Production d'électricité renouvelable et météo

[bill43]

Il y a 2 heures, Quercus a dit :

 

Je suis à peu près d'accord avec tout, sauf avec les chiffres concernant l'Allemagne, et qui sont vraiment trop caricaturaux pour ne pas revenir dessus.

 

Cela permettra-t-il de s'affranchir totalement du fossile ? La réponse est non, et c'est tant mieux ! La France qui est structurellement exportatrice d'électricité depuis des décennies a d'ailleurs conservé gaz et charbon dans son éventail...

Pour un bon vieux principe paysan qui dit qu'il ne faut pas mettre tous ses œufs dans le même panier, je pense qu'il n'est  pas forcément souhaitable de se débarrasser de l'intégralité des capacités fossiles (supprimer l'intégralité du charbon oui, supprimer l'intégralité du gaz non). C'est la diversité des modes de production qui permet d'assurer la sécurité de l'approvisionnement à long terme. De ce point de vue, on peut regretter que les allemands aient abandonné le nucléaire....comme on peut regretter que la France ait développé un modèle qui se soit basé à 80% dessus !

je suis d'accord avec tes conclusions et évidemment sur ta dernière phrase 

 

Concernant les chiffres de l'Allemagne le but n'était de caricaturer mais avec les données factuelles de cette année (été et hiver dernier) des différentes productions allemandes (que l'on peut retrouver et vérifier sur energy-charts) et avec les projets chiffrés du développement des stockages batteries dans ce pays, tenter une démonstration sur les limites de ce type de stockage mais aussi souligner les difficultés que se profilent sur les autres solutions que sont les STEP (avec un maigre potentiel) et l'H2 (avec des contraintes matériels et physiques) que ce soit ici, en Allemagne, au Danemark ou ailleurs et conclure que le challenge de stocker nos énergies excédentaires s'avère un challenge inatteignable et qu'il faudra se résigner à subir des pertes (mises au tapis)

L'exemple que je donnais pouvant s'appliquer à la majorité des pays européens

EDIT 

ce soir c'était fossiles à tous les étages avec l'éolien en berne (sauf au Danemark et Allemagne) en grande partie responsable

Une démonstration de l'incontournable combustible gaz qui espérons le avec l'inclusion d'H2 pourra devenir plus présentable

Modifié 13 octobre par bill43

[bill43]

Le 13/10/2024 à 22:17, Quercus a dit :

Actuellement (mi-saison), la consommation nocturne allemande est d'environ 55 GW. Il est évident que les batteries ne sont pas destinées à couvrir cette consommation.  D'ailleurs, ce serait bien inutile vu que la nuit les barrages allemands fournissent un peu plus de 2GW en base, la biomasse un peu plus de 5GW, l'éolien rarement moins de 10GW (facteur de charge de 15%) et probablement rarement moins de 20GW d'ici à 2030. Les STEP allemands sont également capables d'envoyer plus de 6GW lorsque le besoin s'en fait sentir. Bref, d'ici 2030, en toute autonomie l'Allemagne aura a sa disposition environ 30GW d'électricité renouvelable d'assurés la nuit et fréquemment beaucoup plus lorsqu'il y a du vent. Cela ne permet pas de couvrir la demande les jours déventés car elle sera probablement encore proche de 55GW (déficit de 25 GW en moyenne) et les batteries ne seront bien entendue pas capables de couvrir ce besoin. Mais l'Allemagne n'est pas une île ! L'Allemagne a de nombreux voisins avec qui elle est interconnectée et qui disposent soit de grosses capacités hydroélectriques pilotables (Suisse, Autriche, France, Norvège, Suède), soit de capacités éoliennes non négligeables permettant de faire jouer l'appréciable principe du foisonnement (foisonnement surtout valable pour la France, la Pologne, le Royaume-Uni et la Suède). Enfin, elle à un voisin (la France) qui est bien heureux de lui vendre son excédent nucléaire nocturne. Les interconnexions et le développement de l'éolien (qui marche la nuit) sont la clef de ce système qui peut vraiment faire baisser les parts du fossile à un niveau proche de celui de la France d'aujourd'hui.

