Production d'électricité renouvelable et météo

[Quercus]

Bien entendu metre, ça ressemblerait aux tarifs de la sncf !! 🤣 
Ceci étant, d’un point de vue d’éthique écologique, il vaut mieux consommer en cette fin de semaine qu’au début !

[bill43]

Le 24/09/2024 à 14:54, Quercus a dit :

Le solaire serait capable de fournir la totalité de l'énergie dont l'humanité a besoin sans pour autant nécessiter de foutre en l'air des surfaces d'espaces naturels et à un coût finalement assez raisonnable. Toitures, parkings, friches, routes seraient amplement suffisants et à un coût désormais modique. Mais il il y a un "mais", et de taille. Cela ne serait possible que si on avait une infrastructure permettant de stocker les excédents diurnes et estivaux pour redistribuer cela la nuit et en hiver.

c'est là que les moyennes et hautes latitudes se retrouvent confrontées à un dilemme bien différent des zones intertropicales. Chez nous, il faudrait pouvoir stocker à l'échelle saisonnière pour que le creux de production qui tombe au moment du pic de consommation soit couvert.... voilà aussi pourquoi sans une révolution du stockage on ne peut guère aller plus loin que ce que fait l'Allemagne actuellement (10 à 15% de la production d'électricité annuelle).

 

Je suis bien d'accord avec ton analyse et l'on constate que l'on a déjà dépassé le seuil de "l'énergétiquement justifiable" dans certains pays qui auraient dû déjà mettre en application ce qu'a fait la Californie pour écrêter ses excédents, mais en ont-ils les moyens ?

 

Ta remarque précédente sur la saturation à venir du marché des P.V m'a fait creuser le sujet (production excédentaire/stockage solaire) :

Les 45/50TWh que j'évoquais plus haut pour la production annuelle française représenteraient moins de 10% du total de nos productions estivales futures (2035/2040) et 5% de nos productions annuelles c'est donc tout à fait jouable mais il ne faudra pas aller beaucoup plus loin.

Les Pays Bas, l'Allemagne, le Danemark... ont déjà des productions estivales qui dépassent allègrement ce que peuvent encaisser leurs productions pilotables et celles de leurs voisins. 

Je viens de regarder les productions électriques du 3ième trimestre et j'avoue que la situation est plus "compliquée" que ce que je pensai 

Au 3iéme trimestre 2024 la production solaire représentait : 25% de la production électrique totale allemande, 22% au Danemark, 19% en Belgique --> vs 7.3% pour celle de la France

Les Pays-Bas étant le summum de cette situation surréaliste avec une moyenne de 45% de production estivale solaire mais qui a nécessité en // 27%/28% de production moyenne fossile... alors qu'ils ne pouvaient absorber totalement leur production diurne !

Maintenant, la question est de savoir si l'on continue de se satisfaire d'une situation qui fait que l'on peut gaspiller une bonne partie de cette l'énergie durant 6 mois de l'année sans pour autant éliminer les fossiles la nuit; énergie qui, au passage, produit seulement 3.5% des besoins hivernaux (ex. pris avec la production solaire allemande de l'hiver dernier ) ces 3.5% correspondent à une Pmoy. de 1.95GW ( # 2 réacteurs moyens) pour 93GW installés ! --> c'est surtout à mettre en //  avec les 43/44% qu'a fourni leur production éolienne durant cette même période hivernale.

La future modification des horaires des heures creuses ne pourra qu'améliorer cette situation estivale mais sera loin de résoudre le problème.

Maintenant si l'on parle de besoins en stockages intersaisonniers il ne faut pas compter sur les parcs batteries (plutôt stockage journalier) ni sur les STEPs (stockage journalier et hebdomadaire) il ne restera, de ce que je connais de viable, que le stockage par le vecteur hydrogène (mais un stockage et une production décarbonée sont  loin d'être matures et poseront c'est sûr des défis techniques) ou avec les 3 types de stockages thermiques existants (pas mal de projets sont à l'étude en Europe du nord).

