Les prix de l’électricité en France atteignent des records, « sidération » des entreprises
Les prix de l’électricité en France ont atteint de nouveaux records sur le marché mercredi, provoquant l’inquiétude et la « sidération » des industriels obligés de s’approvisionner à des prix très élevés.
L’électricité pour livraison l’an prochain (Cal 22) en France s’échangeait à plus de 200 euros le mégawattheure mercredi matin sur la Bourse européenne de l’énergie EEX, pour la première fois à ces niveaux.
La barre des 100 euros avait été franchie pour la première fois au mois de septembre, dans le contexte d’une flambée généralisée des prix de l’énergie.
La hausse des prix de l’électricité sur le marché a été alimentée par celles des cours du gaz naturel ainsi que des quotas d’émission de CO2, les droits à polluer.
Mais le niveau actuel laisse les spécialistes pantois. « Je n’arrive pas à expliquer le caractère exceptionnel du prix en France », c’est une « hausse invraisemblable », réagit Frank Roubanovitch, président du CLEEE, une association de grands consommateurs d’énergie industriels et tertiaires.
Le prix de l’électricité en France « est plus cher que chez tous nos voisins », regrette-t-il.
Les industriels sont actuellement contraints d’acheter de l’électricité à des prix très élevés sur le marché. Leurs demandes pour se fournir avec de l’électricité nucléaire d’EDF bon marché dans le cadre du dispositif Arenh (pour « accès régulé à l’électricité nucléaire historique ») n’ont en effet pas pu être satisfaites intégralement car ce mécanisme est plafonné.
« Les acheteurs d’énergie sont en phase de sidération », « ça a un impact extrêmement lourd sur nos entreprises, certaines vont vraisemblablement fermer leurs sites », indique Frank Roubanovitch.
« Ce sont désormais des milliers d’emplois industriels qui sont à risque en 2022 », estimait également Nicolas de Warren, président de l’Uniden (Union des industries utilisatrices d’énergie) mardi dans un communiqué, demandant une nouvelle fois au gouvernement de relever le plafond de l’Arenh.
Cette flambée n’aura toutefois pas d’impact immédiat sur les particuliers et les petits professionnels. Le gouvernement a en effet annoncé une limitation à 4% de l’augmentation des tarifs réglementés de vente (TRV) d’électricité l’an prochain, une mesure qui risque d’ailleurs de peser plus que prévu sur les finances publiques.
jmi/mdz/ngu
COMMENTAIRES
Il va falloir que les industriels, et la société tout entière s’y habituent.
Sobriété, sobriété.
L’idéal de la croissance économique à tout prix est totalement périmé (quelles que soient les parts respectives de nucléaire et d’ENR dans le mix électrique !).
Mais en réalité, ces prix élevés, et qui vont le rester, sont une chance pour la planète, et donc pour l’humanité.
Bien d’accord pour que le prix de l’énergie provenant du pétrole ou du charbon soit élevé, au risque d’avoir des Gilets Jaunes.
Et ceci pour inciter les utilisateurs de produits carbonés (chauffage, industrie, transports) à muter vers l’électricité.
Ce qui devrait faire au moins doubler la quantité d’électricité consommer d’ici 2050.
Et tout ça permettra de limiter les dégâts sur le climat.
A condition que cette électricité ne soit pas carbonée, et à prix maîtrisé.
Donc nucléaire, et de quatrième génération.
https://1drv.ms/b/s!Aoz2RZetULwc5SEB6jtPAjImJDPr?e=OXHBFt
un réseau électrique doit être pilotable. Je pousse le bouton, et ça fonctionne.
Et nous pouvons classer les sources d’énergies pilotables en deux groupes :
1) pilotables par nature, centrales à gaz ou à charbon, nucléaire, un peu de bio, hydraulique, …
2) Pilotables par mariage, éoliennes lorsque le vent souffle mariées à des centrales à gaz en cas de pétole, idem pour le solaire, et ce mariage est indissociable.
Pas d’éolienne ou de solaire sans CO2.
Avec sa théorie fumeuse, le petit bonhomme prétend que pour chaque MW éolien il faut construire un MW de centrale au gaz pour « les jours sans vent ».
Pour illustrer ses hallucinations, celui-ci peut-il nous dire de combien a augmenté en Allemagne la puissance en éolien, solaire, charbon, lignite, pétrole, gaz et autres depuis dix ans ?
Ma chère Marguerite, vous lisez trop vite.
Ce que je dis est très simple, pour alimenter un réseau électrique, vous devez fournir la puissance lorsque les clients utilisent l’électricité, pas lorsque le vent souffle. En termes techniques, la source doit être pilotable. Et le train part à l’heure.
Avec du nucléaire, plus de l’hydraulique pour les variations rapides et quelques sources minoritaires, le parc fournit depuis 40 ans, qu’il pleuve ou qu’il vente, sans faille.
Sur l’Europe, la somme éolien plus solaire peut voir sa puissance instantanée varier entre 5 et 100% de sa puissance nominale.
