être vendu au prix de gros (prix du marché) pour deux raisons : – le coût de production (et donc en moyenne nationale le tarif d’achat) est calculé sur l’ensemble de la production, pas seulement celle autoconsommée, – il n’existe aucun mécanisme pour vendre (ou acheter) quelques kWh chaque jour sur le marché de gros. Car l’autoconsommation ne concerne qu’une partie de la production. Cela n’a rien à voir avec l’autarcie obligée d’un site isolé. Enfin, si le tarif IAB (anomalie française) disparaissait, personne n’aurait intérêt aujourd’hui à une vente totale dans le sud de la France et bientôt dans tout le pays.
« il n’existe aucun mécanisme pour vendre (ou acheter) quelques kWh chaque jour sur le marché de gros. » @ Luis Les kWh excédents de consommation ne risquent pas plus de se vendre sur le marché que les kWh ENR en général, pour des raisons d’imprévisibilité. C’est assez drôle de vous voir chercher je ne sais quelle excuse pour ne pas admettre que les contrats d’autoconsommation existent et sont tout à fait possibles, mais que ceux qui installent des ENR sont dans leur grande majorité de gros prédateurs qui ne cherchent qu’à maximiser leurs profits. @ Chelya : « Le corridor Nord Sud n’est plus urgent tout simplement parce qu’il n’y a plus besoin d’éolien offshore vu les progrès du photovoltaïque et de l’onshore (éolienne en forêt) » Mais lol ! S’il n’y a plus besoin d’éolien offshore, alors pourquoi l’avoir construit ? De toute façon, ne pas réussir à connecter au réseau et à évacuer vers les consommateurs la puissance produite par les éoliennes, cela s’appelle bien « des difficultés sur le réseau allemand ». Vous ne cherchez une fois de plus qu’à cacher une vérité bien documentée dans la presse :
« oui ou non est-ce que le contrat de concession d’ERDF autorise un propriétaire à vendre de l’électricité photovoltaïque à ses locataires. Si vous répondez oui vous êtes un menteur, si vous répondez non un hypocrite… à vous de choisir… » Mais… quel rapport ? Avec quoi que ce soit ? Je ne sais pas ce que vous fumez, mais c’est de la bonne.
Fondamentalement Chelya, vous avez raison, il y a toujour une ENR qui peut répondre au besoin. L’ennui, c’est que pour répondre au besoin, il faudra les développer toutes et à grande échelle de manière à ce que lorsque plusieurs d’entre elles sont peu productives en même temps, les restantes couvrent les besoins, soit une multitude d’installations de lignes électriques,… qui ne serviront que par moment.Ce n’est donc finallement qu’une question de prix croisée avec la capacité des clients à accepter une offre « variable ». Si vous êtes prêts à payer 10X votre facture actuelle, on pourra mettre vraiment beaucoup d’enr dans le mix tout en consommant et vivant sans soucis comme maintenant. Ou alors, ne payer que 2 à 3X plus cher en acceptant une offre trés limitée à certainnes periodes pas totalement prévisibles ou vous ne pourrez pas utiliser certains appareils ménagers,…. La question est de savoir si l’une de ces options va réellement interesser du monde. Pour le moment, il ne semble pas que ce soit le cas. Enfin, appliquer ces contraintes au monde industriel et commercial (Trés gros consommateurs énergétiques) pose encore plus de difficultées, quel que soit la solution retenue. Par exemple on pourrait décaler les vacances d’été en hiver, pour travailler en été quand le solaire PV donne a plein, et aller à la plage les jours ou le temps est couvert. Le horaires de travail, prise de RTT… seraient fixées la veille pour le lendemain, en fonction de la météo. Pas sur la non plus que la majorité du pays adhère à ce genre de contraintes…. C’est une partie des raisons pour lesquelles la partie grise du fromage de Dan 1 va trés probablement ralentir sa progression dans les prochaines années, car le plus facile à été fait.
