Le GWEC, L’EWEA, le SER et ses partenaires – RTE, ERDF et l’ADEEF -, viennent de publier les chiffres de l’énergie éolienne dans le monde, en Europe et en France en 2015. Ils confirment le dynamisme de la filière, l’Asie demeurant le premier marché mondial, suivi de l’Europe.
Dans le monde (source GWEC)
Le parc mondial s’élève à 432 419 MW fin 2015 contre 370 000 en 2014, enregistrant une croissance de 17%. Pour rappel, il y a 10 ans, en 2005, la puissance du parc était de 59 084 MW. Les investissements mondiaux dans le secteur s’élèvent à 109 milliards de dollars contre 99 milliards de dollars en 2014 (source BEF).
Le marché mondial est tiré par l’Asie : la Chine a installé l’année dernière 30 500 MW, soit la moitié de la progression mondiale. Son parc, qui a progressé de plus de 22% en un an, s’élève fin 2015 à 145 104 MW ; celui de l’Inde à 25 088 MW, avec 2 623 installés en 2015.
Aux Etats-Unis, 8 600 MW ont été raccordés en 2015, le parc compte désormais 74 500 MW. En Amérique du Sud, la dynamique du marché repose sur le Brésil qui a vu son parc augmenter de 2 754 MW en un an et représente aujourd’hui un total de 8 715 MW, contre 5 962 MW fin 2014.
En Europe (source GWEC/EWEA)
L’Allemagne a enregistré une année record, avec 6 000 MW de nouvelles installations, dont 2 300 MW d’éolien en mer. Son parc s’élève à 45 000 MW. La Pologne se situe en deuxième position pour les nouvelles installations avec 1 275 MW raccordés. Fin 2015, le parc polonais affiche une puissance de 5 100 MW. Troisième nation européenne en termes de MW installés en 2015, la France, avec 999 MW raccordés l’année dernière, elle dispose, au 31 décembre d’un parc de 10 312 MW. La Grande-Bretagne a, de son côté, installé 975 MW et la puissance de son parc se monte à 13 600 MW.
Le total des nouvelles capacités en Europe atteint 12 800 MW et l’ensemble du parc éolien européen représente une puissance de 142 000 MW. Selon l’EWEA, il constitue 15,6% du parc électrique et se situe juste au-dessus du parc hydroélectrique. Les investissements dans le secteur se sont élevés à 26,4 milliards d’euros.
En France
Avec une puissance de plus de 10 300 MW, notre pays dispose du 4e parc européen derrière l’Allemagne, l’Espagne et la Grande-Bretagne. En 2015, les investissements dans la filière se sont montés à 1,5 milliards d’euros.
« Dans un contexte international de prix des énergies fossiles extrêmement bas, ces chiffres sont la démonstration concrète que l’avenir énergétique de la planète se construit avec les énergies renouvelables » constatent Jean-Louis BAL, Président du Syndicat des énergies renouvelables et Jean-Baptiste SEJOURNE, Président de sa Commission éolienne.
Le Syndicat des énergies renouvelables regroupe de 400 adhérents, représente un chiffre d’affaires de 10 milliards d’euros et plus de 75 000 emplois. Elle est l’organisation professionnelle qui rassemble les industriels de l’ensemble des filières énergies renouvelables : biomasse (FBE), bois, biocarburants, biogaz, éolien, énergies marines, géothermie, hydroélectricité, pompes à chaleur, solaire photovoltaïque (SOLER), solaire thermique et thermodynamique.
( Src – CP – SER )
une mise en parallèle avec la Production d’électricité éolienne et sa part dans le mix énergétique électrique eût été appréciée. Pour Chine et Inde, c’est la confirmation de la réalisation de mix énergétique, centrales à charbons, éolien, centrales nucléaires et, sans doute, solaire, sans oublier l’hydro. D’ailleurs, les engagements « COP21 » de la Chine c’était un arrêt de la croissance des émissions de CO2 en… 2030, promis, juré, et pour l’Inde, croissance des émissions de CO2, toujours d’ci 2030 de « seulement » 2,5 fois plus (qu’en 2015). L’éolien va, un peu, aider !
Les derniers chiffres publiés par l’Agence américaine de l’Energie montre
¤ En 2009, le nucléaire a produit 2.710 TWh d’électricité dans le monde – l’éolien 280 TWh – le solaire 19 TWh. Cinq ans plus tard en 2014, le nucléaire a produit 2.540 TWh – l’éolien 710 TWh – le solaire 185 TWh. Stagnation ou recul du nucléaire, très forte progression de l’éolien et du solaire. A votre avis, en 2030, laquelle de ces trois sources produira le plus d’électricité dans le monde ? D’autant plus que le stockage de l’électricité renouvelable devrait avoir connu un très fort développement d’ici 2030 à un coût de beaucoup inférieur à celui d’aujourd’hui pour le stockage chimique.
Soit on fait comme l’EIA, des prolongations tendancielles grossières, conservatrices et mal documentées, soit on essaye de faire mieux .. La barre n’est pas placée très haut néanmoins c’est quand même un boulot.. Le minimum serait de tenir compte des innovations annoncées et des mécanismes capitalistiques comme l’impact de la croissance sur les prix .. Les panneaux PV n’ont pas baissé en 2015, ils ont même légèrement augmenté – en fait, c’est surtout le bas de gamme et les fins de séries qui ont disparu. La conso de pétrole a augmenté depuis njuin 2014, évidemment !! Le prix n’a cessé de chuter depuis lors. On peut même s’étonner de la faible croissance récente vu que le prix n’a cessé de dégringoler Clairement, la pénétration des EnR devra faire avec des fossiles à prix extrèmement bas , c’est une fatalité prévisible Dans l’éolien, le flottant commence tout juste à se déployer mais il deviendra un gros joueur après 2020 avec l’arrivée de vertiwind Dans le PV, la croissance à deux chiffres est là .. pourquoi les prix baisseraient, il faudrait une conjonction de facteurs suproduction + opportunité pour que les prix repartent à la baisse. D’ici là, la fabricants refont leurs marges et investissent en R&D , ce cycle est difficile à mesurer dans le temps.
« D’autant plus que le stockage de l’électricité renouvelable devrait avoir connu un très fort développement d’ici 2030 à un coût de beaucoup inférieur à celui d’aujourd’hui pour le stockage chimique. » Eh bien, attendons 2030 pour déployer les ENRs, pourquoi vouloir tout faire tout de suite. Le PV, les éoliennes, les hydroliennes vont aussi voir leur prix chuter et leurs rendements augmenter ! Il serait tout de même idiot de saturer les meilleurs sites, les lignes de raccordements optimalement situées … pour une électricité que chacun reconnait aujourd’hui comme hors de prix, inefficace et sans aucun intérêt ! Un article (un peu ancien, mais toujours d’actualité) que j’aime bien ressortir quand on me parle de stockage chimique de l’électricité qui va bientôt marcher:
¤ Les ignares habituels croient naïvement que les prix du solaire, de l’éolien et du stockage baissent sans rien faire avec le temps, comme certains vins peuvent se bonifier en dormant au fond d’une cave (pas tous). Ces ignares n’ont pas encore compris, ou ne veulent pas comprendre, que c’est l’augmentation de la production mondiale en premier lieu, les innovations technologiques en second lieu qui font baisser les coûts de production et, in fine, les prix. Sans croissance de la production, pas d’argent pour la recherche et les innovations techniques. Dans le photovoltaïque, les coûts baissent en moyenne de 20% chaque fois que la capacité de production mondiale de cellules double (loi de Swanson). S’il n’y avait pas eu à l’origine de gros investissements en Allemagne pour promouvoir l’énergie solaire, avec le programme de 1000 toits solaires de 1995 (un peu de même au Japon à l’époque), le coût du photovoltaïque serait encore proche de celui de 1995 et pas celui de 2015.