Si vous voulez rendre pilotable un tel ensemble d’éoliennes et de solaire, vous devez avoir à disposition une puissance pilotable capable d’assumer la continuité (un back-up donc), et dont la puissance nominale doit être de 95% de la puissance nominale que vous complétez.
En France, aujourd’hui, ce sont nos installations nucléaires qui jouent ce rôle.
Ce qui, au passage, signifie que les éoliennes et solaires ne sont d’aucune utilité.
Si on laisse décroître le nucléaire, il ne pourra plus tenir ce rôle de cocu magnifique, et il faudra trouver autre chose, des centrales à gaz.
En Allemagne, ce sont leurs centrales à gaz et à charbon qui font le job.
Ceci dit, d’une part, votre côté discourtois ne suffit pas à cacher votre piètre compréhension des sujets technique. Vous vous contentez de ressortir des conclusions mal digérées, et votre propos sur l’Allemagne en est caractéristique.
Je ne saurais trop de tenter de comprendre ce rapport de l’Académie des Sciences (peu susceptible d’être partisane) :
https://www.academie-sciences.fr/pdf/rapport/20210614_avis_nucleaire.pdf
et celui-ci particulièrement clair de Jancovici.
Ma chère amie, je vous souhaite une bonne soirée très studieuse. :-))
@HG
Superphoenix a été abandonné pour raisons politiques, officiellement parce que le coût de l’uranium n’avait pas augmenté, comme prévu, parce que tous les autres pays nucléarisés ne se sont pas mis autant au nucléaire que la France, sinon, il n’y aurait effectivement plus d’U235 depuis longtemps.
Parmi les raisons politiques, et au-delà de l’accord avec les Verts, la taille du réacteur avec 5 tonnes de plutonium dans la cuve et 5 000 tonnes de sodium radioactif dans le circuit primaire avaient le droit d’inquiéter une partie de la population.
Dommage qu’il eut été aussi gros. Un réacteur de moindre puissance comme Phoenix aurait été peut-être prolongé, générant moins de craintes chez une partie de la la population.
Les ricains et les teutons se sont d’ailleurs « dégonflés » au moment de la mise en route de leur surgénérateur…
Aujourd’hui, c’est la Chine qui a la main. Elle a des moyens intellectuels, financiers, l’ambition et une politique à long terme qu’avaient la France, mais que la France n’a plus aujourd’hui. Nous verrons ce à quoi elle arrivera.
Les ENR ne sont pas exemptes de recherche non plus. Utiliser toujours moins de matériaux rares, utiliser toujours plus de matériaux recyclables, et des solutions de stockage de plus en plus efficaces. Elles ont leurs défis aussi. Et surtout, elles fonctionnent déjà, même si plein d’améliorations sont encore à faire.
@HG
Voici un mix 100% ENR à la grosse louche qui n’engage que moi
65% en utilisant directe de l’éolien (principalement offshore et bien réparti), du solaire et de l’hydraulique au fil de l’eau, et en utilisant des interconnexions importantes 10% biogaz/biomasse et hydraulique de barrage 10% de stockage journalier du solaire et de l’éolien dans les STEPs (qui ont un grand potentiel de développement) et les batteries 15% par stockage par hydrogène des excès de solaire et d’éolien, prix variables de l’électricité de manière à ce que les consommateurs rechargent leur véhicule électrique au moment où le solaire ou l’éolien sont abondants, arrêt de l’industrie durant quelques jours par an, durant lesquels la production solaire et éolienne est particulièrement faible.
En fait, ce serait la partie renouvelable du mix, l’autre partie étant le nucléaire.
La dernière partie: les 15% qui permettent de boucler serait d’abord assurée par des centrales au gaz fossile.
Bien sûr, cela est cher et nécessite un effort de sobriété.
Les émissions de CO2 n’étant pas le seul critère environnemental à prendre en compte, et étant donné les risques inhérents au nucléaire, je dirais que la partie 85% ENR 15% gaz fossile me semble à peu près équivalente en terme de nuisances, à la partie nucléaire.
A propos de l’Allemagne, je ne saurais trop vous conseiller de tenter de lire cet excellent papier à ce sujet, confirmant, en détail, ce que j’écris de façon simplifiée, espérant, si si, pouvoir être compris de vous.
Peut-on s’accommoder de l’intermittence des Énergies Renouvelables ?
Exemple de l’Allemagne.
https://www.sauvonsleclimat.org/images/articles/pdf_files/etudes/Etude_Poizat_intermittence_allemande/Note_complete_Intermittence_compensable_ou_non_VF_24_3_2020.pdf
Ceux qui ont froid apprécieront.
Marc,
Commençons par la fin, les risques du nucléaire. Rappelons que, à Fukushima, l’accident nucléaire n’a fait aucun mort et aucun cancer, et que les centrales modernes sont infiniment moins dangereuses que Fuku.