Chelya, Ma remarque précedante concernait le message de chelya de la P1 le 09-11-2013 10:40:35, (erreur le page de fil) mais reste valable. Auto-consommation signifie « consommer soi même », pas « vendre au voisin ». Je ne crois pas qu’il soit autorisé de vendre de l’elec au voisin. Même la donner est interdit je crois (et dans ce dernier cas je suis un gros fraudeur). Donc je préferre pas le savoir… Il vous est probablement possible de monter une compagnie d’electricité, comme enercoop,… mais ça doit pas être trés simple. Pouvez vous nous expliquer la relation que vous voyez entre la vente d’électricité au voisin et l’autoconsommation. Il est assez difficile de vous suivre.
Ce n’est ni une Dena 3 ni une Dena4 mais au moins elle existe! Bon, s’il n’y a « plus » que 51 lignes pour 2800km, effectivement c’est quasiment dans la poche (en 2023)! Et puis s’il n’y a plus besoin d’éolien offshore comme vous semblez le dire, tout va bien!
Hervé a fait tout le travail pour moi : Depuis quand « autoconsommation » signifie « vendre à son locataire » ? « (c’est pas le propriétaire habitant à Vezoul d’un appartement situé à Virzon qui va autoconsommer l’électricité photovoltaïque produite par son installation!) » Non mais sérieux ????
Je pense que c’est à moi que vous répondez ci-dessus. Alors quelques précisions: – « l’excédent de consommation (production j’imagine?) ne peut être vendu au prix de gros »: je n’ai pas dit ça, j’ai parlé de baisser très volontairement les tarifs. A terme, ils faudra effectivement qu’ils se rapprochent des prix de gros moyens, ce qui n’est quand même pas très compliqué à établir. C’est déjà fait dans le cadre de la CSPE pour calculer le « coût évité pour EDF ». – Effectivement, il n’est pas possible de vendre aujourd’hui qq kWh sur les marchés, c’est bien pour ça que je parlais de tarifs d’achat. Notez quand même qu’il faudra bien trouver une solution ( agrégateur?) pour la période post-tarifs, puisqu’on nous promet des durées de vie pharamineuses. Sur la disparition de l’IAB, il me semble vous avoir déjà dit que j’y suis favorable.
Ca peut paraitre effectivement être une solution « simple », mais ce n’est juste pas une solution « viable » économiquement. Parce qu’en gros ça revient à demander à votre fournisseur de stocker vos kWh excédentaires « gratuitement ». A mon avis ça aura des limites, même si je sais qu’il y a des expériences dans ce sens dans quelques pays. Ca marche tant que le PV est limité en volume ( là votre fournisseur peut s’y retrouver tant que les kWh de milieu de journée sont chers). Et puis il faut également que le distributeur y trouve son compte, et là impossible sauf à forfaitiser le coût de l’accès au réseau.
« En fait, c’est tout bénéfice pour le fournisseur qui va facturer une énergie qu’il n’aura pas eu à produire (en fait défalqué pour le producteur et « re-falqué » pour le voisin, mais c’est toujours autant d’Uranium économisé et de transport en moins). » Sur ce coup la, on ne peut pas dire que le fournisseur fasse du bénéfice car il perd la marge qu’il aurait fait sur la vente: 1Kwh uranium coute environ 1ct et est revendu 13ct.Le manque a gagner est de 12ct. Inversement quand il n’y a pas de soleil, il devra faire tourner ses moyens de pointes pour alimenter tout le monde, moyen beaucoup plus cher, donc marge plus réduite. Donc il perd beaucoup de ventes sur la prod de base à faible cout, il augmente sa production de pointe, tout ça coute plus cher et sera d’une manière ou d’une autre refacturé au client. Comment qu’on tourne la question, le problème de l’intermittance subsiste. Et ce mode de fonctionnement que vous décrivez est extremement proche des copntrats de vente du surplus déja disponibles. De toute façon, et particulièrement en France, les dépenses de combustibles qui alimentent le réseau sont faible. Une trés grande partie de la facture est composée de cout fixes: Amortissement et Entretien des centrales, reseaux… paiment des agents,.. (cout du CE…) Si tout le monde se mets a faire de l’autoconso sans être autonome, il faudra quand même payer une facture pour le backup, facture qui sera à peine plus faible que ce qu’on paye actuellement pour l’ensemble de la fourniture (car les infrastructures restent plus ou moins inchangées pour assurer le backup). Le plus simple serait que le Kwh renvoyé au réseau soit racheté au prix du marché. De même que le prix de vente pourrait être calculé en fonction du prix du marché. Dans ce cas la compagnie électrique fait quand même du bénéfice sur les transaction et ça insite le producteur / consommateur a tenir compte de l’offre / demande.