loi de moore, loi de murphy etc.. Tout ça c’est quand même un peu pareil que les graphes de l’EIA A force de vouloir trop simplifier, on fait deux croix sur une grille et on relie les croix par une jolie ligne tracée à la règle. Dans mon esprit, ça s’appelle un vecteur et vectoriser les choses complexes permet surtout d’en simplifier l’affichage et accessoirement faire du traitement de signal Pour le reste et en particulier pour un marché complexe, nouveau et qui a connu autant de gloires que de misères, c’est quand même un méthode niveau 3e du siecle dernier. Le fait est que les fabricants ne baisseront pas les prix sans bonne raison de le faire. Pour qu’une bonne raison de baisser les prix arrive, il faut une période de vache maigre.. Si je peux me permettre , Moore existait bien avant Swanson et il traite de capacité de traitement d’information, notion hautement virtuelle et virtuellement illimitée Swanson décrit les prix/energie dans un domaine ou le sipping coute entre 1 et 5 fois le cout des composants de base. Vous ne ferez jamais 1kW par m² , vous n’éviterez pas les couts d’installation.. Bref, la quatité productible est finie, la masse minimale est finie, le cout raccordement ne connait pas de déflation.. Tout cela me dit que Swanson et Moore ne joue pas dans la même catégorie. Le PV baissera sans doute à 0.2€/w lorsque on aura fini d’optimiser la supply chain mais ça se produira par à-coups et pas forcément à qualité égale : Le truc fascinant du silicium cristallin est sa robustesse et sa tenue dans le temps. Mais ce n’est pas du tout le cas des autres technologies. Notamment Graetzel, CdTe …. Enfin pour finir le parallèle avec Moore, il se trouve que cette loi n’a quasi plus de sens aujourd’hui car elle ne parle pas de consommation or selon les dires de maître Intel, la baisse de conso des puces ne se fera pas sans sacrifices sur la puissance Mais là encore, tout cela est un peu simple. De quelle puissance parle-t-on ? Vitesse de javascript ou optimisation en C++ parce que je vous assure que ça n’a rien à voir. Entre les deux, un abîme d’architecture motivé à 100% par…. des questions de sécurité (javascript est peu sécurisé par nature) , encore un critère dont la loi de Moore ne parle pas. Bref, cette loi n’a plus vraiment de raison d’être, essentiellement parce que le succès a été à la hauteur des éspérances les plus optimistes … Puisse le PV connaitre un boom d’une ampleur comparable
Les installations de pompage/turbinage dont dispose la France étaient prévues pour absorber l’électriicté nucléaire éxcédentaire la nuit et la restituer le lendemain. Ce besoin existe toujours et si vous voulez assurer un stockage pour le solaire ou l’éolien, il vous faut d’abord trouver de nouveaux sites. Vous en avez à nous proposer ? Et au fait, les ligne entre les centrales offshore de la Manche ou de Vendée vers les montagnes propices pour ces STEP et retour vers le Nord et la région parisienne où se trouve le gros de la consommation, ça fait combien de pertes ?
de voir que l’éolien ( mais c’est pareil pour le PV) devient depuis quelques années un phénomène mondial et non plus strictement ( ou presque) européen en termes de MW installés. Il vaut mieux prioritairement installer dans les pays en croissance de demande d’électricité que dans les pays stables voire en décroisance. En Europe où c’est stable voire décroissant, l’idéal serait de gérer ça en fonction de l’obsolescence graduelle des moyens de production existants, sauf bien entendu rebond assez improbable de la demande.
C’est vous qui m’avez parlé de STEP (pompage / turbinage) pour le stockage de l’électricité aléatoire excédentaire des ENRs (ce qui du point de vue coût, rendement, performances est une excellente idée) et je vous demandais donc si vous croyez possible d’en implanter beaucoup d’autres. Actuellement, je suis bien d’accord que ce sont en priorité les centrales le long du Rhône qui alimentent les STEPs des Alpes, mais pour les excédents éoliens, dont on peut penser qu’ils viendront principalement du Nord-Ouest du pays, vous proposez quoi ?
Effectivement, les écolos nous présentent un tableau très réjouissant de l’industrie ENR pour 2015, sans aucun nuage au tableau ! Evidemment, chacun sait qu’il n’y a pas pire menteur qu’un écolo, et que une présentation honnête aurait dû préciser que cette branche vit dans une bulle uniquement soutenue par des subventions. Le jour où il n’y a plus d’argent pour les subventions … tout s’écroule. C’est par exemple ce qui est arrivé en Espagne avec leur géant des ENRs Abengoa en quasi faillite:
Oui, je confirme, ça me parait très réjouissant de voir que éolien et PV ne sont plus, comme c’était pratiquement le cas il y encore quelques années, cantonnés à l’Europe ( et notamment certains pays européens) qui les subventionnaient à des niveaux éhontés. Comme ça a été dit plus haut, dans l’évolution de la compétitivité d’une technologie il y a généralement un effet technologique mais également un effet volume. La mondialisation de l’éolien et du PV va jouer sur les deux tableaux à terme, même si ça peut temporairement introduire des pics de prix liés à une demande largement supérieure à l’offre chez les fabriquants qui vont essayer de gérer ça (l’équilibre offre-demande) comme le lait sur le feu. Le cas Abengoa n’a rien à voir avec ça.
Le Brésil lance régulièrement des appels d’offres pour de nouvelles capacités de production. Il se trouve que depuis environ 2 ans , l’éolien et le PV sortent moins cher (par MWh) que le reste. Entendons-nous bien, ça ne va pas empécher le Brésil de lancer de temps en temps des AO pour des cycles combinés gaz afin de faire face aux pics de consommation. Mais dans un pays très ensoleillé et dans certains coins très venté dont une forte partie de la production est hydraulique, ça a quand même du sens.
Pour l’Espagne, c’est une quasi mafia de l’industrie fossile qui gangrène tous les étages politiques pour faire capoter le solaire. Suppresion des aides, taxe rétroactive sur les installation, corruption généralisée, etc. Quand j’en parle à des espagnols, ils me disent qu’elle est en passe de devenir aussi puissante que la mafia italienne. C’est inquiétant.
« Il se trouve que depuis environ 2 ans , l’éolien et le PV sortent moins cher (par MWh) que le reste. » C’est le mensonge écolo typique: le kWh ENR moins cher que le kWh classique ! Je passerai sur les cris d’horreur des écolos dès qu’on leur dit qu’il n’y a donc plus besoin de les subventionner ! (et pourquoi ne les taxerait-on pas au même titre que les énergies fossiles après tout !) Par contre, le mensonge dont je veux parler est celui qui consiste à dire qu’un kWh ENR, c’est la même chose qu’un kWh fossile ! Un kWh fossile, il est là quand j’en ai besoin, et seulement quand j’en ai besoin. Un kWh ENR, il est là, non quand j’en ai besoin, mais en été à l’heure de la sieste (sauf en cas de nuages), ou bien quand le vent souffle. Ce n’est pas du tout la même « marchandise ». Quand j’achète une baguette, je ne le fais que si j’en ai envie et quand je l’ai décidé. Imaginez un « boulanger ENR »: je me présente … pas de baguette … je reviens le lendemain chercher une seule baguette … le boulanger m’en donne 3 que je suis bien sûr obligé de payer ! Combien de temps croyez vous que ce boulanger ENR tiendra ? (d’autant plus qu’il vend son pain 4 fois plus cher que chez le « boulanger fossile »)
Pour de faibles pénétration des ENR intermittentes, leur aléa de production se combine avec les variations de la demande et au final tout se passe comme : – si la production ENR se comportait comme de la base – si les variations de la demande étaient décallées dans le temps Il est donc tout à fait normal de comparer les coûts de production moyens. Bien sur ce n’est plus vrai pour de fortes pénétration des ENR intermittentes, mais le Brésil n’en est pas là!
La thèse de papijo est désespérée. Sa rhétorique vous réduit à de sombres écolos où à des dilemmes technico claniques sans consistance. Malgré sa compétence pour noyer les poissons, il ne peut rien contre 109 milliards de dollars par an ! Car le marché éolien n’a rien à voir avec le marché du « tout éolien », cher à Jancovoci repris ici avec subordination par papijo. Les grands pays oscillent actuellement entre 5 et 15% de leur mix qui ne requierent pas de transformation importante de leur réseau. Et ça suffit pour nourrir une industrie à 109 milliards $ ! Comme les fabricant ne sont pas nombreux , il est facile de faire des comparaisons de CA et comprendre qu’un acteur comme EDF n’a plus de prise sur un mastodonte de cette taille. Papijo et sa sémantique syndicale ne parlera jamais de l’aspect financier religieusement incorrect. Pour autant , les gros sous , c’est quand même difficile à contrarier par la seule force de la pensée..
De toute façon, de mémoire le brésil a un important parc Hydraulique, ce qui lui permets d’integrer ce type de production sans soucis. Concernant le cout, je serais plus nuancé, car la sous utilisation de la centrale conventionnelle mise au repos conduit a un sucout. Si c’est une turbine a combustion , ça va pas chercher bien loin, si c’est (à l’extreme opposé) une centrale nuke, son cout est sensiblement le même, qu’elle produise ou pas. Dans ce dernier cas, le cout de l’ENR s’ajoute en sus du cout de la base remplacée.
nodejs, jquery, angular.js, … et tous les autres Ce sont des entités logicielles qui pèsent bien plus lourd que l’audiovisuel français dans son ensemble. On peut s’en étonner légitimement mai le fait est là : Twitter chute en bourse parce qu’il n’a « que » 320 millions d’abonnés soit exactement le population américaine ! Chaque mois, l’internet grignote des parts de marché aux vieux medias et tout cela repose sur quoi ? Sur un language interpété en mode direct, faiblement typé dont les performances sont les plus mauvaises au monde ! Pourquoi ? Parce que les benchmarks datent d’un autre temps : on compare des traitements du siècle dernier sans tenir compte du contexte monstrueux de javascript. Ce contexte est inextricablement imbriqué dans le langage. Le langage a été conçu strictement pour son contexte en ignorant les benchmarks académiques. Et il pèse plus lourd que tous les médias du monde réunis. C’est à méditer , bien que la méditation ne remplace pas un bon tutoriel sur jquery pex.. Juste pour voir comment on passe des lignes de code en argument, les fonctions anonymes, les automatismes du DOM, les redirections.. C’est sûr que pour faire une transformée de fourrier, javascript est le plus mauvais choix sur Terre, mais pour faire du réseau, il est le seul ! Va comprendre… La parole aux utilisateurs de terrain plutôt qu’au management. Cela ne pourra jamais faire école, les huile prétendront simplement que javascript est une erreur qui finira par disparaitre ou plus probablement , qu’elle ne comprennent rien à votre charabie Il faut dire que l’aspecte technique de javascript coté serveur ne s’apprend pas en 5 minutes Diplômé ou pas, le gars qui fait du nodejs a forcément consacré deux ans de sa vie à comprendre comment ça marche et c’est très bien comme çà !