Pour l’hydrogène, le rendement du processus est de l’ordre de 30%. Et très coûteux. Bon pour tirer des camions, pas pour alimenter le réseau.
Pour les STEPs, ils sont déjà utilisés par EDF, et très peu de sites libres demeurent.
Quant à l’éolien en utilisation directe à 65%, ce serait magnifique, mais comme, en mer, le taux de charge ne dépasse pas 40% sur nos côtes, on voit mal comment y parvenir.
Toujours ce problème d’intermittence avec l’éolien, comme sa puissance instantannée peut tomber à 5% de sa puissance nominale, on voit mal comment conserver le réseau alimenté avec les cacahouètes restantes.
Fukushima n’a fait aucun mort, effectivement, mais quelques centaines de milliards d’euros de dommages. Une chance quand même que le vent ait soufflé vers l’océan plutôt que vers l’intérieur des terres, sinon, à combien se chiffreraient les dommages, et quelles auraient été les conséquences sanitaires ?
Quant aux cancers, ils mettent généralement des décennies avant de se développer.
Il y a pléthore de lacs de barrage à des altitudes différentes et proches les uns des autres pour développer les STEP..
Eolien + solaire à 65% en utilisation directe me semble réaliste.
Avec les dernières éoliennes de grande taille et à hauteur élevée, le facteur de charge est plus élevé que 40%.
Pour expliquer le taux de couverture des besoins: prenons le cas du PV: fc 15% en France, mais peut couvrir bien plus que 15% du besoin en utilisation directe: la demande étant plus forte durant la journée que la nuit, le chauffage de l’eau sanitaire et la recharge des batteries de voitures pouvant être décalés en milieu de journée au printemps et en été.
Solaire et éolien se complètent à l’échelle de l’année et de la journée, même si cette complémentarité est loin d’être parfaite.
Par ailleurs, il y a une variabilité saisonnière, au niveau de l’éolien, qui correspond à celle de la consommation.
Au vu de la production éolienne offshore allemande, on doit être à environ 60% de facteur de charge côté Atlantique et 70% en méditerranée d’octobre à mars.
Cela dit, je considère que le nucléaire reste une énergie avec peu de nuisances, comparée au charbon et au pétrole, et par rapport au gaz fossile… sans dépend du niveau de gaz fossile dans le mix.
@ Marc
Oui, sur Fukushima, ça aurait pu être pire, mais de toute façon infiniment moins grave que ce que racontent les anti-nucléaires. Et les centrales modernes sont infiniment plus sures.
« Quant aux cancers, ils mettent généralement des décennies avant de se développer. » Le rapport final de l’ONU parle de probabilité nulle de cancer à venr.
« Eolien + solaire à 65% en utilisation directe me semble réaliste. » Non, je ne vais pas entrer dans les détails, mais personne ne dit ça. Si vous parvenez à la moitié, ce serait déjà pas mal.
« Au vu de la production éolienne offshore allemande, on doit être à environ 60% de facteur de charge côté Atlantique et 70% en méditerranée d’octobre à mars. » J’ai des doutes. Moi qui habite Toulon, si on est à 20%, c’est le bout du monde.
On aurait plus, bien sûr devant la vallée du Rhône ou dans la Tramontane près des Pyrénées, pais plus de 40% me semble très douteux en Méditerrannée.
Cordialement
Sur l’éolien offshore allemand, je n’invente rien. Le potentiel est à peu près le même que pour la façade atlantique en France, et il est supérieur en méditerranée.
Allez sur energy-chart. allez sur « allemagne », « puissance électrique », « production électrique », « solaire et éolien » octobre 2020 puis allez jusqu’à mars 2021. Vous y verrez un facteur de charge d’environ 60% (de 50 à 70% selon les mois).
Et pour ce qui est de la comparaison des gisements offshore avec la France, voici la carte.
https://www.researchgate.net/figure/Wind-Resource-in-Europe-Offshore-11_fig1_308784797
N’oubliez pas non plus que la puissance du vent à 200 m de haut n’est pas la même que celle que vous observait dans votre jardin.
Durant le reste de l’année, c’est le solaire + stockage journalier qui peut prédominer. Et rien qu’en STEP actuelle, on est déjà à 184 GWh qui pourraient être convertis en 18 GW pendant 10 heures.
@Marc
Désolé, je n’ai pas réussi à accéder à votre référence energy-chart.
Par contre, dans votre référence, l’image n’est pas référencée en niveau. Je ne sais pas ce que ça veut dire.
Pour la Méditerannée, j’ai regardé les « Pilot Charts » des marins voileux, qui résultent de statistiques sur un bon siècle :
https://msi.nga.mil/api/publications/download?key=16693989/SFH00000/106aug.pdf&type=view
Zoomez sur la Méditerannée, un peu à droite, et ça donne pour le mois d’Août, dans le golfe du Lyon et Ouest Corse, 10 à 12 jours sans vent, et le reste de forces Beaufort 3 à 4, donc des vents inférieurs à 25 km/h. Les éoliennes tournent, mais ne produisent quasi rien.