vous me dites « non le fournisseur ne stocke rien du tout ». Ce n’est pas ce que j’ai écris: j’ai écris qu’il y avait un problème de viabilité économique, car « en gros ça revient à demander à votre fournisseur de stocker vos kWh excédentaires « gratuitement ». C’est bien le cas avec le net metering: vous injectez vos surplus sur le réseau quand votre installation PV produit, vous n’en tirez pas de revenu « immédiat » et dès que le soleil tombe votre compteur tourne dans le sens normal jusqu’à ce ce que ça votre compteur revienne au même index qu’au tout début de votre surproduction. Vous avez donc bien demandé à votre fournisseur de vous « stocker » vos kWh excédentaires quelques heures, free of charge. Ce qu’il en a fait est un autre problème, ça peut comme je l’ai précisé l’avoir arrangé, mais dans un scénario de PV massif, ça va plutôt l’embéter. De toutes façons , Net metering, tarif en totalité, tarif en surplus ne change rien à ce qui se passe physiquement sur le réseau de distribution pour une installation ( ou un ensemble d’installations) donnée.. La différence est « économique ».
vous dites « Pour moi, stockage veut dire : « pour une utilisation différée » (exemple STEP pour faire plaisir à Badrien). » Nous sommes donc bien d’accord, le net metering est bien du stockage, même si c’est un stockage de quelques heures. J’envoie mes surplus sur le réseau, et je les récupère quelques heures ( voire jours) après. Si c’est gratuit, vous comprendrez bien que ça a des limites. Le problème du stockage d’électricité est un peu technique mais est surtout un problème de coût, si il il y avait une solution « no cost », vous imaginez bien qu’elle aurait été mise en oeuvre depuis longtemps.
Absolument pas, c’est très bien! Presonne ne va vous réclamer quoique ce soit, c’est parfait.
D’abord car vous élaborez un peu vite en arrivant à « En fait, on voudrait interdire (disons réduire au maximum) les petites installations des particuliers pour que les grosses boites puissent faire leur installation de plusieurs MWC. Monopole, quand tu nous tiens … vous rappeler mon post du 11/11 à 21h08 en page 3 du même fil (Gosplan). Relisez le et vous verrez que sur le fond, je dis exactement le contraire et que donc nous avons quelques sujets d’accord. Et très clairement pour en revenir au « net metering », c’est de ce point de vue un système « vicieux » car justement il encourage des installations surdimensionnées par rapport au consommateur qui est dessous. Il vaut bien mieux, de mon point de vue, de l’achat des surplus à un prix raisonnable, en baisse régulière et à terme proche des prix de marché même s’il est fixe et forfaitaire ( disons 50€/MWh pour donner un ordre de grandeur aux conditions actuelles).
Comme quoi je ne suis pas le seul à me poser ces questions… « Their argument is that homeowners with solar panels fitted receive all the benefits of grid connection, but do not pay their fair share in its upkeep » «
Quand on voit annoncés ,par les professionnels éoliens, des rendements financiers allant de 8 à 13 % on s’interroge sur ce miracle économique. Les titulaires du livret A peuvent comparer. Il est temps de revenir à la décence, même si ce retour doit contrarier les affairistes.