En France un stockage thermique a été réalisé sur le puits Y (de l'ancienne mine de Gardanne) avec un stockage d'eau de 60000m3 (à Tx de 30°C en fin d'été et Tn de 15°C en fin d'hiver)  la quantité d'énergie restituée en hiver au réseau de chauffage local est de 1.3GWh, l'avantage de cette installation, qui profite des atouts géothermiques des eaux d’ennoyage de la mine, est qu'elle produit du froid en été pour la ZA à proximité (la production de froid estivale réchauffant la capacité)

Un stockage thermique stockant l'excédent d'électricité solaire estivale (et la restituant l'hiver) nécessite une capacité bien isolée thermiquement de 8 millions de m3 (delta T° 20°C)  pour stocker seulement 1TWh , là dessus il faut encore appliquer un rendement de 0.8 -->  à comparer aux besoins de chauffage en France: 285 TWh dont 140TWh sont produits en énergie fossiles (Gaz, Fioul, pétrole, charbon)

On se rend bien compte des besoins et dimensionnements colossaux des # types de stockage intersaisonniers, tout comme le sont les stockages journaliers par batteries (plusieurs ha pour stocker/restituer 1GWh) c'est là que l'on prend conscience de la densité volumique énergétique incomparable des fossiles liquides/solides (il suffit d'1 cube de 4.7m de côté pour 1 GWh)

l'OPEP est bien plus pessimiste que nous le sommes concernant leur avenir.

"La sortie des énergies fossiles est un fantasme": l'Opep voit la demande de pétrole croître au moins jusqu'en 2050 (msn.com)

EDIT

Sur un sujet proche, un article de ce jour qui situe les perspectives intéressantes mais modestes de la géothermie en France 8 à 10TWh à l'horizon 2035

La géothermie en France: une énergie bas carbone inépuisable mais un investissement couteux (msn.com)

Modifié 26 septembre par bill43

[bill43]

Le 25/09/2024 à 22:09, Quercus a dit :

 Demain jeudi et surtout vendredi après midi, on ira beaucoup plus haut avec tous les parcs éoliens bien ventés simultanément (on sera surement proche des records de l'hiver dernier grâce à l'augmentation de la puissance installée). Vendredi, ça soufflera d'ailleurs forts sur tous les parcs d'Europe de l'Ouest (France, mais aussi mer du Nord et péninsule ibérique). Ce sera le moment de faire tourner les lave-vaisselle !

Machine à laver et PAC ce matin, lave-vaisselle et chauffe-eau cet après midi, j'ai pourtant tout essayé !

Encore 5/6000 GW à la benne ! c'est bien triste....

[metre3]

@bill43 faudra mettre des plus grosses machines, ça se voit pas sur la courbe !

 

Le décrochage entre J-1 et conso réelle était important

 

Les tarifs au RU semble mieux régulés que sur les autres marchés, c'est étonnant !

 

 

 

[Quercus]

Le scénario de cette fin de semaine était écrit en France, et plus globalement sur l'Europe de l'ouest. On est à une saison où le chauffage est encore à l'arrêt et où la production solaire est encore importante à la mi-journée. Dans ces cas là, quand ça souffle fort, la surproduction est assurée. Sans mises à l'arrêt pour équilibrer les réseaux, les éoliennes françaises auraient délivré 10 à 16GW pendant 48h consécutives ! C'est beaucoup pour la saison.

 

Heureusement, la machine climatique aura eu le bon goût de faire passer ce pic de production éolien avant le week-end.... Mieux, elle attend dimanche soir pour rouvrir les vannes ! En effet, dimanche soir une dépression bien venteuse va aborder la Bretagne et venir s'échouer sur le Sud de la Mer du Nord en début de semaine. C'est le scénario idéal pour faire monter les facteur de charge de l'éolien en France, mais aussi dans le cœur éolien (pourtours de la mer du Nord) du continent jusqu'à mardi.

 

Electricité peu carbonée et pas cher en ce moment et jusqu'à mardi 17h ! 

 

Pour ce qui est du stockage et en réponse à Bill, je ne crois pas que la question soit vraiment du trouver un moyen de faire du stockage saisonnier. Pour gérer la production solaire (de fin février à début octobre), la solution d'avenir semble être du côté des batteries. La gestion de la variabilité entre novembre et janvier (production et consommation) n'implique pas de recharger en été pour délivrer le surplus en hiver. Il y aura dans un avenir proche de nombreuses périodes de surproduction hivernale avec la développement de l'éolien. Ce qu'il va falloir bâtir ce sont des capacités de stockage / transport qui soient à même d'absorber des pics et des creux d'échelle hebdomadaire (deux semaines maximum). Les STEPS semblent tout indiqués pour réaliser ce job.

 

Modifié samedi à 10:25 par Quercus

[bill43]

Il y a 5 heures, metre3 a dit :

@bill43 faudra mettre des plus grosses machines, ça se voit pas sur la courbe !

Les tarifs au RU semble mieux régulés que sur les autres marchés, c'est étonnant !