En fait, les batteries sont surtout destinées à jouer le même rôle que les STEP, c'est à dire à répondre à la demande en début de soirée (et un peu le matin vers 7-8h) lorsque l'on ne peut pas compter sur les voisins qui sont confrontés simultanément au même pic de demande. Et si en 2030 les batteries allemandes sont capables d'envoyer 5GW pendant trois heures consécutives de 19h à 22h ce sera un apport non négligeable puisque cela reviendrait en gros à ajouter l'équivalent de ce que fournissent actuellement les STEPs. Ce soir par exemple, l'Allemagne a fait monter de 6 à 10GW la production d'électricité par charbon pour répondre à ce pic de quelques heures. Si elle avait 15 ou 20GWh de stockage batterie (qu'elle n'aurait eu aucun mal à charger (à un prix négatif) dans la journée), elle n'aurait pas eu besoin de le faire appel au charbon. 

En milieu de nuit, ce seront les interconnexions qui feront le boulot avec les pays ventés (et la France nucléaire) qui exporteront vers les pays déventés. En milieu de nuit, l'Allemagne sera donc parfois exportatrice (surtout en hiver) et parfois importatrice (surtout en été, et surtout en provenance de pays avec gros potentiel hydro-nucléaire).

 

Pas eu le temps de répondre plus précisément aux données de ton post

Effectivement si l'on ne prend pas la durée totale du manque de production solaire le calcul est bien différent et j'étais également parti sur un effacement quasi complet des fossiles en négligeant l'incontournable "talon fossiles" (mini des chaudières) de 7.5,GW en Allemagne actuellement (ces contraintes temporelles/physiques/thermiques ne devraient pas disparaître)

Avec 16GWh de capacité stockée et un soutien pendant 6h la puissance moyenne délivrée serait de : 16GWh/6 = 2.7GW (c'est en effet mieux que 1.6GW)

Si le soutien ne devait durer que 2h les 16GWh des batteries délivreraient entre 4 et 5.33GW au maxi. En général les capacités des batteries sont prévues pour soutenir le réseau pendant 4h çàd 4x4GW (pour la capacité citée) si c'est moins c'est la Pmax qu'il faut prendre en compte et elle est en général du 1/4 ou du 1/3 

Après il y a des exemples concrets comme l'effondrement de l'éolien depuis le 13.10 au soir et qui perdure encore aujourd'hui (15.10) ces séquences seront toujours difficilement gérables.

 

Sinon pour ne pas faire une fixette sur tel ou tel il serait plus logique de raisonner sur l'ensemble de l'Europe pour s'affranchir des exports/imports transfrontaliers, des appels aux STEP et autres productions décarbonées que l'on suppose avoir déjà été sollicitées dès que l'on tape dans les fossiles.

D'ici 2050 l'ambition de l'Europe serait de disposer de 100GW de puissance installée ou # 300GWh de capacités (avec un ratio P/E courant) 

Selon Aurora Energy Research, l’Europe est en passe d’installer au moins 95 GW de systèmes de stockage d’énergie par batterie d’ici à 2050, contre 5 GW de capacité installée aujourd’hui, ce qui représente un investissement de plus de 70 milliards d’euros.

100GW de P --> 300GWh de capacité de stockage (333 parcs comme celui du message précédent, c'est déjà plus raisonnable !) et donc 240GWh exploitables/jour sachant que sur l'année 2023 l'Europe a produit 816.3TWh de fossiles pour une production moyenne de 2236GWh/jour soit #10 fois plus que la capacité de stockage journalière, nous sommes d'accord je pense sur le fait que le soutien fossile (gaz) restera indispensable...même en 2050 et ce dans tous les pays qui jouent un rôle déterminant en Europe

Les projections sont encore floues, quels seront les besoins électriques en 2050 ? à quel niveau se situeront les productions solaires/éoliennes ? quid des 612.5TWh actuels en nucléaire ?....

 

Maintenant pour le stockage du solaire (qui va représenter à mon avis le plus grand défi si la production continue d'exploser) pourquoi ne pas privilégier*, en facilitant l'implantation de “packs batteries individuels”,  le stockage des productions excédentaires solaires domestiques plutôt que de les renvoyer sur le réseau, le potentiel me semble vraiment  intéressant et surtout conséquent et il aurait l'avantage de décentraliser les productions en délocalisant les renvois d'énergie sur les réseaux secondaires sans emprise supplémentaire au sol.

*avec des subventions conséquentes et un rachat du déstockage à un tarif intéressant.... les projets des 95GW en Europe c'est quand même une affaire à 70 milliards d'euros !