Interpréteurs JS portables : Apple Nitro, Google V8, Mozilla (xxx)monkey et un nouveau dont j’ai oublié le nom.. A part Apple qui est un maniaque du secret, je crois que tous ces sources sont disponibles.. Anyway, comme je disais plus haut , JS sans DOM devient un pietre langage.. Mais comme le veut sa logique, le DOM vient avec puisqu’on installe une plateforme ARM au moins et le navigateur complet avec.. C’est ce que fait l’industrie auto qui au passage grabbe du JS pour faire fonctionner les organes des autos.. Idem sur RaspBerry PI avec mozilla.. En fait java n’a pas de rapport avec JS , à part le préfixe dans le nom. Mais java souffre de son nouveau propriétaire qui n’inspire confiance à personne. En conclusion, je parlais de JS juste pour illustrer le critère « puissance » de la loi de Moore en démontrant à quel point ce critère est impossible à mesurer et finalement obsolète : A quoi sert un teraFlop si le firewall et l’antivirus consomment 90% de CPU ? Donc la loi de Moore est chaque année un peu plus idiote que la précédente et la loi de Swanson n’est pas loin de faire mieux en termes d’absurdité puisque elle est bornée – littéralement elle a des bornes infranchissables ce qui n’existe pas dans l’information Pour faire des // il faut quand même trouver les limites .. Le vrai point commun entre l’industrie du PV et celle des composants IT est le Silicium. C’est important et surtout, c’est relativement nouveau dans l’histoire de l’ingénierie humaine.. Mais Swanson ne peut pas pour autant récupérer la loi de Moore, changer le ratio et s’octroyer une place au panthéon des sciences alors que sa loi est déjà caducque D’autre parallèles sont plus parlants : notamment les pays qui ont une industrie électronique forte ont développé naturellement un industrie PV. La France n’a ni l’un ni l’autre. Le minitel a tué l’internet dans l’oeuf, EDF et ses privilèges ont tué Photowatt et la moitié des français sont des technophobes confortés chaque jour par le JT de France 2 qui n’arrète pas de dirre que es ordis sont des repaires de maniaques, de pirates, d’adeptes de la terreur divine …. La question corolaire est : Le PV tuera-t-il EDF ? L’internet tuera-t-il France 2 ? Parce que pour le minitel , je crois que l’affaire est entendue RIP
Une fois encore impossible de trouver le prix des sites gâchés par des milliers de machines industrielles -en ne comptant pas les pylônes qui les accompagnent – .Pourtant l’homme ne vit pas que d’électricité , sans oublier qu’il en gaspille une grande part .
« Mensonge d’écolo », si je m’attendais à celle-là! Remarquez que ça change de « pronuke »…. Si vous relisez bien, vous remarquerez que je faisais référence au Brésil et aux résultatx de ses appels d’offres, toutes filières confondues ( éolien, PV mais aussi hydro ou thermique gaz/charbon). Et qu’effectivement comme certains l’on fait remarquer, le Brésil c’est plus de 80% d’électricité à base d’hydraulique, intégrer du renouvelable intermittent là-dedans n’est pas vraiment un problème ou du moins ça n’en sera pas un avant longtemps. Tout ça pour dire que vos jugements à l’emporte-pièce, indépendants du contexte pays, ne valent pas forcément grand chose. Maintenant, si vous ne me croyez pas, vous tapez « Brazil power auction » dans votre moteur de recherche favori et on en reparle.
« Pour de faibles pénétration des ENR intermittentes, leur aléa de production se combine avec les variations de la demande et au final tout se passe comme : – si la production ENR se comportait comme de la base – si les variations de la demande étaient décallées dans le temps » C’est peut-être votre théorie … mais si vous regardiez les faits. Expliquez nous comment il se fait qu’on arrive de plus en plus souvent à des prix spot négatifs (les allemands pour les limiter ont été obligés de mettre en place une procédure qui consiste à disjoncter les ENRs en cas de pic de production .. et continuent à les payer même si elles ne produisent pas !) Les montants (82 M€ en 2014, mais ça continue à augmenter !): Tiré du journal « Die Welt », malheureusement pas en français: @6ctsimple 80% d’électricité hydraulique … je veux bien, mais alors expliquez moi à quoi servent les ENRs dans ce contexte ! (Après tout, dans ma jeunesse j’ai bien participé à la construction d’une usine sidérurgique au Brésil qui n’a jamais été terminée !)
« 80% d’électricité hydraulique … je veux bien, mais alors expliquez moi à quoi servent les ENRs dans ce contexte ! » A votre avis? Bah à contribuer aux 20% qui restent…..dans un contexte de progression de la demande d’électricité. Remarquez, vous avez le droit de prendre les Brésiliens pour des cons…
Vous citez des chiffres relatifs à l’Allemagne. Bon, 82M€ de coûts liés à la régulation technique de la production renouvelable en allemagne, certes c’est une somme, mais ce n’est absolument rien par rapport aux 22 millards d’€/an que les renouvelables coutent aux consommateurs allemands ( EEG surcharge). Dans certains coins du monde aujourd’ui en croissance de consommation (le Brésil par exemple), construire du PV ou de l’éolien coute moins cher que de construire du fossile. Dans d’autres coins du monde qui sont gavés de moyens de production d’électricité (l’europe par exemple), ça a aujourd’hui peu de sens.
>Expliquez nous comment il se fait qu’on arrive de plus en plus souvent à des prix spot négatifs Ce que j’ai dit n’est vrai que pour de faibles pénétrations des ENR intermittentes ; pour de fortes pénétration de ces ENR, la taille de l’aléa global augmente (en première aproximation, on peut faire comme si les distributions étaient gaussiennes et inedépendantes ; la taille de l’aléa global varie alors comme la racine de la somme des carrés des variations de la consommation et des variations de production éolienne et des variations de production PV) – au début on n’observe aucune hausse des fluctuations (la France est encore dans cette situation) – puis une hausse des fluctuations comme le carré des puissances ENR (l’Allemagne est dans cette situation) – à la fin une assymptote avec des fluctuations proportionelles aux puissances ENR Les épisodes de prix négétifs en Allemagne sont dus au manque de souplesse des centrales à lignite (puissance min = 50% de la puissance max disponible pour la journée) et nucléaire (puissance min = 80% de la puissance disponible source : slide 9 du document suivant
Okay, je vais me faire engueuler de remettre ça sur le tapis. Comme vous parliez de moteur JS portable, j’ai déniché cette page qui explique le fonctionnement d’un micro-contrôleur eco-systémizé façon Arduino et conçu pour faire tourner NodeJs (en plus , c’est en français) : Ce qui m’amène à cette requete à énerzine : Est-il possible de parler d’énergie aujourd’hui sans parler d’objets connectés ? Je sais qu’il y a un tas de vieux dans ce domaine qui ne s’intéressent qu’aux vieilles choses. Mais en 2016, s’il y a bien un truc auquel personne ne va échapper , ce sont les montages type Arduino, RaspBerry PI etc… Vous en avez un avant goût avec les smartphones, les thermostats intelligents etc.. Mais ce n’est qu’un petit début et même si les pro du secteurs ne veulent pas en entendre parler, Enerzine est une plateforme internet par sa culture : je veux dire que sans internet, notre joyeuse communauté n’aurait pas pu exister (même si beaucoup l’oublient souvent) Or, les objets connectés , c’est un pêu le mariage de l’internet et de l’énergie justement. Quoi qu’on dise, quelle que soit la finalité de ces objets, la gestion de l’énergie restera le facteur commun de tous ces objets. Du milliwatt au terawatt, les contrôleurs ne vont pas se géner pour investir tous les étages de cette belle industrie. Maintenant, à défaut d’améliorer le forum pour accueillir des bouts de code, des vrais tableaux et des illustrations, Enerzine peut déjà classer ce thème dans les « Réseaux Intelligents » , même si c’est incroyablement réducteur par rapport au potentiel des µ-controleurs C’était ma « feature requirement » du jour.. Parler d’Arduino, ça fait geek, Raspberry , ça fait geek de salon , mais Arduino + JS, ça respire l’énergie à plein poumons Sentez moi ça
En fait, cette brève et la plupart des discussions Enerzine traitent de technologies qui n’auraient jamais vu le jour sans le numérique. Le PV connecté utilise des onduleurs synchrones, idem pour le petit éolien, les grandes éoliennes hébergent une faune de contrôleurs incroyablement fournie. Il faut bien comprendre que les conflits pro/anti portent largement sur le numérique embarqué versus l’electro-mécanique et l’analogique Or il est difficile pour une plateforme internet de faire l’impasse sur cette facette du problème. Si vous supprimez le numérique , non seulement il n’y a pas d’enerzine, mais il n’y a plus de PV, plus d’éolien, plus d’eco2mix, plus d’Eia, plus rien en fait Même les plus conservateurs des intervenants ici , mettent des liens en ligne sur des pages hébergées par les plus conservateurs des acteurs de l’energie. Tout ça , c’est très bien, mais sans le numérique , il n’y a plus rien hein ?