@Ir83 « Et au pire, il suffirait de mettre un seuil (par exemple 500 kWh/kWc) au-delà duquel le kWh serait acheté au tarif de gros (par exemple 5c/kWh). » Mais c’est déja le cas des contrats de revente du surplus. J’ai un ami qui en a un , au dela de 4000Kwh, le reste est payé beaucoup moins.
dès qu’on commence à dire que les renouvelables « intermittents » ou « non pilotables » (vous choisissez) vont entrainer des surcoûts sur le reste du système electrique (en dehors des tarifs d’achat qui sont autre chose) le débat devient souvent compliqué. Je ne connais pas la situation en Arizona, mais je vous rassure en Europe dans la grande majorité des cas les producteurs ne contribuent absolument pas à la maintenance du réseau. C’est juste une question d’hygiène comptable, on produit, on transporte ou on distribue. La production n’est pas régulée, les deux autres le sont, donc les coûts de maintenance des réseaux sont dans le domaine régulé. Sur le coté « vicieux », je vous invite à consulter les statistiques d’installation en Allemagne sous le régime actuel et surtout précédent. Vous y verrez que les « petites » installations sont très loin d’être majoritaires.Avec un « bon tarif » et un rachat « en totalité », il y a tout intérêt à maximiser sa production quelques soient ses besoins.
« au dela de 4000Kwh, le reste est payé beaucoup moins ». Pour quelle puissance installée?
Oui, certains de ces nombreux commentaires et posts attestent de l’intérêt de ces sujets: EnR tO BE or NOT to BE !? La question ne se pose plus ! C’est un MUST! Il faut simplement les intégrer judicieusement, lever qqs barrières dans les esprits avant tout et un peu technique aussi, certes! Je reprends de l’article: …de l’électricité doit être produite en quantités suffisantes pour fournir de l’énergie aux consommateurs et maintenir le réseau électrique stable. Avec l’augmentation de la production d’énergies renouvelables, cela devient difficile. C’est pourquoi, dans plusieurs pays européens, des discussions sont menées sur les possibilités d’organiser et de financer des capacités de réserve… » Il faut donc s’ORGANISER ! Adopter et pratiquer EEEEE, càd: Economies d’Energie, Efficacité Energétique et EnR ! Mots clé: 1) STOP à la vente totale, Auto-Conso + vente du surplus de kWhs, 2) stockage décentralisé par STEP, VGV (Volt-Gaz-Volt via méthanation, càd mariage entre H2 produit avec EnR aléatoires et CO2 produit par industrie, méthanisation, etc….).. 3) se creuser les méninges comme on se les creusait à l’époque de Louis XIV et le Canl du Midi, alim en eau sans pompoes des bassins de Versailles, etc… Ils avaient du mérite ces gens-là et peu de moyens techniques sophistiqués, oui, certes, ils avaient de nombreux bras à disposition… YA+KA ! ASAP! A+ Salutations Guydegif(91)
« Avec le Net Metering, réussir à avoir un surplus en fin d’année n’est pas si simple que cela ». Vous ête en train de nous inventer le stockage intersaisonnier d’électricité qui ne coûte rien à personne?
OK, on va s’arréter là sur ce sujet. Le net metering n’a juste aucun avenir, il faudra vous y faire. C’était (et c’est toujours ) un moyen simple de gérer des productions marginales. A partir du moment où elles ne sont plus globalement marginales, ça devient économiquement non viable ( cf. un de mes premier post). Soit il faut passer à du « Time of Use » ( vos kWh injectés ont une certaine valeur et ceux que vous rachetez en ont une autre), ça necessite bien sûr des compteurs intelligents. Soit il faut faire de l’achat des surplus au prix de marché (avec une certaine dégressivité dans les années qui viennent, mais la cible est forcément le prix de marché). Oubliez, c’est juste un système du passé….
J’ai écrit ensuite « A partir du moment où elles ne sont plus globalement marginales, ça devient économiquement non viable ( cf. un de mes premiers post). ». Bref, tant que la production PV ça reste quelques pavillons équipés , ça passe car c’est dans l’épaisseur du trait, sans impact notable sur l’économie du système electrique. C’est l’image que j’emploie souvent, si il y a un passager clandestin sur un paquebot, ce n’est dramatique ni pour la compagnie ni pour les passagers qui payent. Dès que le volume total devient significatif, même s’il est composé d’une multitude de petits producteurs, ça change tout. Regardez simplement l’effet du PV en Allemagne si vous n’en êtes pas convaincu.