 

Peut-être la conséquence de productions plus équilibrées et d'autre part une part d'intermittentes plus faible ?  

productions en août : 

U.K  24.2% en intermittentes,  22.7% en nucléaire, 20.6% en fossiles,     10.4% en hydro/biomasse

All.   39.6 %  "         "               , 26.5% en fossiles,   13.1% en Hydro et Bio, 13.1%  "           "

Esp  41.5%   "         "              ,  22% en nucléaire,   20.6% en gaz

Fr     13.5%   "         "              ,  71.5%  "       "         ,  10.8% en Hydro/biomasse.......un cas vraiment à part !

 

Sur 1 an  

C'est moins flagrant pour l'amplitude des variations entre UK et France      Pour Esp. et All. le poids des intermittentes semble jouer (baisse de régime de l'éolien allemand depuis mai) 

 

     

 

 

 

 

 

à Quercus

Oui les productions intermittentes sur P.B, Esp, All, D. ...sont effectivement pour l'instant à un niveau qui ne justifie pas encore du stockage saisonnier mais si l'on regarde les projections du développement des puissances intermittentes qui doivent être installées, surtout en solaire, la question se posera et les stockages CAES ou thermique devraient avoir leur place surtout avec un développement exponentiel du solaire (ça sera peut-être rapidement le cas en Espagne) ....reste les STEPs bien entendu mais malheureusement je n'y crois plus

Même en CAES les capacités peuvent être conséquentes  (4 GWh ici en Californie) mais son premier inconvénient --> un mauvais rendement sauf en A-CAES

Un gigantesque projet de stockage d'électricité par air comprimé lancé en Californie (revolution-energetique.com)

Les # stockages thermiques selon l'usage (journalier/hebdomadaire/inter-saisonnier) en combinaison avec les grands parcs solaires me semble plus adaptés

Stocker l’énergie thermique • Newheat

 

Modifié samedi à 12:11 par bill43

[bill43]

BILANS : septembre 2023/septembre 2024 2024 2024 enTWh (Energy_Charts)

La météo très mitigée en ce mois de septembre a sans surprise bien impacté nos productions

Dans l'Union Européenne

Nette progression de la production éolienne (+31.6% !)  plus modestement de hydraulique (+10.7%), le solaire ne progresse que de 9% (ce n'est pas à la hauteur de sa folle progression) le manque d'ensoleillement n'expliquant pas la baisse du solaire en Allemagne et en France alors qu'il progresse dans tous les autres pays, il faut plutôt chercher la cause ailleurs --> çàd dans les effacements (excédents productions) souvent sollicités dans ces 2 pays qui ont fait légèrement chuter leur production.

Baisse généralisée des fossiles et de l'intensité carbone (gCO2/KWh)

La production électrique est en hausse +2.1% , mais les productions renouvelables en nette progression avec +18.7% font chuter les fossiles qui reculent nettement -15% un résultat aidé également par la progression du nucléaire +3%

 

Pour les 2 plus gros producteurs/consommateurs :

L'Allemagne : s'électrifie, sa consommation électrique confirme encore ce mois-ci sa nette progression avec +7.9% en sept 2024/sept.2023 (après une progression de 2.8% en mai,  +4.6% en juin, +6.2% en juillet,  et +12.6% en août par rapport aux mêmes mois de 2023)

Malgré une augmentation de la production par le gaz les fossiles baissent (-5.1%)

La France : L'hydraulique se distingue encore ce mois-ci avec une belle progression de +23.8% mais l'éolien fait beaucoup mieux avec +68% (dont l'éolien offshore qui a plus que triplé sa production !)  l'excédent export/import en progression avec 7.4TWh (vs 5.7TWh en 2023) les fossiles ne représentaient que 2.2% de notre production électrique totale

 

Dans l'Union Européenne

2023 sur le total des énergies ci-dessous : productions des décarbonées 114.71TWh  renouvelables seules 67.96TWh et les fossiles 53.79TWh

2024   "       "        "       "               "              productions des décarbonées 128.89TWh  renouvelables seules 80.72TWh et les fossiles 45.67TWh

gCO2/KWh (sur production/consommation)

* Charbon + fioul+ lignite+ gaz dérivé charbon + tourbe +schiste

** Conso = production -/+ import/export

 

NEWs de France

Hydraulique: la suite s'annonce plutôt bien avec un stock qui titille les sommets

 

Charbon : la centrale de Saint Avold qui se dirigeait vers une reconversion à la biomasse se dirige finalement vers le gaz, je dirai pas plus mal quand on voit le feuilleton sans fin (+10 ans !) de la reconversion de la centrale de Gardanne et les contraintes mises par différentes associations.