On a dons un taux de charge sur le mois certainement inférieur à 20, voire 10%
Pour les STEPS, non, on ne peut pas faire grand-chose de plus en France. Et ça ne permet de faire un petit peu de journalier. Encore faudrait-il avoir assez d’énergie le veille pour pomper.
Quant au reste du stockage, ne rêvez pas, on ne sait pas faire dans la quantité désirée, plus anti écolo majeur.
Il y a pléthore de sites pour faire des STEP en France: je ne cite que les Pyrénées Centrales, par exemple: avec les lacs de barrages de Portillon / Oo, Cap de Long / Orédon, Fabreges / Artoustes qui présentent des configurations idéales et qui ne sont pas exploités en STEP. La Suisse et le Portugal viennent de faire de grands investissements dans ce domaine.
L’éolien est plus faible en été, mais le solaire est plus fort.
Une autre carte:
https://www.encyclopedie-energie.org/en/energie-eolienne-de-son-gisement-a-ses-aerogenerateurs/
Sur energy-chart
https://energy-charts.info/charts/power/chart.htm?l=fr&c=DE&stacking=stacked_absolute_area&interval=month&year=2020&source=sw&month=10
Changez de mois avec la flèche vers la droite
@Marc
Merci pour ces deux sources d’information que je ne connaissais pas.
– Le premier, sur le fonctionnement des éoliennes, est passionnant. Mais il oublie de parler de l’effet de l’intermittence, ou plutôt de la non pilotabilité sur le système.
Par exemple, ses calculs de coût s’intéresse à son coût lorsque le vent souffle bien, sans se préoccuper des perturbations coûteuses générées sur le réseau, en général des turbines à gaz qui sont supposées réagir avec une extrême vitesse.
Puisque le réseau a besoin d’être alimenté par une source pilotable, ne devrions-nous pas ne parler que d’un pack « centrales à gaz plus éoliennes » répondant au besoin.
– Le second est tout aussi intéressant. Il montre à quel point, sur l’ensemble de l’Allemagne, la somme des deux énergies variables (éolien plus solaire) est fluctuante, et peut tomber à moins d’une dizaine de % du besoin sur de longues périodes.
Et on retombe comme toujours sur la grande vérité, on ne peut parler, au niveau national, que de mariage indissoluble entre une source non pilotable et une source pilotable.
Et compte tenu des taux de charge, 25 à 40% pour les éoliennes, moins de 15% pour le solaire en métropole, ce sont les turbines à gaz qui fournissent la grande majorité de l’énergie, … et une gigantesque masse de CO2.
Au fond, j’aime bien nos beaux réacteurs, surtout en surgénérateur.
Vous avez pu voir que d’octobre à mars, l’éolien offshore était à environ 60% de fc en Allemagne.
A cela s’ajoutent les interconnexions qui permettent de grappiller quelques points de couverture de la demande.
Bien sûr, l’éolien, même l’offshore peut tomber à presque 0 à certains moments, et a toujours besoin d’un back-up.
On voit sur les graphiques, qu’en réalité, par sa régularité, l’éolien offshore peut utiliser grandement les moyens de stockage à CT à 80-90% de rendement tout de même, et qu’on doit arriver à environ 85% de fc éolien offshore+stockage journalier d’octobre à mars. Étant donné le potentiel du biogaz, qui est limité, mais pas négligeable non plus, ça laisse une proportion de gaz fossile (ou de gaz de synthèse) potentiellement faible.
Quant au solaire + stockage journalier le fc est très important d’avril à septembre.
Le premier lien que j’indique est uniquement pour vous montrer une carte du gisement offshore de l’Allemagne comparé à celui de la France, dans laquelle figure une légende. Je n’ai pas lu le document.
Libre à vous de préférer les surgénérateurs qui n’existent pas encore. Ils arriveront peut-être un jour, ou pas.
Quant à moi, je ne suis pas opposé au nucléaire, mais je le serais à un « tout nucléaire », étant donné les potentialités de l’éolien offshore associées au PV et aux possibilités de stockage journalier, que le monde entier essaie d’ailleurs d’explorer.
Cordialement,
Désolé, mais vous donnez des chiffres pour l’éolien qui ne correspondent à rien.
Son taux de charge ne dépassera jamais 40% en France.
« Libre à vous de préférer les surgénérateurs qui n’existent pas encore »
Ce n’est pas que je préfère, juste que c’est la seule solution, avec l’hydraulique, de faire de l’électricité sans CO2.
On a déjà eu un réacteur surgénérateur, Super-Phénix (voir Wiki) donc on a su faire.
Il faut relancer absolument le projet Astrid ou son équivalent.
https://1drv.ms/b/s!Aoz2RZetULwc5SEB6jtPAjImJDPr?e=eO2ioP
Cordialement
Je vous ai envoyé les liens, mais mon commentaire est « en attente de validation ».