[Quercus]

Sur toutes les technologies balbutiante, je ne me hasarderai pas à faire des pronostics. Le stockage par batterie est de celles-là. J'en ai déjà beaucoup parlé ici, mais on a tous (plu sou moins) de mal à se projeter dans l'avenir avec les technologies qui sont actuellement en gestation, et encore plus de difficulté -bien entendu- avec celles qui seront créé demain ! Le cas de la watture en est une illustration parmi d'autres. On voit bien par exemple depuis plusieurs mois comment l'OPEP ne parvient pas à intégrer le bouleversement que représente la watture. Ils sont encore persuadés qu'il vont pouvoir vendre à la Chine une quantité grandissante de pétrole. Or, depuis plusieurs mois la consommation de pétrole baisse déjà dans l'empire du milieu. Ce n'est qu'un début.

 

Pour revenir aux batteries, le cas californien qui à de nombreux niveaux pourrait être transposable à l'Allemagne (surface, richesse /habitant, dépendance aux intermittentes) est riche d'enseignements. Les batteries étaient encore insignifiantes il y a seulement trois ans. Et ces derniers jours, elles représentent déjà près du tiers de la consommation californienne en soirée : CAISO | App | Electricity Maps

Ca peut donc aller très très vite.

 

Tu évoque le coût de 70 milliards. C'est beaucoup oui et non. A l'échelle européenne c'est pas si énorme. A titre de comparaison, le bouclier énergétique mis en place par la France entre 2021 et 2024 aurait coûté 85 milliards d'euros !! Aides à la consommation d'énergie : un coût estimé à 85 milliards d'euro | vie-publique.fr

Ce sont donc 85 milliards de dépensés pour avoir à la fin aucune infrastructure de plus... Si pendant ces 4 années on avait dépensé ces 85 milliards à construire des STEPs et de l'éolien offshore on aurait un paquet de GW décarbonées de disponibles pour les décennies à venir !

85 milliards c'est le prix de 40 parcs éoliens comme St Nazaire soit 20 GW de puissance installée.

 

Début 2022, les pays du Nord de l'Europe ont d'ailleurs clairement fait cet autre choix face à la crise énergétique en maintenant le signal prix sur l'électricité, le gaz et le pétrole mais en mettant un gros coup d'accélérateur sur les infrastructures permettant de gagner en indépendance énergétique avant 2030. 

[bill43]

il y a 26 minutes, Quercus a dit :

 

Pour revenir aux batteries, le cas californien qui à de nombreux niveaux pourrait être transposable à l'Allemagne (surface, richesse /habitant, dépendance aux intermittentes) est riche d'enseignements. Les batteries étaient encore insignifiantes il y a seulement trois ans. Et ces derniers jours, elles représentent déjà près du tiers de la consommation californienne en soirée 

Ca peut donc aller très très vite.

je suis plutôt d'accord avec l'essentiel de ton message, mais concernant ce passage je m'interroge...

De l'Allemagne je ne connais que la Bavière où j'ai fait plusieurs séjours ( ma soeur, professeur d'allemand, avait des correspondants là-bas) et je ne sais pas si "l'espace allemand en général" pourrait encaisser sur son territoire encore beaucoup de parcs solaires/éoliens et en parallèle la construction d'immenses parcs de stockage, c'est juste une interrogation.

[Fanfoe63]

Il y a 6 heures, bill43 a dit :

Maintenant pour le stockage du solaire (qui va représenter à mon avis le plus grand défi si la production continue d'exploser) pourquoi ne pas privilégier*, en facilitant l'implantation de “packs batteries individuels”,  le stockage des productions excédentaires solaires domestiques plutôt que de les renvoyer sur le réseau, le potentiel me semble vraiment  intéressant et surtout conséquent et il aurait l'avantage de décentraliser les productions en délocalisant les renvois d'énergie sur les réseaux secondaires sans emprise supplémentaire au sol.

*avec des subventions conséquentes et un rachat du déstockage à un tarif intéressant.... les projets des 95GW en Europe c'est quand même une affaire à 70 milliards d'euros !

 

Je rebondis sur les batteries individuelles ...

Ayant un contrat avec EDF Obligation d'achat, j'ai interdiction, par ce contrat, de stocker ce que je produis en panneaux sur des batteries !

Ce qui est effectivement très dommage car je serai autonome entre 4 et 5 mois de l'année (1ère estimation) avec même un gros surplus au moins en Juillet/Août.

Ce serait aussi intéressant toute l'année (moins en hiver bien sûr) pour utiliser la nuit, car de toute façon je vais revendre toute l'année un surplus de jour plus ou moins conséquent à EDF ...

 

Après, il y a le prix de ces batteries : selon la capacité, dans mon cas ce serait actuellement 10 à 15000 € ... bref beaucoup trop cher, il faudrait une sacrée aide !