« Les épisodes de prix négétifs en Allemagne sont dus au manque de souplesse des centrales à lignite (puissance min = 50% de la puissance max disponible pour la journée) et nucléaire (puissance min = 80% de la puissance disponible ». C’est la raion principale, la seconde étant un manque de capacités de transport entre Nord et Sud. Ca devrait progressivement aller en s’améliorant: fermeture du nucléaire, mise en « réserve » de quelques centrales lignite, progression ( très lente) des renforcements de réseaux devraient permettre de contenir l’occurence de ces épisodes de prix négatifs ou très bas.. Au grand dam des fans du power to gas!
Sur le foisonnement , ou plutôt l’absence de foisonnement dans certains cas, je pense car nous en avons déjà largement discuté avec des exemples vécus d’un bout à l’autre de l’Europe que le constat est clair: la puissance garantie (à 100%) de l’éolien est quasiment nulle, et statistiquement (à 95%) faible. Il faut dans tous les cas avoir des moyens autres permettant de faire face aux pics de consommation. Concernant les STEP françaises existantes, il est certain qu’elles sont de peu d’utilité pour gérer des épisodes venteux un peu prolongés, par contre je pense qu’elles pourront rendre service vis-à-vis de la production PV dans quelques années. Une « residual load » en dos de chameau comme on le voit aujourd’hui en été chez nos voisins allemands, ça convient très bien aux STEP.
Arduino parle en C nativement ou du moins est-ce un fork très proche du C. Raspberry est plutôt Python.. Il y a un vieux débat sur l’emploi d’un langage interprété à garbage collection plutot qu’un compilateur/linker statique.. Personnellement, je suis monté en gamme mais rien ne me rendrait plus heureux qu’un bon C# natif sur android avec sqlite.. Hélas je ne suis pas monté si haut (en gamme) je me contente d’un C++. Mais franchement parfois, une bonne GC me manque Après, JS ne change rien par rapport à python, si ce n’est les habitudes de prog et la compatibilité des libs Au point de vue énergétique JS est quand même plus vorace que tous les autres à cause de son typage trop free notamment. Les moteurs comme V8 précompilent le JS mais j’ignore ce que vaut celui de nodes dans l’ordre de la vertu énergétique on a une hierarchie : 1. C, ASM 2. C++, Pascal 3. Java, C# (.net) .. 4. python.. 5. Javascript Le bon dernier a aussi l’habitude de faire son link le plus tard possible en utilisant des clés de type varchar qui sont forcément plus lentes. Ce genre de lien interne n’est pas nouveau , il permet de résoudre les crossrefs le plus tard possible (COM notamment) mais c’est vraiment très lent !! Donc ça consomme du CPU, qui consomme de l’énergie ! Par contre , comme toute l’info est codée dans le source jusqu’à l’execution, il y a des économies dans la gestion intermédiaire.. Un programme compilé se duplique moins facilement et ne fonctionne que sur 1 CPU.. Tout cela joue un rôle dans le cycle de vie d’un code. Je manipule souvent uneappli d’1 million de lignes en C compatible 16 bits avec des milliers de #ifdef ce qui me fait dire que c’est une techno durable.. Mais non, en fait c’est surtout parce que ce code a une qualité que je ne retrouve pas dans les codes plus récents. Parce que les anciens développeurs y passaient plus de temps qu’aujourd’hui et avaient une culture de généricité que n’ont plus les codeurs à notre époque C’est surtout ça qui rend le C immortel. La qualité de la librairie !
Remarquez, vous avez le droit de prendre les Brésiliens pour des cons… Pourquoi pas. nous aussi on a produit 80% de notre électricité avec l’hydrolique. C’est pas pour autant que c’est pertinent de faire aujourd’hui de l’éolien en France. Tôt ou tard ce sera probablement une impasse au Brèsil. Ensuite vous sous estimez les choix politiques dans la production d’énergie. Le brésil, et autres dictatures militaires ou non de la région, ont toujours été des gros fan de l’autarcie (ou autonomie énergétique). C’est pour cela qu’ils produisent autant d’éthanol. Il y a une Histoire derrière tous ça. Je ne nie pas pour autant les différences des dotations naturelles dans le choix des pays.
>Sur le foisonnement , ou plutôt l’absence de foisonnement dans certains cas, je pense car nous en avons déjà largement discuté avec des exemples vécus d’un bout à l’autre de l’Europe que le constat est clair: la puissance garantie (à 100%) de l’éolien est quasiment nulle, et statistiquement (à 95%) faible. >Et le foisonnement ? Le 20 à 19h00 face à une demande de 86 GW (France seule) l’éolien assurait : >En France : 0,6 GW (pour 10 GW installés) ; Les données sont vraies ; l’analyse et les conclusions qui en dont tirées posent problème! reprenons l’exemple : si considère que les énergies fatales sont représentées par les cogénérations fuel et gaz, l’éolien, le PV, et l’hydraulique fil de l’eau et éclusé si on range la demande nette des productions fatales par ordre décroissant la production du 20 janvier à 19h00 5 ème valeur de la demande nette la plus élevée à pas de la demi heure Le système électrique est dimentionné à la pointe avec une acceptation de défaillance de 3 heures cad 6 demi heures Si on élimine les 6 valeurs où la demande nette est la plus élevée, on trouve une espérance de production éolienne de 2,3 GW soit une valeur d’environ 77% de la valeur moyenne de la production éolienne les 2 mois les plus froids : Janvier et Février La puissance installée peut être arondie à 10GW Au final, l’éolien a une contribution à la puissance garantie proche de 23% de la puissance installée. Ce taux de 23% est appelé à décroitre au fur et à mesure de la pénétration de l’éolien avec un plafond aux alentour de 5 GW
Désolé, mais j’avoue n’avoir compris ni votre raisonnement ni votre calcul. Mais si la puissance garantie de l’éolien en France en hiver était de 2,3GW ( pour 10GW installés) ça ce saurait. La puissance garantie en termes statistiques étant la puissance minimale délivrée x% du temps sur une période (par exemple 90% ou 95% du temps)
Bel ensemble! Comme visiblement vous avez déjà trié l’année 2015 et comme je suis feignant, est-ce que vous avez les valeurs garanties à 95% et 90% ?(8322h et 7884h). Merci d’avance.
Je ne connais parmi les 3 que le Lagavulin, mais j’adore! Talisker, non?
la réponse arrive avant l’affirmation… Les mystères de la datation sur Enerzine….
à quelle probabilité en temps la puissance est-elle supérieure à 2,3GW?
Sur ces bases, en supposant que l’année 2015 soit représentative, merci à I.lucas de préciser ce qu’il a voulu dire. PS: et le Talisker? Si vous ne connaissez pas, essayez un jour.
Juste par curiosité, si on introduit dans ces chiffres un parc automobile de véhicules type 2018 avec 60 kWh de batterie par véhicule avec: 1 % du parc: 400 000 voitures -> 24 GWh 10% du parc: 4 000 000 -> 240 GWh 50% du parc: 20 000 000 -> 1,2 TWh Qu’est ce que ça donne comme variation dans les simulations? Mathématiquement, il faut considérer le générateur éolien comme une source de courant (puissance imposée) qui débite dans un système capacitif. Donc un filtre RC passe bas dont la constante de temps est donnée par le courant de charge de chaque véhicule multipliée par le nombre de véhicule. Il serait interessant de savoir si pour pouvoir lisser l’éolien, il faut charger à 3kW, 7kW ou plus? ou moins? Il y a des férus de C et de nodeJS sur le forum. A vos claviers!
Si l’homme ne vit pas que de l’électricté, imaginez ce que pourrait être votre vie sans elle ? Cuisine, téléphone, internet machine à laver,réveil,lumière, montre, tout est électrique et même lorsque nous dormons notre consommation ne s’arrête jamais ! Maintenant dire que les paysages sont gachés ? Pourquoi pas ?.. Mais lorsque je vois des éoliennes pour ma part je trouve ça assez beau ! Pourtant je n’en possède pas .
un parc automobile fortement electrique va pouvoir contribuer à gérer l’intermittence, avec toutefois plusieurs « discontinuités » qui rendent le modèle dont vous parlez un peu compliqué : – la première, c’est le caractère par définition « fini » de la capacité de stockage. Quelque soit votre parc ( et je le disais quels posts ci-dessus en parlant des STEP) une fois que c’est plein c’est plein. Une France avec 80GW ou 100GW d’éolien et le parc automobile que vous voulez, dans tous les cas un WE bien venté il va falloir trouver autre chose. – la seconde c’est ce que souligne Badrien: un propriétaire de VE l’a d’abord achetépour se déplacer et donc il va bien naturellement régler la charge pour que son véhicule soit chargé au moment où il en a besoin, généralement ce sera le matin. Ca peut être en accord avec ce qui passe coté production , ça peut ne pas forcément l’être. – Enfin, il faut bien régler le problème du 19 Janvier non pas 2015 mais 2050 ou même en imaginant 100GW d’éolien on serait bien incapable de recharger quoique ce soit de significatif…..Là, il faut bien trouver une solution parce que les automobilistes vont légitimement vouloir se déplacer.
j’ai oublié de préciser que, comme pour les STEP un peu au-dessus, le VE est particulièrement bien adapté pour contribuer à l’absortion lors de la belle saison des pointes d’un parc PV qui aurait largement grossit.