Marc, dans le détail, ce que je pense, c’est ça :
https://1drv.ms/b/s!Aoz2RZetULwc5SEB6jtPAjImJDPr?e=SfImxU
Bonne journée.
Je vous mets les courbes sous le nez, mais cela ne « correspond à rien »… selon vous.
Quant à Superphoenix, malgré les bons résultats de sa dernière année de fonctionnement, il était bien trop tôt pour penser qu’il aurait pu être développé en série.
Un design trop gros, avec un risque absolu trop élevé en cas d’accident, d’où les fortes oppositions qui ont fini par faire arrêter le projet, au-delà de l’accord politique avec les Verts.
Même les Américains se sont dégonflés au moment d’achever leur surgénérateur et de le mettre en service.
Et bien trop risqué de « tout miser » sur ce créneau comme vous le souhaitez, sur lequel il y a déjà eu de nombreuses tentatives, d’où la part des ENR, partout dans le monde.
@Marc,
Lorsque je regarde les courbes sur votre référence, comme celle ci :
https://energy-charts.info/charts/power/chart.htm?l=fr&c=DE&stacking=stacked_absolute_area&interval=week&year=2021&source=sw&week=45
je n’y vois qu’une variabilité extrême de la production de éolien plus solaire, qu’il convient de compléter pour alimenter le réseau électrique.
Avec du thermique à flamme.
Vous voyez, pour la France une autre solution ? Sauf le nucléaire, bien sûr.
Pour les réacteurs surgénérateurs, de quatrième génération, donc, Astrid est mort et ne revivra pas, mais par contre ces nouveaux réacteurs sont obligatoirement l’avenir si l’humanité veut avoir de l’énergie électrique sans CO2. D’un type à définir.
Et nombreux sont les pays qui travaillent dessus, dont les Chinois avec leThorium, abondant chez eux.
Il n’y a certainement pas d’échappatoire. Et certainement pas avec des renouvelables intermittents plus centrales à flamme, générant du CO2.
Il existe encore d’autres paramètres de régulation des variations du solaire et de l’éolien: les écrêtements à hauteur de 20% pour l’éolien terrestre et le solaire: a priori coûteux, mais pas tant que ça car ils réduisent la quantité de gaz (fossile, bio ou de synthèse) consommée en back-up. Et la fabrication d’hydrogène, au moins à des fins industrielles dans un premier temps est un autre moyen de compensation de ces variations.
Couvrez un panneau solaire lors des périodes de surproduction, et celui-ci aura une durée de vie plus élevée. Au niveau de l’éolien, je ne sais pas, mais cela semble probable. L’éolien offshore n’a pas besoin d’écrêtement étant donné sa régularité. Vous mentionnez la semaine 45 durant laquelle l’éolien offshore est à environ 50% de fc, c’est moins que la moyenne d’octobre à mars qui est de 60%.
Tout cela a été modélisé de manière raisonnable, sur le plan technique, mais pas sur le plan financier.
https://fr.wikipedia.org/wiki/%C3%89lectricit%C3%A9_en_Allemagne
Les moyens de stockage à court terme se développent fortement, ne serait-ce que par les véhicules électriques.
Je ne vois que les Chinois qui auraient les moyens intellectuels, financiers, l’ambition et la politique à LT pour arriver à ces défis difficiles que sont la surgénération ou la fusion. La France était dans ces conditions il y a 40 ans, mais plus aujourd’hui. Mais je ne suis pas opposé quand même à la recherche dans ce domaine. Je ne sais pas dans quelle mesure elle collabore éventuellement avec les Chinois, si elle vend les résultats de ses expérimentations passées.
Quant aux autres pays, je ne vois pas comment ils pourraient réussir dans ce domaine sans un fort soutien de l’état, comme c’est le cas en Chine.
L’Allemagne n’est pas le pays le mieux placé pour le développement des ENR, mis à part sa partie Nord, avec l’éolien offshore. Je pense qu’elle a eu tort de sortir du nucléaire et que les milieux industriels le regrettent amèrement.
Les écrêtements, celui signifie donc « couper les pointes » qui sont ingérables. Cela est prévu.
Sur la semaine 45 par exemple, tracez une ligne à 15 GW de puissance maximale d’énergies variables. La proportion de gaz en back-up est largement moindre que si l’on prend pour puissance maximale la pointe à 35 GW.
Pour prendre une base un peu plus large: considérez les mois d’octobre et de novembre 2021.
Production des énergies variables. Considérez environ 20% d’écrêtements, c’est à dire au-delà des 20 GW, et voyez ce qu’il reste à couvrir par le back-up.
L’éolien offshore est à environ 70% de fc en octobre et 55% de fc en novembre. Environ 80% si on tient compte de possibilités de stockage journalier.
Ma conclusion est que l’éolien offshore, associé au PV et au stockage journalier, + un back-up coûteux en capacité, mais peu en consommation est une solution pour certaines parties du globe.