Mes croyances n’ont pas grand chose à voir avec le sujet, je vous dis juste que le système du compteur qui tourne « bêtement » à l’envers avec compensation en volume est mort . Je ne peux bien sûr pas vous le prouver, seul l’avenir nous dira qui de vous ou de moi avait raison. Soit il faudra pondérer par les prix relatifs (Time Of Use) avec necessité de compteurs un peu évolués, soit imposer un « fee » sur les producteurs utilisant ce système, soit carrément y renoncer en considérant les producteurs PV comme des producteurs comme les autres qui vendent leurs excédents sur les marchés ou via des PPA librement négociés. Remarquez que votre source sur la Californie montre qu’il y a débat alors qu’environ 1000MW seulement sont en jeu. Et c’est en Californie, là où la consommation est au pic en été en milieu de journée! Si vous dites on peut tout-à-fait mettre des limites, je suis bien d’accord. La bonne limite, c’est Pmax générée inférieure à la consommation à tout moment, soit autoconsommation totale. Et au-delà,pour ce qui est « exporté » prix de marché (qui peut être d’ailleurs très élevé dans certains endroits et à certains moments, mais pas vraiment en Europe au moment où le PV produit beaucoup). Je n’ai pas ( dans mon référentiel) a être positif et constructif vis-à-vis d’un système qui pompe la collectivité aux bénéfices d’intérets particuliers.
J’espère que vous avez remarqué que ce papier a été préparé pour « Vote solar ». Il est donc juste un peu « partisan », comme le serait certainement d’ailleurs un papier commandité par les utilities. Quant à « ce système a fonctionné 30 ans aux US, il peut bien fonctionner quelques années en France », non, justement, tiront parti des expériences bonnes ou mauvaises des uns et des autres pour éviter de nous engager dans de mauvaises directions. Les 30 ans dont vous parlez, c’est 25 ans où il ne se passe rien en volume et 5 où le PV démarre et là on s’apercoit que le système déconne. Vous pouvez me parler de « craintes infondées », mais sérieusement on a fait le tour de la question notamment grâce à nos amis allemands. Si vous voulez faire du PV »massif » mais en même temps « soutenable », la seule solution raisonnable c’est auto-consommation et prix de marché pour les excédents, et le chemin pour y arriver c’est vente des surplus uniquement et réduction à marche forcée des tarifs d’achat.
Et c’est pas 300000 installations de 3kW, c’est (pour le résidentiel) 134000 installations d’un peu moins de 6kW en moyenne qui vont à coup sûr génerer des surplus (et non pas comme « je devrais bien le savoir » ne devraient générer quasiment aucun surplus).
La variation Jour nuit de la conso en France est de l’ordre de 20GW. Ces pointes de conso sont en partie gérées par l’hydrau, en partie par des fossiles et en partie par la variation du nuke, en partie par la variation des exports. On peut donc considérer que mettre 20GWc de solaire PV (d’une manière ou d’une autre) n’est pas vraiment néfaste pour le réseau sur le plan technico économique, car il a plutot tendence à produire au bon moment (dumoins en partie…). Un partie significative va même se substituer aux énergies fossiles et le Profil de la solicitation de l’hydrau va changer. En volume ça représentera environ 5% de la conso du pays. C’est pour moi la limite technico-économique dans le mix Francais, sans avoir recours à des investissements massifs ni augmenter les émissions de GES… A mettre cette puissance, il vaut mieux que ce soit à faible cout pour les opérateurs, et donc, la vente du surplus, au prix marché est certainement une bonne méthode. Il faudra aussi que la répartition géographique des puissances soit controlée, de manière à éviter d’augmenter les pertes de transport (une bonne répartition peut les faire baisser un peu).