Raisonner en « moyenne » n’a absolument aucun sens dans le cas du VE, notamment pour les raisons données dans mon post de 12h14.
Données RTE 2014 au pas horaire de 30 minutes, batterie 60kW en moyenne, décharge batterie limitée à 30% de sa capacité (c’est à dire que les batteries restent au dessus de 30%). Les facteurs multiplicateurs sont relatifs à 2014. J’ai gardé l’hydraulique et les bio énergies. J’ai enlevé les imports/exports, le nucléaire, le gaz et le charbon. Le tableau est: % pénétration du marché automobile | stockage | Charge | décharge | exports | imports. Scénario I: solaire x 1 , éolien x 22.5, en pourcentage du parc automobile: 0%, 0GWh, Charge:3.0kW, Décharge:3.0kW, Exp:107.3TWh(23%), Imp:105.1TWh(23%) 1%, 20GWh, Charge:3.0kW, Décharge:3.0kW, Exp:105.5TWh(23%), Imp:103.4TWh(22%) 10% 200GWh, Charge:3.0kW, Décharge:3.0kW, Exp:95.2TWh(21%), Imp:93.0TWh(20%) 50% 1000GWh, Charge:3.0kW, Décharge:3.0kW, Exp:75.9TWh(16%), Imp:73.5TWh(16%) 10000GWh, Charge:3.0kW, Décharge:3.0kW, Exp:63.2TWh(14%), Imp:60.7TWh(13%) Regardons l’effet des puissances de charge/décharge: 2000GWh, Charge:30.0kW, Décharge:30.0kW, Exp:63.2TWh(14%), Imp:60.7TWh(13%) 2000GWh, Charge:0.5kW, Décharge:0.5kW, Exp:64.4TWh(14%), Imp:61.8TWh(13%) 2000GWh, Charge:0.1kW, Décharge:0.1kW, Exp:87.9TWh(19%), Imp:86.0TWh(19%) -> Le rythme de charge/décharge n’a pas d’influence au delà de 500W par véhicule. Les périodes de sous/sur production sont trop longues. Si les véhicules ne réinjectent pas dans le réseau: 2000GWh, Charge:0.5kW, Décharge:0.0kW, Exp:106.3TWh(23%), Imp:105.1TWh(23%) ->On doit plus exporter ou importer car les batteries pleines ne peuvent réguler le réseau. Scénario II: solaire x 20 , éolien x 16 0GWh, Charge:3.0kW, Décharge:3.0kW, Exp:94.2TWh(20%), Imp:92.4TWh(20%) 20GWh, Charge:3.0kW, Décharge:3.0kW, Exp:90.8TWh(20%), Imp:88.9TWh(19%) 200GWh, Charge:3.0kW, Décharge:3.0kW, Exp:70.1TWh(15%), Imp:68.2TWh(15%) 1000GWh, Charge:3.0kW, Décharge:3.0kW, Exp:47.3TWh(10%), Imp:45.3TWh(10%) 2000GWh, Charge:3.0kW, Décharge:3.0kW, Exp:36.0TWh(8%), Imp:33.7TWh(7%) -> Avec 50% de véhicules électriques, 10% de la puissance par pas horaire manque. Scénario III: solaire x 40 , éolien x 9 0GWh, Charge:3.0kW, Décharge:3.0kW, Exp:135.0TWh(29%), Imp:136.2TWh(29%) 20GWh, Charge:3.0kW, Décharge:3.0kW, Exp:130.4TWh(28%), Imp:131.6TWh(28%) 200GWh, Charge:3.0kW, Décharge:3.0kW, Exp:94.0TWh(20%), Imp:95.2TWh(21%) 1000GWh, Charge:3.0kW, Décharge:3.0kW, Exp:54.7TWh(12%), Imp:55.7TWh(12%) 2000GWh, Charge:3.0kW, Décharge:3.0kW, Exp:50.8TWh(11%), Imp:51.6TWh(11%) -> Scénario moins bon que le II. L’hiver manque de soleil. Quelle capacité de batterie par véhicule pour la stabilisation réseau (pour 33 millions de véhicules électriques) dans le scénario II? à 60 kWh: 33.7TWh(7%) à 100kWh: 28.0TWh(6%) -> Le scénario froid sans vent et sans soleil prédomine. Mais juste 6 à 7% de la puissance annuelle. Et si on surproduit de 10%? J’ai beau faire tourner le modèle. Il faut une autre source d’énergie ou des imports. Si quelqu’un veut le code, je peux l’envoyer en MP. C’est sur qu’on est sur 100% de renouvelable dans cette simulation, sans prise en compte des STEPs. Pour les STEPs, ça me semble pas simple de les recalculer à partir des données RTE. On pourrait aussi introduire un peu de turbines à gaz dans le modèle afin de l’équilibrer. Garder aussi quelques centrales nucléaire pour les cas difficiles. A creuser….
Vous dites: »J’ai enlevé les imports/exports, le nucléaire, le gaz et le charbon. » Et vous les avez remplacé par quoi? Et quelles limites, en puissance, sur « vos » imports-exports?
J’ai multiplié les productions du tableau RTE par les coefficents ci dessus (par example 20 fois plus de solaire et 16 fois plus d’éolien pour le scénario II). Cela suppose que la répartition géographique est la même que pour les données RTE de 2014 (hypothèse forcément imparfaite). Je calcule juste le déficit/surplus pas pas horaire de 30 minutes en prenant en compte le parc de véhicules. J’ajoute les surplus et les manques sans les soustraires bien sur sur une année. Cela me donne l’écart par rapport à l’equilibre de production/consommation national. On pourrai aussi décaler les chauffe eau dans la autre simulation…. Je vais y réfléchir… Extrait du source (0.5 = pas de 30 minutes): double enerEolien = 16 * eolien * 0.5;// en MWh double enerSolaire = 20 * solaire * 0.5;// en MWh double enerHydro = hydraulique * 0.5;// en MWh double enerBio = bioener * 0.5;// en MWh double solde = enerEolien + enerSolaire + enerHydro + enerBio – consommation * 0.5; consommationAssignee += consommation *0.5; soldeAnnuel += solde; if (solde > 0) { if (charge > nombreVehicules*batteryCapacity) { // batteries pleines exedentNonStocke += solde; } else { if (solde < chargeable) { charge += solde; } else { charge += chargeable; exedentNonStocke += solde – chargeable; } } } else { solde = -solde; if (charge < chargeMinimaleVehicule*nombreVehicules*batteryCapacity) { nonFourni += solde; } else { if (solde < deChargeable) { charge -= solde; } else { charge -= deChargeable; nonFourni += solde – deChargeable; } } }
On vient presque de terminer une semaine instructive : Résumé : En Allemagne du lundi au vendredi, quand la demande est la plus forte, il n’y avait pas de vent et pas de soleil et curieusement, le vent se met à souffler le vendredi pour les moindres besoins du week-end. Du coup l’Allemagne est devenue importatrice nette d’électricité le 16 février à la pointe de 19h00 malgré l’effort des FOSSILES + FISSILE. Et pourtant, l’Allemagne possède désormais 80 GW d’éolien + photovoltaïque. Et en automne, les pétoles sont souvent plus longues que la semaine.
Vous ne répondez pas à la question: Et quelles limites, en puissance, sur « vos » imports-exports? Dans vos différents scénarios, est-ce que vous pouvez nous préciser ( certainement puisque vous semblez calculer une valeur d’énergie annuelle) quelle est la puisance maximale instantanée importée et exportée?
C’est vrai que pour l’électricité, c’est le week-end des soldes en Allemagne. Pour ceux qui trouvent que l’électricité est trop chère en France, c’est le moment d’aller faire vos courses de l’autre côté du Rhin sur le marché spot : on va vous payer pour acheter. Le hic c’est que si vous faites trop de stock pour ramener les kWh en France, il va falloir faire attention aux douaniers, car avec l’état d’urgence, les contrôles aux frontières sont possibles ! On voit cette tendance (mois détaillée) chez ISE :
J’ai recalculé les imports max sur le scénario II avec 50% de véhicule. Les exports on s’en fout car les ENRs peuvent être facilement délestées: Puissance manquante instantanée | pas de temps 22306MW 2014-01-10,19:00, 22308MW 2014-01-11,18:00, 22674MW 2014-01-11,18:30, 23176MW 2014-01-11,19:00, 23234MW 2014-01-11,19:30, 23522MW 2014-01-11,20:00, 24542MW 2014-01-22,17:00, 25508MW 2014-01-22,17:30, 25589MW 2014-01-22,18:00, 26401MW 2014-01-22,18:30, 26884MW 2014-01-30,18:00, 28496MW 2014-01-30,18:30, 28506MW 2014-01-30,19:00, 28539MW 2014-12-04,07:30, 28947MW 2014-12-04,08:00, 29276MW 2014-12-04,08:30, 29824MW 2014-12-04,17:00, 30844MW 2014-12-04,17:30, 31280MW 2014-12-04,18:30, 31400MW 2014-12-04,19:00 Ouch! Janvier et décembre à la pointe du soir et du matin pour le 4 décembre.