De même que le solaire + stockage journalier dans la zone équatoriale.
Et je ne suis pas non plus opposé à la recherche sur le nucléaire de 4ème génération.
Désolé, Marc, mais vous dites que :
« L’éolien offshore est à environ 70% de fc en octobre et 55% de fc en novembre. »
C’est quoi, « fc’ ???
« facteur de charge »
Les ordres de grandeurs que je cite sont directement visibles sur la courbe.
L’éolien offshore, qui est en bleu, en bas du graphique.
Marc
Passez-moi le lien exact de la page dont vous parlez.
J’ai du mal à comprendre les chiffres finaux de 60%.
En clair, je ne sais pas de quoi ils parlent.
Car si je regarde la production éolien + solaire d’Août 2020 par exemple, la crête de puissance dépasse 60 GW. La puissance nominale totale doit donc être de l’ordre de 70GW
https://www.energy-charts.info/charts/power/chart.htm?l=en&c=DE&source=sw&stacking=stacked_absolute_area&interval=month&year=2020&month=08
Si maintenant je regarde le mois précédent, et que je bascule mentalement les pointes dans les creux, on voit bien que la moyenne doit se trouver vers 15 GW, soit un taux de charge de 15/60 ou 15/70, donc de l’ordre de 25%.
S’agissant d’une forte part d’éolien terrestre à 25%, d’une petite part de marin à 40% et une grosse part de solaire à 15%, ce chiffre n’est pas étonnant comme ordre de grandeur.
Ce qui montre que nous ne comprenons pas la définition même de ce qui donne 60%.
Cordialement.
D’abord, facteur de charge et taux de couverture des besoins sont deux choses différentes. Pour le solaire: 11% de facteur de charge en Allemagne à l’année, mais principale source d’ENR d’avril à septembre: par utilisation directe en journée, par chauffage de l’eau chaude domestique en journée, par recharge des batteries des voitures électriques en journée. Ensuite, il y a le stockage journalier par STEP ou batterie domestique.
Ensuite, considérez les écrêtements qui permettent de réduire considérablement le back-up, « coupez les pointes ».
Je parle de 60% de facteur de charge de l’éolien offshore en Allemagne d’octobre à mars.
Pour le mois d’octobre 2021, on est à environ 70% de facteur de charge sur l’éolien offshore.
https://energy-charts.info/charts/power/chart.htm?l=fr&c=DE&stacking=stacked_absolute_area&interval=month&month=10&source=sw
Considérer 7 GW de puissance installée, (ou plutôt 6 car la puissance du parc dépasse rarement les 6) soit le maximum atteint en puissance de production. Tracez une droite à 6 GW d’ordonnée, soit le maximum de la surface en bleue correspondant à l’éolien offshore, et visualisez que la surface bleue représente environ 70% de ce rectangle.
Si vous rajoutez le stockage journalier, on arrive à environ 85%.
OK, Marc, j’ai compris ce que vous dites.
Sur les parties bleues, j’aimerais bien connaître la vraie puissance installée, et je parierais bien entre 7 et 8.
Ce qui fait que, dans un mois comme juillet 2021, le taux de charge doit être vers 35%
Que vous ailliez des mois favorables à 70%, bien probable, mais vous ne pouvez pas compter dessus tous les jours.
Vous rajoutez le stockage journalier ? d’où vient-il ? et vous vous en servez pour l’ensemble des énergies non pilotables, pas les éoliennes en mer uniquement. Négligeable, donc, pour l’Allemagne.
Mais ceci ne change pas le fait que la somme d’énergies non pilotable est non pilotable (vive les statistiques) et que vous finissez évidemment avec des centrales thermiques à flamme, … et à CO2.
Et c’est pourquoi les Allemands cherchent à faire déclarer en Europe le gaz comme vert.
Ils ne manquent pas d’air !
La puissance installée est de 7,8 GW en offshore, mais peu importe.
https://energy-charts.info/charts/installed_power/chart.htm?l=fr&c=DE&stacking=grouped
Ce qui compte, c’est le taux de couverture du besoin. Avec une puissance effective qui varie presque toujours entre 0 et 6 GW, il faut un back-up de 6 GW.
En été, c’est le PV, qui produit bien tous les jours qui est la source principale. Il doit être calculé dans des proportions de complémentarité idéale avec l’éolien offshore.
L’année dernière, les Allemands ont déjà installé 0,4 GW x « quelques heures » de batteries domestiques.
D’ici 10 ans, ces chiffres seront très probablement multipliés par 10. On en est pas certains, me direz-vous, mais qu’il y ait des surgénérateurs qui peuvent être mis en production en série, avec peu de risques, et à un prix abordables: encore moins, du moins à cette échelle de temps.
Donc, je pense que pour le Nord de l’Allemagne, un mix à base d’ENR est intéressant.