Centrale à charbon de Saint-Avold: vers une reconversion au gaz (msn.com)

Hydrogène renouvelable :

La plus grande station d’hydrogène renouvelable de France bientôt lancée dans le Val-de-Marne (msn.com)

Liaisons électriques : désenclavement du site de Fos/sur Mer (décarbonation de la région et des sites industriels)

Fos-sur-Mer: un fuseau de moindre impact validé pour implanter la future ligne de haute tension (msn.com)

Modifié mercredi à 18:12 par bill43

[Quercus]

Après un mois de septembre exceptionnellement pluvieux (et sur des sols encore bien humides en fin d'été), il n'est pas étonnant de voir les stocks hydro très élevés (c'est valable pour nos voisins aussi d'ailleurs (tout l'arc alpin en tout cas)).

Même chose pour l'éolien. L'effet de base était favorable et ce mois de septembre dépressionnaire ne pouvait que se solder par une belle progression.

 

Je suis seulement surpris par la consommation allemande. La croissance économique est anémique, et les ventes de VE ont ralenti. C'est un peu étonnant dans ce contexte de voire une progression de la consommation à deux chiffres. Soit il y a un bug, soit l'industrie s'électrifie vraiment à marche forcée (ce qui serait plutôt une bonne nouvelle).

[metre3]

Il y a 5 heures, Quercus a dit :

Je suis seulement surpris par la consommation allemande. La croissance économique est anémique, et les ventes de VE ont ralenti. C'est un peu étonnant dans ce contexte de voire une progression de la consommation à deux chiffres. Soit il y a un bug, soit l'industrie s'électrifie vraiment à marche forcée (ce qui serait plutôt une bonne nouvelle).

C'est surtout la hausse de consommation du reste de l'UE : 12.53 TWh soit + 11.8%, c'est phénoménal et quasi 100% de la production absorbée.

Modifié mercredi à 16:14 par metre3

[bill43]

Il y a 7 heures, Quercus a dit :

 

Je suis seulement surpris par la consommation allemande. La croissance économique est anémique, et les ventes de VE ont ralenti. C'est un peu étonnant dans ce contexte de voire une progression de la consommation à deux chiffres. Soit il y a un bug, soit l'industrie s'électrifie vraiment à marche forcée (ce qui serait plutôt une bonne nouvelle).

J'avais déjà été surpris les 2 derniers mois c'est pour cela que je suis remonté plus en arrière, l'augmentation de consommation allemande commence a être significative depuis ce printemps.

Je penche pour électrification de leurs industries, ce qui est c'est sûr une bonne chose ne serait ce que pour absorber les excédents intermittentes

 

Il y a 2 heures, metre3 a dit :

C'est surtout la hausse de consommation du reste de l'UE : 12.53 TWh soit + 11.8%, c'est phénoménal et quasi 100% de la production absorbée.

Merci d'avoir relevé l'erreur

J'avoue qu'une coquille s'est glissée dans la consommation de septembre 2023, la consommation sept. 2023 c'est 185.89TWh 

 

Modifié mercredi à 18:18 par bill43

[metre3]

il y a 11 minutes, bill43 a dit :

Merci d'avoir relevé l'erreur

J'avoue qu'une coquille s'est glissée dans la consommation de septembre 2023, la consommation sept. 2023 c'est 182.54TWh (chiffre indiqué pour la production) ce qui fait une augmentation de 2.0%

 

C'est plus raisonnable même si ça reste significatif.

Donc une production de 179.24 TWh couverte à 94 % par les 6 sources citées (et 93.6% cette année). J'ai du mal à me dire que biomasse et géothermie font les 11 à 12 TWh qui manquent, j'ai oublié quoi ?

[bill43]

Il y a 3 heures, metre3 a dit :

C'est plus raisonnable même si ça reste significatif.

Donc une production de 179.24 TWh couverte à 94 % par les 6 sources citées (et 93.6% cette année). J'ai du mal à me dire que biomasse et géothermie font les 11 à 12 TWh qui manquent, j'ai oublié quoi ?