Les valeurs hydrauliques fournies par RTE sont bien prises en compte au pas horaire. Oui le rendement de 80% stockage/désockage n’est pas pris en compte. Dans la simulation aucun écrêtage volontaire/piloté n’est pris en compte. Oui 16 fois plus d’éoliennes sur notre sol 🙂 Pas la joie pour tous. On voit bien que ce sont les pointes du matin et du soir qui tuent…..
Avec votre scénario 2 ( hydro conservé, 20 fois plus de solaire, 16 fois plus d’éolien qu’aujourd’hui, des véhicules electriques en pagaille qui chargent et qui déchargent sur le réseau) il faudrait quand même 32000MW de puissance pilotable en plus pour faire le joint. Bon, en supposant que vous ne vous soyez pas trompé… Tout ça pour dire qu’on a le temps d’y réfléchir. 100GW de PV et 160GW d’éolien en France, c’est pas pour demain matin.
Ce cas (ligne 32 430 du tableau), montre: Nucléaire: 55 439 (pourquoi pas plus?) Eolien: 184 (??) Solaire: 0 (nuit) Hydro: 12 441 Gaz + charbon: 11 000 Consommation: 79 187 Export: 93 (le réseau était au taquet) Si sur la pointe de 32GW on enlève 6 GW de STEP, qu’on rajoute un peu de délestage, quelques turbines à gaz et un peu de nucléaire de fond on y arrive. Et des imports si c’est possible. Ce que ça montre qu’il faut aussi bien choisir le ratio éolien/solaire/stockage pour avoir un système qui tient la route.
Sachant qu’avec 80 GW d’éolien + PV, les Allemands se retrouvent avec une semaine sans nouvelles EnR et je doute fort que toutes les futures voitures électriques d’outre-Rhin puissent faire face à une pétole durable. En revanche, je vois très bien le LIGNITE + le CHARBON + le GAZ, faire face à la pétole hivernale et automnale. Et j’ai une bonne raison de penser qu’à l’avenir les FOSSILES feront encore face à la pétole… puisqu’ils y font déjà face (avec encore plus de 10 GW de nucléaire) depuis plusieurs années.
Au rythme actuel de 2GW/an, c’est dans plus d’un siècle. Pas de panique!. D’ici la on aura le temps de trouver d’autre solution, ou de garder des centrales à gaz pour les coups durs.
Vous avez raison, tout est possible… Cependant, quand vous dites « Les exports on s’en fout car les ENRs peuvent être facilement délestées », même si je suis d’accord avec vous techniquement, le simple fait que je prononce le mot « curtailment » m’attire généralement les foudres dune grande partie de la communauté des forumeurs d’Enerzine! Pour le fun, vous pouvez nous donner dans votre scénario 2 quelques exemples de la puissance délestée comme vous l’avez fait de façon très transparente un peu au-dessus pour la puissance déficitaire? Merci d’avance.
je n’ai gardé qu’une ou deux lignes par jour. 24519MW 2014-01-01,17:30, 26418MW 2014-01-01,22:00, 27340MW 2014-01-02,01:00, 28138MW 2014-02-05,14:30, 28278MW 2014-02-06,15:00, 30204MW 2014-02-07,12:00, 34220MW 2014-02-07,14:00, 42169MW 2014-05-08,15:30, 42179MW 2014-05-10,17:00, 55661MW 2014-05-11,15:00, 56309MW 2014-05-11,16:00, Deux coups de vents en Janvier et en Février (plus de 6GW d’éolien avec les moyens de 2014). Et le plus gros pic par une belle journée de mai (solaire). 56GW d’effacement, c’est énorme. Mais si on enlève 7 jours d’extréma, on retombe à « seulement » 24GW. C’est encore beaucoup mais sur plus de 260 GW de puissance installé, ce n’est pas énorme en pourcentage.
C’est votre appréciation, ceci dit je suis surpris de ne pas voir plus d’épisodes de surplus de grosse amplitude en été.Ce sont bien les 10 extrema annuels? Heureusement qu’on à Verdarié! Verdarié, au-delà de 100GW de PV, 160GW d’éolien et 50% du parc automobile electrique, visiblement y’a un créneau!
Oui, certainement, ce sera le cas en Allemagne comme ailleurs, un nouveau consommateur comme le VE va s’insérer de façon parfois très harmonieuse dans le système electrique et s’alimenter en energie plus ou moins carbonée, plutôt moins que plus en moyenne si la charge est pilotée intelligement. Mais dans tous les cas ça va nécessiter un back-up fossile pour les jours sans soleil et sans vent. On ne peut pas gagner sur tous les tableaux, globalement le bilan en fossiles ( pétrole- back-up electrique) devrait être positif même en Allemagne.
En fait, que ce soit pour les imports ou pour les exports, les données concernent TOUS les dépassements du stockage des batteries. Il n’y a que 8 jours de dépassement de la puissance produite et 5 jours de manque de puissance par an. J’ai revu tous mes calculs et je ne trouve pas l’erreur. Par contre, quand on sort de la plage de stabilisation par les batteries, le dépassement augmente rapidement de plusieurs dizaines de GW. L’explication me semble la suivante: 15 millions de véhicules à 3kW, ça fait 45 GW de tampon sur le réseau. Donc tant qu’on reste dans la plage de charge c’est bon. Mais dès qu’on passe sous 30% de charge ou que les batteries sont pleines, on part en graves problèmes sur le réseau.
Mes pics de production PV sont au mois de Mai. Je dépasse parfois les 100 kWh/jour, alors que par forte chaleur en août je plafonne à 60. Dans le Sud, les pics sont par jours de Mistral (panneaux refroidis par le vent). En mai il fait généralement ni chaud ni froid, les jours sont longs et donc consommation faible. Je ne suis pas surpris de voir les maxima en Mai.
Je vous le disais ci-dessus avanr même que vous ne sortiez le moindre chiffre: – la première, c’est le caractère par définition « fini » de la capacité de stockage. Quelque soit votre parc ( et je le disais quels posts ci-dessus en parlant des STEP) une fois que c’est plein c’est plein. Et même avec 15millions de VE à 3 kW déployés, vous n’en aurez pas à chaque instant 15 millions en charge. Certains rouleront, certains seront garés sans possibilité de recharge ou sans besoin ou « envie » de recharger, et certains seront déjà pleins. Votre calcul est certainement « optimiste » de ce point de vue.
Oui mon calcul est optimiste car il est fait sur la base d’une charge moyenne. Il y aura forcément des véhicules chargés ou déchargés qui ne pourront pas participer à la stabilisation du réseau. D’autres rouleront (même si c’est moins de 5% du temps). Certains n’auront pas de prise dédiée. Certains continueront de réchauffer leurs batteries (vous voyez de qui je parle?). D’autre part dans mon petit simulateur, je n’ai pas pris en compte le report de charge des VE, vu que c’est totalement négligeable dans le bilan RTE de 2014 (à peine 50 000 VE en France). @cebh2o: Le pic hivernal est bien réel même sans chauffage électrique.
Certes , Enerc77 est parti d’historiques francais pour faire ses calculs. Mais pourquoi voulez vous ramener ça à un problème « EDF », essayez d’élargir un peu… Tiens, avec un MWh distribué à près de 300€ comme en Allemagne ou au Danemark, vous voyez ça comment?
Quand vous dites « je n’ai pas pris en compte le report de charge des VE » par rapport aux données de consommation 2014, bien entendu je ne vais pas vous asticoter là-dessus. D’ailleurs plus généralement je trouve votre travail interessant et je vous en remercie car l’exercice que vous avez mené, quand il est un peu challengé, montre bien la complexité et les limites du problème. Sicetaitsimple…..ça se saurait.
Bon, il me semble que depuis 2011, les choses ont peu évoluées.
La vraie différence par rapport à 2011, c’est que le remplacement des batteries au plomb par le lithium a réellement changée la donne. En 2011, le VE c’était la voiture poussive qui faisait à peine 100 km, à 80 km/h au maximum. Aujourd’hui les VE sont des voitures puissantes très agréables à conduire. Programmables à distance via le smartphone: charge, chauffage, climation, etc… Si vous n’êtes pas convaincus, allez en essayer une en concession. Attention, l’essayer c’est l’adopter. Vous êtes prévenus 🙂 D’alleurs sur les sites automobile-propre ou insideevs, vous verrez qu’il ne se passe pas une semaine sans qu’un constructeur n’annonce un nouveau véhicule électrique ou hybride rechargeable. On est rentré dans une course en avant vers l’innovation et vers de nouveaux modes de déplacement. On est réellement sur une tendance d’innovation technologique, et pas d’écologie punitive. Les constructeurs de la « dieselgate » sont en train de réagir rapidement face à la montée de nouveaux constructeurs. Face à des constructeurs de VE qui ridiculisent le haut de gamme VW, Mercedes ou Porsche, ceux ci sont obligés de réagir. C’est leur survie qui est en jeux. Oui tout n’est pas rose coté VE: autonomie faible, batteries polluantes, pénurie de lithium. Mais quand vous conduisez un VE, vous appéciez sa puissance et son confort, et vous oubliez les désagrément du moment sachant qu’ils sont transitoires.
le developpement du VE peut se faire dans un contexte d’élecricité à plus de 90% décarbonée et en plus à un prix (TTC) très raisonnable par rapport à certains de nos voisins. Let’s go.