Pour info, un système à base de nucléaire n’est pas exempt de CO2 car pour pouvoir couvrir la période hivernale, il faut d’autres moyens que des centrales nucléaires, car leur structure de coûts fait qu’elles ne seraient pas rentables pour une utilisation sur une faible période. C’est pourquoi, la France, malgré ses barrages a toujours eu en plus une production thermique pour l’hiver.
Mais la France est un cas particulier, s’il avait été généralisé, il n’y aurait plus d’U235 depuis longtemps.
L’avenir est soit au système ENR soit au nucléaire de 4ème génération, selon les gisements éolien, solaire, hydrauliques, et les densités de population.
Avec de telles densités de population, je ne vois pas la Chine, l’Inde ou le Japon pouvoir se passer du nucléaire.
Pour la Chine et l’Inde, ils ont même de gros projets.
Dont un de 150 réacteurs pour la Chine
Dont un projet surgénérateur au Thorium (ils en ont sur place, et pas d’uranium).
Bien sûr, qu’on doit avoir en parallèle des générateurs à flamme pour le suivi très rapide que le nucléaire a du mal à suivre, même si les réacteurs français ont été conçus pour (passage de 20 à 100% de charge en 30 minutes, mais ça cache d’autres problèmes de suivi, (remontée impossible juste après une descente rapide).
Si je considère le couple parc éolien offshore + gaz sur octobre, pour fournir 100% du temps la même chose, il y aurait 70% d’éolien offshore et 30% de gaz (fossile, bio ou de synthèse). Il faudrait 6 GW de gaz avec un facteur de charge de 30%.
Il y aurait des écrêtements minimes sur l’éolien offshore, c-à-dire, la partie minime du temps durant laquelle l’éolien évolue entre 6 et 7 GW.
Oui, je vous trouve un peu optimiste, mais je suis d’accord pour le raisonnement.
Pour être plus rigoureux, l’éolien offshore serait plutôt à 60% de facteur de charge sur ce mois d’octobre, mais couvrirait directement 70% du besoin, car la puissance du parc dépasse très rarement les 6 GW sur 7. Je considère donc que 6 GW est le maximum, et qu’il faut un back-up de 6 GW également.
Sur l’éolien onshore, en France, on est à 25% de facteur de charge, mais le foisonnement national fait que la puissance du parc dépasse très rarement les 12 GW par rapport aux 18 GW installés soit 67%
Le taux de couverture des besoins, rien qu’avec l’éolien onshore français est de 25% / 0,67 = 37%.
Si j’écrête ce qui est entre 10 et 12 GW, qui ne représente pas grand-chose, on est à 45%, ce qui est quand même loin des 25% du facteur de charge.
Maintenant, si je considère la partie Sud de l’Allemagne, avec peu de vent et un gisement solaire très mal réparti à l’échelle de l’année, je dirais que la meilleure solution me semble être une part importante de nucléaire.
Mais pour la partie Nord, je dirais que la meilleure solution me semble être un système complet à base d’ENR.
Non, système complet en renouvelable me semble toujours strictement impossible.
Sauf si on a de l’hydraulique en pagaille, y compris STEPs, les intermittents ne peuvent jouer qu’un rôle secondaire, 15% max, si on veut zéro carbone. Mais clairement, les Allemands ne visent nullement le zéro.
Sortez de la comparaison France / Allemagne.
Regardez le RU, l’Espagne, la Suède, la Chine, le Japon, et les autres pays que vous voulez.
Les réacteurs de 4ème génération en production en série, n’existent pas encore et on ne sait même pas s’il y en aura un jour, c’est pourquoi partout, une part d’ENR est introduite.
Le CO2 n’est pas le seul critère environnemental, même si c’est le principal.
Le nucléaire, c’est pas 0 nuisances et 0 risques non plus.
« Les réacteurs de 4ème génération en production en série, n’existent pas encore et on ne sait même pas s’il y en aura un jour » Bien sur que si, pour deux raisons
– on a su faire, Super-Phénix chez nous, donc on pourra recommencer.
Probablement pas dans la même technologie, voir les différentes solutions dans le projet international quatrième génération.
Bien sûr, que le nucléaire n’est pas sans nuisances. Mais on sait gérer.
Alors qu’avec le CO2 dans le climat, on ne contrôle plus rien.
Superphoenix a eu des résultats encourageants lors de sa dernière année de fonctionnement.
De là à dire que ça fonctionne, c’est exagéré.
Selon Jancovici: on sait faire fonctionner un surgénérateur durant quelques mois, mais se posent ensuite des problèmes de corrosion du circuit primaire par les sels fondus et d’entretien de la réaction en chaine à cause de déchets qui bloquent le processus. Désolé, je n’ai pas la référence, mais je l’ai entendu lors d’une conférence sur internet.
Il serait complètement déraisonnable de tout miser sur une technologie qui arrivera peut-être en série dans 20 ans sans rien faire au niveau des ENR qui sont opérationnelles, malgré leurs faiblesses résiduelles.