C’est bien le cas avec le net metering: vous injectez vos surplus sur le réseau quand votre installation PV produit, vous n’en tirez pas de revenu « immédiat » et dès que le soleil tombe votre compteur tourne dans le sens normal jusqu’à ce ce que ça votre compteur revienne au même index qu’au tout début de votre surproduction. C’est vrai mais on peut remarquer que la demande va dépendre que partiellement du soleil. Pour caricaturer, en décembre, le soleil va se coucher et le compteur va rester plat quelques heures. Puis le gars va rentrer du boulot et va tirer sur son « épargne » de kwh pendant le deuxième pic de consommation à 19h. Cela m’étonerai très très fort qu’on trouve beaucoup de volontaires pour vendre à disont 50€ aux ropriétaires de pv ce qui coute parfois jusqu’à 2000€ sur le marché de gros. C’est faisable si on indexe les prix de détail sur le prix de gros et si on compte en € et non en kwh. Dans ce dernier cas, lors de la pointe d’hiver, le gars grillerait son « épargne » de kwh d’une journée en quelque minutes et il n’y aurait pas de perdant.
Chelya, pour que ça fasse une baisse de pertes sur les réseau, faudrait que ça produise sur les lieux de conso exactement en rapport de ce qui est consommé, et au bon moment, ce qui est pas forcément si évident que cela, car ça implique de vivre au rytme du soleil. Commencez par convaincre les usagers de le faire, et aprés on verra pour les moyens. IR83, Supprimer la conso la nuit est un argument anti production de base mais pro production de pointe, car le solaire PV n’est pas en capacité de couvrir ce besoin décalés le jour 365/365. Si vous voulez pulveriser les records d’émissions de CO2 à la hausse,de pertes d’énergie et aussi augmenter le prix du courant, déficit du commerce extérieur faites… Nicias, vous avez raison, mais remarquez que la conso d’hydrau économisée en journée grace au PV peut être diffusée le soir à 19h. En petite proportion le PV peut être bénéfique à tout points de vue, sous réserve de ne pas le subventionner et de le gérer geographiquement. Pour la problematique du cout le mieux sera de vendre au prix marché, et de faire payer le Kwh au prix marché (instantané) majoré bien entendu de la marge de transport distribution dans ce type de contrat… Ce sera au producteurs de PV d’adapter leur consommation…
Eh ben non, les productions locales d’EnR ne font pas que diminuer la consommation au niveau local… ce serait trop beau. ERDF et Michèle Bellon sont très claires, on ne peut pas transposer au niveau local les moyennes de pertes établies au niveau national : Il se peut très bien qu’une trop forte production locale d’EnR accroisse les pertes au moins dans le réseau de distribution à cause d’une consommation localement trop faible. Et rappelons que l’essentiel des pertes est dû au réseau de distribution en basse tension et non au réseau de transport en THT. Il n’y a donc pas besoin d’un équilibrage nord-sud en France pour augmenter les pertes dues aux EnR.
« mais remarquez que la conso d’hydrau économisée en journée grace au PV peut être diffusée le soir à 19h » Rappelons quand même les deux visages de l’hydraulique : énergie fatale pour l’hydraulique au fil de l’eau et un peu l’éclusée et énergie stockable pour l’hydraulique de lac. En non fatale, on a que la moitié de la puissance instalée.
Bonjour Dan1 Vous avez raison, dumoins en partie, car les centrales fonctionnant (ou pouvant fonctionner) en éclusée sont il me semble classées dans la catégorie « fil de l’eau ». En principe toute centrale disposant d’un barrage un peu haut peut faire de l’éclusée. Fusse-il qu’elles en aient le droit…, mais ça c’est un autre problème… L’hydrau paie au prix fort pour de bien être des quelques poissons qui ont survécu a la pollution (et aux agissements de certains pêcheurs)… Quelques concessions sur ce plan pourraient permettre bien des choses… Mais c’est vrai que c’est dans l’autre sens qu’on va pour le moment… A+
« Non, la seule et vrai raison pour laquelle on est contre le Net Metering, c’est le manque à gagner pour les gros producteurs. » Oui,un peu,car ils vont forcément se rattraper sur les autres consommateurs, mais pas seulement , (car généralement quand il y en a un qui perd il y a un qui gagne), c’est aussi être contre le « free lunch » des producteurs qui seraient en Net Metering. Réfléchissez juste un peu, tout votre raisonnement ne se tient que si un kWh (marché) vaut exactement le même prix quelque soit l’heure et le jour dans l’année. Il n’y a que sous cette condition que le « Net metering » serait « fair », et bien entendu ce n’est pas le cas et çe le sera certainement de moins en moins. Il y a d’autres inconvénients vis-à-vis du réseau de distribution(dont notamment celui de pousser à de »grosses » installations vis-à-vis de la puissance consommée par l’utilisateur qui est dessous), mais j’en ai déjà parlé.