Quand je lisais hier soir les commentaires sur les données RTE sur ce forum, je pensais juste comme vous- bon, je ne bois pas la boison de certains, mais une autre :). Puis l’idée ma pris de prendre l’éditeur de texte et de coder un petit simulateur. Le mien, pas celui fait pour l’Ademe. L’effacement de consommation et le fait de se serrer la ceinture alors que l’énergie est abondante, ce n’est pas mon genre. Conducteur de VE raccordé au réseau fréquemment, j’ai pris une autre hypothèse. Plus proche de ma façon de vivre. Quand le modèle a commencé à tourner, je ne croyais pas aux résultats. J’ai vérifié les chiffres à la calculette et avec des traces dans le programme. Mais quand vous mettez 1 à 2 TWh de stockage dans ces batteries, les résultats sont complètements surprenants (pour moi aussi). Avec l’éolien pur, le modèle ne marche pas car on peut rester une à deux semaines sans vent. Le solaire seul ne marche pas non plus bien qu’il se lève tous les matins. Mais la superposition de l’hydraulique, de l’éolien, du solaire et du stockage massif en batteries lisse bien les choses. Intuitivement, c’est décembre et janvier les mois les plus dur pour la production et Mai pour l’exédent (ni chauffage, ni climatisation). Et c’est bien ce que la simulation montre. C’est surement totalement futuriste et farfelu, alors qu’on passe à peine le demi million de VE dans le monde et 50 000 en France. On est encore très loin des 2 milliards de VE qu’on aura dans quelques décennies (plus si la popuation augmente encore). Mais si quelqu’un veut bien vérifier avec un autre modèle ces données RTE 2014, je suis preneurs. Parfois, les résultats d’un modèle sont contre intuitifs.
A enerc77. Ce que j’ai écrit et que j’ai mis en lien, date en fait d’avant 2011, puisque que je fais référence à un commentaire de 2009 : Voici in extenso ce que j’écrivais le 03 octobre 2009 : « Concernant les capacités de stockage-lissage de l’électricité EnR des « réservoirs électriques » des voitures, elles sont réelles mais à court ou très court terme donc typiquement sur la journée. Si on prend les 30 millions de voitures particulières françaises équipées chacune d’un « réservoir électrique » de 60 kWh (6 litres d’essence ou le double de la capacité de la batterie BATSCAP de la Blue car), cela donne une capacité de stockage de 1,8 TWh, ce qui correspond à la consommation française d’une journée en hiver. Le hic, c’est que on ne se servira jamais de la capacité totale de chaque batterie pour lisser la production, de la même manière que l’on ne prend pas la capacité totale d’eau d’un barrage pour fonctionner en STEP. La capacité sera donc très inférieure à cela. Or pour certaines EnR on a besoin de capacité de stockage-lissage sur la semaine ou le mois, voire l’année. » Vous pouvez donc voir que ce que j’ai écrit n’est pas tourné vers le passé, mais vers l’avenir où la France aurait électrifié 30 millions de voitures avec une batterie (lithium a priori) ayant une capacité utile représentant le double, voire le triple de ce qui se fait en… 2016 (entre 20 et 30 kWh utiles). Dans un futur plus lointain où la quasi totalité du parc automobile français serait électrifié avec des batteries performantes, nous disposerions de 30 000 000 x 60 = 1 800 000 000 kWh de stockage potentiel soit 1,8 TWh Et dans le futur, 1,8 TWh ce sera toujours approximativemlent la consommation d’une seule journée d’hiver. Or 1,8 TWh est la capacité théorique maximale d’un parc de 30 millions de voitures électrique (donc pas demain !). Et la capacité maximale théorique n’est pas loin s’en faut, la capacité réellement utilisable pour faire du stockage tampon au profit du réseau et ce quelle que soit l’attractivité des tarifs et « l’intelligence » des grids plus ou moins « smart ». Si on se sert des batteries de véhicule, il serait plus sage de tabler sur 10% de ce chiffre dans 20 ans, soit environ 0,2 TWh soit 1 à 2 heures de consommation en hiver au maximum. Voyez, ce n’était pas du passé dont je parlais, mais bien de l’avenir à moyen et long terme, sachant que je suis partisan de la voiture électrique que j’ai déjà essayée.
Et pour agrémenter la discussion sur la pétole ultra-rhénane : Je faisais les calculs avec les moyens du bord (WINDMONITOR) Et une réflexion globale sur le stockage :
Je ne vois aucun intéret à postuler que l’éolien est la seule source d’électricité. Cette hypothèse est fausse, trompeuse et induit des conclusions erronées. Ce n’est pas parce que Jancovici a un cerveau définitivement étriqué qu’on est obligé de sacrifier à cet exercice inutile et perturbant. Contrairement aux centrales pilotables , les énergies intermittentes introduisent une notion de signal dans la production. Si cette caractéristique était rédhibitoire, l’éolien serait resté anecdotique et cette conversation n’aurait pas lieu d’être. Mais l’intermittence est gérable, tout comme les dommages causés par les centrales étaient gérables. Il a fallu développer un réseau, des STEP, des centrales d’appoint, suréquiper les barrages.. Rien de tout cela n’a été simple, mais tout a été fait. L’intermittence s’inscrit exactement dans le même ensemble contraignant sans induire d’obstacle insurmontable. L’éolien est un marché à 109 milliards de dollars en 2015. Ceux qui ont payé de telles sommes ne sont pas des pigeons embobinés par des vendeurs sans scrupules. Même les républicains américains en ont convenu. L’énergie éolienne continuera à se déployer mondialement et connaitra même une accélération lorsque l’éolien flottant jouira d’une offre commerciale variée. La deuxieme accélération viendra de la gestion de l’intermittence par stockage, effacement, smartgrid et conversions chimiques. De toute cette discussion , je ne retiens qu’une chose : la culture « toute choses égales par ailleurs » est un obstacle à l’intelligence. Votre conversation en est l’illustration Il ne suffit pas de savoir compter, il faut connaitre ce qu’on compte.
Il n’est pas indispensable que l’analyse soit contemporaine pour que les conclusions soient (encore) valables. Et précisément, on voit que ce qui était vrai en 2009, l’est encore en 2016 (à une autre échelle). Il ne suffit pas de sauter comme un cabri sur sa chaise en disant futur, futur, futur pour disqualifier des choses écritent il y a 7 ans. D’autant que je parlais bien du futur avec des paramètres du futur (60 kWh de capacité de batterie dans un véhicule électrique « lambda »). Le temps n’a pas supprimé l’intermittence de l’éolien. En revanche, il y a eu une évolution majeure (dont les commentaires d’Enerzine attestent), avant on niait l’intermittence, maintenant on cherche à la pallier !
« Concernant les capacités de stockage-lissage de l’électricité EnR des « réservoirs électriques » des voitures, elles sont réelles mais à court ou très court terme donc typiquement sur la journée. Si on prend les 30 millions de voitures particulières françaises équipées chacune d’un « réservoir électrique » de 60 kWh, cela donne une capacité de stockage de 1,8 TWh, ce qui correspond à la consommation française d’une journée en hiver. » 30 millions de voitures électriques possédant une batterie dont la capacité utilisable moyenne est de 60 kWh… c’est du passé ??? Bon alors actualisons au présent : 15 000 voitures électriques possédant une batterie de 30 kWh = 450 MWh de stockage potentiellement disponible. 450 MWh, c’est environ 20 secondes d’électricité en hiver.
Visiblement, votre prose de 2009 a dépassé sa Date Limite de Consommation puisqu’elle entraîne mal de tête et syndrome depressif chez CEBH2O et un fort gonflement des chevilles chez Lionel…. C’est bizarre, personnelement je la trouvais plutôt fraiche…..
Vous dites: il faut alimenter un recepteur qui se contente tres bien de l’intermitance cf les VE Il n’y a rien de plus faux, un propriétaire de VE ( au moins ceux d’aujourd’hui, avec une autonomie de 150 à 200km) son obsession c’est d’être le plus chargé possible, généralement le matin, et il n’en a strictement rien à faire de savoir que est la puissance d’éolien ou le PV qui débite au moment où il charge. Tout au plus, ce que je disais plus haut, on peut espérer que dans 10 ou 20 ans quand le PV deviendra siginificatif et le VE aussi, on bascule les mois d’été à des recharges en journée plutôt que la nuit pour ceux qui peuvent le faire ( lieux de travail équipés ou autres)
Pour être tout à fait précis et limiter les effets désagréables chez ceux qui me lisent, je rectifie le chiffre de 15 000 véhicules électriques actuels qui représente environ le nombre d’immatriculation en 2015 et non le parc cumulé actuellment en service. En reprenant les statistiques : On s’aperçoit que de 2010 à 2015, on a un parc d’environ 45 000 véhicules électriques auquel il faut ajouter les bons chiffres de début 2016 (au moins + 2000). Je vais donc réviser mon calcul : 47 000 x 30 = 1 410 MWh soit 1,4 GWh de stockage potentiel. Là, on dépasse les 60 secondes d’électricité d’une journée d’hiver. Mais comme j’imagine que l’on exploitera au mieux 10 à 20% du potentiel théorique, je pense que le parc actuel représente 10 secondes d’électricité d’une journée d’hiver. Voilà ce que l’on peut dire à fin février 2016… désolé, j’anticipe un peu !