Comme je vous l’ai expliqué au niveau de la couverture des besoins: en combinant éolien, solaire PV, hydraulique de barrage et au fil de l’eau, STEP, batteries, biomasse, production d’hydrogène, interconnexions, on arrive à un bon taux de couverture des besoins, variable selon les pays et les régions.
C’est plutôt les incertitudes en approvisionnement en matériaux qui pèsent sur les ENR qu’un taux de couverture trop faible des besoins.
Marc
« Il serait complètement déraisonnable de tout miser sur une technologie »
Oh, il y a d’autres technologies pour faire de la quatrième génération, et rien ne dit que celle de Super-Phénix doive être conservée.
Mais la quatrième génération sera bientôt indispensable.
« en combinant éolien, solaire PV, hydraulique de barrage et au fil de l’eau, STEP, batteries, biomasse, production d’hydrogène, interconnexions »
Classons,
les non pilotables : éolien, solaire PV en principal, fil de l’eau en mineur
les pilotables : hydraulique de barrage, STEP, un peu de biomasse, mais qui n’est jamais pilotable en réalité.
Les stockages : batteries, mais leur capacité est, pour longtemps, extrêmement faible. anecdotique, donc.
Hydrogène, mais leur rendement de 30% le rend inutilisable pour alimenter le réseau.
Interconnections : On ne peut pas compter dessus, on ne maîtrise pas.
Pour que ça fonctionne, il faudrait donc que les pilotables aient 90% de la puissance des pilotables, et capables de tenir au moins une bonne semaine.
Sachant que la majorité des Steps ne fonctionne que sur une journée, rarement deux ou trois.
En France, au moins, c’est clair, impossible.
Le système à base de nucléaire n’est pas le nucléaire seul: ça a été pendant un moment 75% de nucléaire 8% d’hydraulique au fil de l’eau 5% d’hydraulique de barrage 12% de centrale thermique fossile.
Le système complet à base d’ENR est le suivant:
1) non pilotable: éolien, solaire PV, mais avec tout de même une certaine complémentarité de ces 2 sources d’énergie à l’échelle de l’année et de la journée, hydraulique au fil de l’eau (7% du mix actuel, c’est pas négligeable quand même).
Et 15% de facteur de charge pour le PV par exemple ne signifie pas 15% de couverture des besoins.
25% de facteur de charge de l’éolien onshore ne signifie pas 25% de couverture des besoins comme je le dis plus haut.
potentiel important de l’éolien offshore en France, associé également à un coût de modification du réseau, et meilleure répartition qu’actuellement.
2) pilotable: hydraulique de barrage, centrales à gaz (fossile, bio par méthanisation, de synthèse par électrolyse de l’eau)
3) moyens de stockage actuels: 184 GWh de STEP, soit 18GW pendant 10h
potentiel de développement de STEP: grand. Rien que dans les Pyrénées Centrales, 3 sites de configuration idéale, et plein d’autres ailleurs.
batteries: des gigafactories se mettent en place et cela deviendra un marché de masse comme le PV, les smartphones etc
4) autres moyens de régulation: les interconnexions car souvent, il y a plus de vent au RU ou en Espagne qu’en France, ou inversement.
rechargement des voitures électriques en fonction de la disponibilité du vent et du soleil. Idem, dans la mesure du possible pour l’eau chaude sanitaire.
Maintenant, en pratique, quoi qu’on en dise, ça sera, en France, un mix nucléaire + système ENR.
C’est pas blanc ou noir, tout nucléaire ou tout ENR.
Nombre de grands pays dans le monde qui visent une part de nucléaire supérieure à 20% dans leur mix: 1 seul: la France, étant donné sa spécificité.
Quant au stockage par hydrogène, en France, je ne sais pas ce qu’il en sera, mais en Espagne, il est déjà abordable, le PV et l’éolien étant à 25 euros le MWh, sachant qu’il n’est appelé à jouer qu’une rôle mineur.
Il existe aussi les centrales à gaz fossile à capture de CO2.
Aucune technologie de 4ème génération n’est à ce jour acquise pour être développée en série, et ne le sera pas avant un moment, si tant est que ce le soit un jour.
Le nucléaire français, c’est
un exploit industriel dans les années 70/80
un coup de chance que le nucléaire soit décarboné et ne se soit pas plus développé, sinon, il n’y aurait plus d’U235
Ensuite 2 grosses erreurs de design qui auront été quasiment fatales à la filière:
Superphoenix trop gros, surtout pour un prototype, potentiellement beaucoup trop dangereux et qui a été arrêté principalement à cause de cela malgré de bons résultats lors de sa dernière année de fonctionnement.
Les autres pays qui avaient commencé à construire des surgénérateurs au plutonium se sont tous finalement dégonflés devant le coût et le risque absolu.
Un EPR trop gros également, trop complexe, qui ne marche toujours pas.
Maintenant, la filière est dans la moise.
Les Chinois ont la main, et ils ne misent pas tout là-dessus, loin de là.
Oui, c’est pourquoi les EPR2 sont plus petits