Je rectifie avant que vous ne m’en fassiez la remarque ( cf. tarif d’achat et non de rachat un peu au-dessus). C’est « puissance appelée » et non « puissance consommée » dans le post qui précède….
A Hervé. Il est exact que RTE regroupe le « fil de l’eau » et « l’éclusée » dans la même rubrique d’ailleurs intitulé « Hydraulique Fil + Eclusée ». La différence étant la constante de temps de stockage qui est je crois inférieur à 2 heures pour le fil de l’eau (retarder un fleuve n’est pas simple) et donc supérieur à 2 heures pour l’éclusée. En France, les choses ont bien avancé depuis Aristide Bergès qui pronait l’usage de la houille blanche. Il existe actuellement 155 groupes hydrauliques classés dans la rubrique « fil de l’eau + éclusée » sur le site de RTE : En réalité, il y en a plus que cela si on détaile la petite hydraulique regroupée dans la sous rubrique « Petite hydraulique fil et éclusée ». Pour réellement appréhender les capacités de stockage ou la « fatalité » de la production, il faut regarder groupe par groupe les caractéristiques précises de production.
A tous les promoteurs ou pourfendeurs du net-metering, je signale la parution de l’estimation 2014 de la CSPE par la CRE : Nul doute que les éléments chiffrés y figurant pourront alimenter les discussions. Vous y verrez notamment qu’en 2014, nous acheterons notamment le photovoltaïque à 418,6 €/MWh et l’éolien à 91,2 €/MWh. Les spécialistes auront remarqué que l’éolien monte tandis que le PV descend. Ceci dit la convergence est lente. Le tout nous coûte 3,86 milliards d’euros pour 22,8 TWh.
rayer la mention inutile ou en ajouter d’autres: – de se chauffer -de prendre une bonne douche – de recevoir ses amis à Noel – de chatter sur Enerzine -….. au mois de Décembre grâce aux kWh stockés gracieusement depuis cet été par mon fournisseur d’électricité favori grâce aux 9 kW que j’ai installés sur mon toit. En plus, comme je pars un mois en été au soleil et que donc je ne consomme plus, ça fait d’autant plus de crédits. Il faut absolument que j’équipe également ma résidence secondaire ( peut-être pas 9kW, il faut que je réfléchisse), mais bon pour chauffer l’hiver c’est quand même plus simple et moins couteux que de faire de l’isolation… That’s the model?
Cette délibération annuelle de la CRE est toujours intéressante. On remarquera juste que la CSPE payée ( même avec une augmentation « automatique » de 3€/MWh si le gouvernement ne dit rien) ne compense pas et de loin les déficits actuels et ceux accumulés. Bref, on est toujours (sauf réaction improbable du gouvernement qui augmenterait la CSPE de plus de 3€/MWh) à ne pas faire payer aux francais le coût des renouvelables, même s’ils sont très « modestes » en comparaison de nos voisins allemands, qui ont au moins et ça on ne peut que les en féliciter l’honneteté de présenter la facture en temps réel.
Peut être parcequ’on veut sauver nos forets de ces ignobles écolos qui veulent tout bruler, A moins que vous travaillez pour gazprom, chelya? Dan, merci pour le lien des capacités des centrales. Ne vous êtes vous pas trompés, je suppose que 2h c’est ce que sépare le classement pilotable du fatal?
N’essayez pas de paraitre plus con que vous ne l’êtes réellement. On ne parle bien sûr pas de « stockage » au sens physique, mais de « crédits »de kWh.
Ah oui, ce serait dommage de ne pas récupérer les dechets des scieries… Pour ceux qui ont qq minutes à perdre et qui penseraient que la sciure ça sort des scieries….pour ceux qui n’ont pas beaucoup de temps, allez vers la minute 7….