Sans vouloir être négatif, j’attire votre attention sur le fait que les soldes continuent en Allemagne : Toute la journée, les prix intraday seront en moyenne négatifs. Normal, le vent souffle et l’Allemagne est en week-end. Je propose donc d’adapter le travail des Allemands à la disponibilité de l’électricité. Ainsi, cette semaine, c’était plutôt RTT de lundi à vendredi et rappel des ouvriers pour faire tourner les usines samedi et dimanche :
Sans même parler du V2G, rien que le fait de charger le véhicule à la « bonne » heure (éolienne, solaire ou nucléaire) pose problème. La programmation de la charge des véhicules se fait soit dans le véhicule (pas pratique), soit sur internet via le smartphone. Et c’est le constructeur automobile qui envoit les informations de charge au véhicule ainsi que sa mise en température (chauffage/climatisation). Tant qu’on n’aura pas un standard international de transmission des informations de grilles aux constructeurs et aux gestionnaires de flotte, on ne pourra pas piloter cette charge. Et ce n’est pas un standard franco-français de bornes intelligentes (Linky?) qui sera retenus par les constructeurs sauf peut être Renault et PSA. Ce que je veux en tant qu’utilisateur, c’est avoir mon véhicule chargé et climatisé à l’heure que j’ai sélectionnée. Pour un coût minimal.
Ah bon et pourquoi donc le standard français via Linky ne serait pas retenu ? Les équipements compatibles avec d’autres compteurs français existent (notamment tertiaires ou industriels ), qu’ils s’agissent de technos françaises, européennes ou autres d’ailleurs. J’ai vu une super expérimentation sur le pilotage de la charge faite par le NEDO avec ERDF à Lyon sur des véhicules japonais…
La France a, pour les particuliers, une tarification à deux niveaux : Heures Creuses et Heures Pleines depuis 1965. Passage de l’une à l’autre par un signal à 175 Hz = technologie d’il y a 50 ans. Linky a oublié le signal à destination de l’Usager …. il est prévu pour ERDF, pas pour l’usager! Bien sur le manque était devenu tellement criant qu’ERDF a rajouté la possibilité de signal via le protocole Zigbee
…pour vous de faire une réponse sans partir sur des arguments fumeux concernant,EDF, le nucléaire et autres. C’est juste pas le problème! Partout dans le monde, l’utilsateur typique d’un véhicule electrique, y compris des flottes professionnelles, c’est quelqu’un qui est actif le jour et qui dort la nuit. Et pour bien dormir, savoir que le véhicule être chargé le matin me parait conseillé. De même partout dans le monde, la consommation d’électricité est minimale la nuit et donc, au moins dans les pays modernes comme l’est la France depuis 1965 comme le rappelle l.lucas, ça doit permettre de limiter la facture (il y a des pays très proches qui de ce point de vue sont plutôt arriérés….). Alors bien sûr, la « seconde voiture » qui ne sert qu’à transporter les enfants à l’école et à faire une course au supermaché en faisant en moyenne 10km par jour, elle peut certainement espacer ses recharges. Ca ne doit pas être une majorité. Et si vous même voulez « jouer avec le feu » ou ne voulez recharger qu’avec du PV « home made », c’est votre problème! Mais ça n’a rien à voir avec EDF ou du nucléaire. Quand on aura 100GW de PV (en France pour le coup), je vous ai déjà répondu plus haut, mais on a quand même le temps d’y réfléchir.
Au risque de me répeter car le débat est récurrent, Linky n’est pas prévu pour piloter, mais pour compter de façon fine (plus d’autres fonctonnalités). Le pilotage de la consommation, ce n’est pas l’affaire d’ERDF (le distributeur), mais des clients et/ou des fournisseurs (EDF ou autres).
Attention, je ne dis pas qu’on ne peut pas faire un pilotage intelligent de la charge. Le type qui rentre à 18h00 chez lui en hiver avec 30% de charge résiduelle et qui veut avoir plus de 98% à 7h00 le lendemain matin, il serait bien dommage que sa charge commence à 18h00 « à fond » pour s’arréter vers minuit ou avant. En plus le VE pourra certainement fournir des services systèmes quand il est branché, notamment de la réserve primaire (à la hausse ou à la baisse). Et le must, il pourra éventuellement participer à « la pointe » s’il lui reste une réserve significative au moment de cette pointe.. Mais ça me parait compatible avec un impératif qui est que le VE soit chargé au pourcentage demandé par le propriétaire à l’heure ou il en a décidé. C’est d’abord un véhicule!
Linky ne fera jamais rien de tout ça, ce n’est pas son job! Linky vous mettra juste a disposition (et à disposition de dispositifs aval compteur ou de votre simple capacité à réfléchir avec votre tête à quand consommer ) la grille tarifaire de votre fournisseur et vos historiques de consommation. Enfin, y’a un progrès, on ne parle pas de nucléaire ….
>En plus le VE pourra certainement fournir des services systèmes quand il est branché, notamment de la réserve primaire (à la hausse ou à la baisse). L’utilisation des batteries pour assurer les services systèmes est proche de la rentabilité dès à présent. Les spécialistes de l’utilisation des batteries des VE pour assurer les services systèmes sont Y. Perez de supelec et P. Codani ; ils ont été financé par la Chaire Armand Peugeot titres du papier : »Participation d’une flotte de véhicule électrique au réglage primaire de fréquence » 2014 Ils aboutissent à des revenus proche du coût de location de la batterie : on est donc au bord de la rentabilité
J’ai bien conscience de rabâcher en rappelant constamment les faits constatés, à la portée de tous sur le site officiel RTE. Je n’y peux rien si le minimum de puissance en 2015, pour toutes les éoliennes de France et de Navarre, était de 21 MW. 21 MW pour 10 000 MW installés ! >Je n’y peux rien si pendant 22.4% du temps l’éolien fournit moins de 1000 MW (moins de 10% de la puissance installée). Vous le savez, 6ctsimple le sait, mais nous avons des centaines de lecteurs (280 pour le moment, 500 pour une rubrique proche) et certains, trompés par le marketing du lobby EnR l’ignorent. >Je ne comprends pas « .. l’éolien a une contribution à la puissance garantie proche de 23% de la puissance installée. » Le problème vient de l’additivité et de la non additivité d’éléments qui caractèrisent une variable aléatoire : la valeur moyenne est une grandeur additive : La valeur moyenne d’une somme de valeur aléatoire est égale à la somme des valeurs moyennes de chacune de ces variables aléatoire. les autres grandeurs comme l’écart type ou la 6 ème plus forte (ou plus faible valeur) dans une année ne sont pas additives. Si on considère des variables gaussiennes indépendante, l’écart type de la somme est la racine carrée de la somme des carrés des écarts types de chacune des variables. Je ne dis pas que vous avez tord dans votre analyse des valeurs extrèmes de la production éolienne ; je ne l’ai pas vérifié, mais je vous fait confiance. Je dis que le dimentionnement du secteur électrique à la pointe de la demande nette des productions fatales ne peut pas être fait en examinant séparément la demande puis les valeurs extrèmales de chaque production fatale. Il faut examiner les facteurs comme la température (en raison notamment du chauffage électrique), l’hydraulicité, le vent, la production PV et examiner leur distribution conjointe. Un théorème dit que si la variable aléatoire « production éolienne » est « petite » (au sens mathématique, cad petite devant les variations de la demande thermosensible) et si elle est indépendante de la variable aléatoire « température » alors sa contribution à la puissance garantie (cad la valeur atteinte pour un temps appelé « temps d’arrêt ») tend vers la valeur moyenne de cette « production éolienne » quand la puissance installée tend vers 0.
On commence à faire du stockage pour lisser les pointes à plus grande échelle et stabiliser le réseau. Voir le communiqué dans usine nouvelle et c’est EDF EN qui a déployé: (comme quoi quand on veut on peux) 20 MW c’est modeste, mais c’est un début.
E = P x t Là on a « P » mais pas « t » donc on ne sait pas combien on stocke. De toute façon, c’est pour lisser une pointe locale.
Pour stabiliser le réseau ( faire du réglage de fréquence et enevntuellement de tension), oui, pour lisser les pointes ( au sens produire quand le consommation est à son maximum journalier), non, ce n’est pas le bon outil.
Le stockage de masse à constante de temps significative, c’est pas gagné : En résumé : 1 heure de consommation en hiver c’est environ 0,1 TWh (100 GWh ou 100 000 MWh tout de même) 1 jour de consommation peut culminer à 2 TWh 1 semaine de consommation, c’est la dizaine de TWh 1 mois de consommation, c’est 50 TWh 1 année de consommation, c’est 500 TWh Aujourd’hui, utilisée seule, une STEP énorme (Grand-Maison ou Montézic) pourrait jouer au niveau horaire pas plus, mais serait de toute façon limitée par la puissance en turbinage (1 à 2 GW). Mais évidemment, elles ne sont pas utiliser pour pallier une absence totale de moyens de production.
Oui, sauf que le réglage primaire n’est pas à la hauteur de l’enjeu de l’intégration massive des nouvelles EnR dans un mix électrique, c’est un réglage fin.
…pondre en direct sur ce forum une phrase complètement imbittable censée nous faire comprendre l’origine de l’univers.. Bravo Dan1 ! A partir de maintenant les calculs pseudo savants doivent être écrits en latin officinal. Alea jacta est. Et spriritus sancti Amen