Au final et beaucoup plus calmement j'ai corrigé mes 2 messages  c'est une progression européenne de moins de 1%...et c'est mon dernier mot Philippe 

Sur le camembert "importation et exportation d'électricité " on a pour sept 2023 Import 7.1TWh et Export 3.8TWh soit un delta de 3.1TWh (mais si on regarde de plus près ce sont les échanges commerciaux aux frontières) on a 3.35 TWh de bilan négatif (export < import) sur les données ci-dessous qui indiquent les productions/consommations nettes 

.....faut que je regarde pour l'Allemagne avec ces mêmes données

EDIT

pour septembre2023/20234 avec ces mêmes données c'est une augmentation pour l'Allemagne de seulement 4.9% vs 7.9% ... c'est plus réaliste même si conséquent

 

Que penses tu et que pensez vous qu'au lieu de produire un tableau récapitulatif plus fastidieux (Allemagne/France/UE) où peuvent se glisser des erreurs de simplement reproduire ce types de camemberts assez parlants je trouve où chacun peut faire l'effort de déterminer les variations annuelles des différentes énergies (éolien, solaire, hydro, gaz...) ?

Exemple pour sept.2023/sept.2024 concernant l'UE

 

 

ça me semble suffisamment explicite et éviterait des erreurs de report et plus simple pour moi

La secteur jaunet du camembert se rapproche des 50% !

Modifié mercredi à 20:52 par bill43

[bill43]

Je reviens sur le "cas" allemand avec une période plus large --> le 3ième trimestre avec les prod/conso nettes

Conso  3ième trimestre 2023 105.22TWh                                                                                                   Conso    3ième trimestre 110.49TWh

 

 

C'est donc une augmentation moyenne de 5.0% de la consommation allemande ce qui laisserait à penser avec la remarque de Quercus qui a éliminé à juste titre les autres causes possibles que l'industrie allemande s'électrifie plus rapidement que l'Europe

Pour l'Italie      sur la même période c'est +3.2% (73680GWh--> 76062GWh)   ??? mais j'ai un doute sur la compilation des conso des différentes régions italiennes

Pour la Norvège            "           "      c'est  +2.8% (26335 GWh--> 27096 GWh) possiblement explicable par le très fort développement des VE  

Pour la France  "           "           "       c'est +1.0% (91394 GWh --> 92373GWh)

Pour la Suède    "          "           "       c'est +1.0% (25179GWh --> 25453 GWh)

Pour l'Espagne  "          "           "       c'est +0.8% (60974GWh--> 61508GWh)

...........

Mais peut-être avez-vous une autre explication ?

Modifié hier à 06:17 par bill43

[Quercus]

Comme en septembre, le mois d'octobre a pas mal de chance de connaître une progression forte de l'éolien en Europe avec un effet de base plutôt favorable. L'année dernière, la première moitié du mois avait été très peu ventée, la suite l'avait été davantage. Cette fois-ci, un flux de SO vigoureux semble vouloir se mettre en place dès la semaine prochaine avec même le probable passage d'un ex-cyclone tropical dans ce flux en milieu de semaine.

 

Les flux de SO sont les plus "productifs" pour l'éolien européen car ils "arrosent" tous les hots spots éolien du continent (à l'exception, parfois de l'Ecosse). Ca commence avec le NO de la péninsule ibérique, puis une bonne moitié Nord de la France, puis le Benelux, la mer du Nord. Ensuite le  Nord de l'Allemagne, le Danemark et enfin la Baltique. Dans ce flux, tour à tour, toutes ces zones se retrouvent avec des facteurs de charge de 100% au grès du passage des différents systèmes dépressionnaires. Comme ce sont également des flux marqués par la douceur, c'est l'assurance d'un recours au fossile minimal et de prix bas sur l'électricité !

 

Dans les actualité on apprend que la construction d'une plateforme pour assembler des éoliennes à Fos sur mer est en discussion. Des discussions en cours sur la création d'une plateforme de construction d'éoliennes à Fos (msn.com)

Ca va dans le bon sens mais que c'est lent ! Et surtout ce n'est pas à la hauteur de l'enjeux en termes de volume ! Produire à terme 25 éoliennes par an... Ca permet tout juste d'installer 300 ou 400MW/an... La France dispose du Golfe du Lion qui est à la fois le coin le plus venté du continent, très proche de grosses concentrations de population et surtout totalement contre-cyclique par rapport à la mer du Nord ce qui assure une énorme rentabilité. Il y a également d'autres gisements de vents intéressants ailleurs en Méditerranée (Sicile, Tunisie, Adriatique etc...)

Etre à la taille de l'enjeu consisterait à mettre en place une infrastructure industrielle à même de fournir 1000 à 2000 GW de puissance nouvelle pendant les 30 prochaines années.