Petit rappel chelya, on consomme actuellement presque 500TWH d’elec (2000 toutes sources confondues). La on ne parle pas de remplacer des piles de 4.5V mais d’alimenter le pays en énergie. De mémoire le bois c’est actuellement 100Twh, et le potentiel exploitable supplémentaire (en rationnalisant tout ce qu’on peut) est de l’ordre de 50Twh (chaleur) de plus. Vos cogés ne doivent pas dépasser de beaucoup 20% soit 10Twh. Le reste ce sera du gaz ou du charbon. A moins que ce soit pour total que vous bossiez?
A chelya. Il y a belle heurette que les déchets des scieries sont recyclés et se vendent bien car il y a concurrence sur la matière, notamment entre les fabricants d’agglomérés et ceux de pellets. Parler du manque de recyclage dans les scieries c’est à peu près aussi pertinent que de parler du manque de recyclage des déchets dans l’industrie agroalimentaire, où il y a belle… que vous les mangez.
« – coût pour la société de la construction de l’ensemble du parc nucléaire actuel (ben oui, vous croyez pas que c’est EDF qui l’a payé !!) : inchiffrable » La cours des comptes l’a pourtant chiffré : voir p21. De l’ordre de 83 milliards d’euros. Et quant au financement, le sujet est abordé p 30. On lit notamment p32 : « En 1996, EDF estimait que le programme nucléaire avait été financé à 50 % par autofinancement et à 8% par les dotations en capital de l’État, la couverture des 42 % restant étant assurée par l’endettement. » Et attention : Les 8% de « dotations en capital de l’Etat » ne sont pas simplement de l’argent donné par l’Etat à EDF. Il s’agit d’argent prêté, pour lequel l’Etat a été rémunéré de 3 à 6% (voir p33), taux effectivement faible pour l’époque. « – construction d’un EPR : > 8 milliards » Oui, pour une production annuelle de 13TWh. « – démantèlement des centrales : ?? des centaines de milliards d’euro » Le démantèlement du parc actuel est aujourd’hui évalué à un peu plus de 18 milliards d’euros. Voir p92. Sur ces 18 milliards, EDF en avait déjà provisionné 11 milliards au 31/12/2010 (voir p 182). « – traitement des déchets radioactifs : ??? stockage sur des centaines d’années : coût ???? » Le coût de CIGEO a été évalué en 2005 à 16,5 milliards d’euros (voir p161), le devis sera d’ailleurs à nouveau évalué l’année prochaine. « – un accident du type Fukushima : > 44 milliards d’euro » La cours des comptes a ajouté dans son rapport tout un chapitre sur le risque nucléaire, sa probabilité d’occurence, le mode actuel d’assurance et ce vers quoi on devrait s’orienter. A lire. « – et j’évite de parler des mines d’Uranium, etc, etc … » Bah pourquoi ? S’il y a des choses à dire, ce serait dommage de s’en priver.
Non pour les mines d’uranium, le spécialiste c’est Romain1 qui était parti en vacances au Niger pour chercher les grammes de CO2/kWh qui lui manquait. Bon, mais même si on a rien à dire… on a bien le droit de raconter n’importe quoi sur le nucléaire.
Quand on vous démontre par une histoire (ah, qu’il est agréable…) que le Net metering est un système pervers ( ou vicieux comme vous voulez) complêtement à coté des réalités physiques d’un système electrique et ouvrant la porte aux pires abus de la part des personnes qui ont un peu les moyens d’investir au détriment de ceux qui ne les ont pas ou ne sont pas en position de le faire (locataires, vivant en appartement,…), je remarque qu’il vous est plus facile de revenir aux bons vieux fondamentaux anti-nucléaires que d’argumenter. Je veux être très clair: je ne suis pas contre le PV. Mais son modèle économique et son intégration au système electrique doit être travaillé en fonction des situations particulières de chaque état. Les US (et leur pointe estivale) n’ont rien à voir avec l’Europe et sa pointe hivernale, pour ne citer que cet exemple.