PS : j'ai une installation de 3,4 kWc depuis le 4 juillet 2024.

 

Après, un contrat peut être dénoncé, vu que déjà ils vont de leur côté ajuster les prix de rachat selon leur volonté, et que si ça descend trop, ce ne sera plus aussi rentable ... (actuellement 0,13 €/kWh)

[Quercus]

EOLIEN :

 

Progression de la puissance unitaire des éoliennes. Un récent article annonçant un nouveau record m'interroge : Jusqu'où cela peut-il aller ? J'ai un peu de mal à trouver des données mais en :

 

2014 il était question de 2 MW (Pourrait-on alimenter la France en électricité uniquement avec de l’éolien ? – Jean-Marc Jancovici)

2019 le record semblait être autour de 12 MW La plus grosse éolienne du monde, fabriquée en France, tournera aux Pays-Bas (bfmtv.com)

2023 record à 15 puis 18 MW Déchaîner les forces de la nature : la plus grande éolienne du monde ! | Robeco France

2024 record à 26 MW La plus grande et la plus puissante éolienne du monde sort de l'usine (msn.com)

 

Alors, jusqu'où ? Verra-ton dans 20 ans des éoliennes de 50 MW ou pourquoi pas 100 MW à la fin du siècle ? Ca parait insensé mais allez savoir... 

Ce qui est certain, c'est que plus l'éolienne est haute et puissante, plus il y a d'énergie à capter par unité de surface et plus on a de régularité en captant des vents d'altitude à la fois plus soutenus et plus réguliers. En bref, une grosse éolienne permet de produire plus, plus longtemps et sur une surface moindre. Voilà l'intérêt majeur de cette course aux records. Elle permet apparemment aussi de réduire les coûts de maintenance.

 

Au rythme ou la technologie progresse, je ne serais qu'à moitié surpris que l'on installe en 2050 des éoliennes de 50 MW unitaire ancrées à 100-150m de profondeur à des centaines de kilomètres au large, à mi-chemin entre l'Irlande et la France, entre Sicile et Tunisie ou au large de l'Ecosse.

 

EDIT 24h après mon message : 

 

Je n'aurais pas eu à attendre longtemps pour avoir une partie de la réponse à la question que je me posais. Les chinois ont annoncé aujourd'hui avoir développé le matériel nécessaire pour tester des éoliennes de ... 35 MW !! Test Bench for 35 MW Wind Turbines Goes Into Operation in China | Offshore Wind

Modifié 17 octobre par Quercus

[bill43]

Encore un gros effacement en France hier avec # 7GW mis au tapis dont 4.2GW d'éolien ! et nous étions exportateur de plus de 5GW !

 

Bilan au 3.09.2024 des heures où les prix (< 0) enclenchent un effacement des intermittentes  

 

en 2023 à la même date

 

322h cette année vs 100h en 2023 à la même date en France !!! il y a quand même urgence à trouver des solutions...

Les heures d'effacement devraient encore nettement progresser sur l'Europe de l'ouest jusqu'en fin d'année alors qu'en principe sur la Scandinavie ce sera terminé dès la fin octobre 

 

EDIT

Carte du déploiement de l'éolien en mer, 18GW en 2035 et 45GW en 2050 contre 1.5GW aujourd'hui, c'est audacieux !

Le gouvernement publie la carte de déploiement de l'éolien en mer d'ici 2035 et 2050

Concernant les prévisions de consommations à l'horizon 2050 c'est un peu ....confus

L'an dernier RTE tablait sur 650TWh en 2050 là où certains (C.R Berger et l'académie des sciences voyaient plus de 800TWh !)

et là ENEDIS nous balance du 396TWh en 2035 et 503TWh en 2050 de consommation sur ses réseaux contre 343TWh en 2019...ça me parait peu

La consommation d’électricité devrait s’envoler d’ici 2035, prévient Enedis

 

EDIT 2

@Martini je suis chez T. Energies et mes heures creuses sont divisées en 2 parties égales, 1 tôt le matin et la seconde de 12h40 à 16h40 je suis donc déjà dans le" créneau estival" où il faut consommer les excédents des intermittentes et le matin dans le créneau 3h40/7h40 où il faut consommer car notre consommation nationale est très basse/production mais l'idéal pour ce premier créneau horaire serait plutôt 2h/6h aussi bien en hiver qu'en été

Pour le second créneau dit "horaire estival HC" avoir deux zones :  de 10h/14h dans la 1ière et de 13h/17h pour la seconde en HC en balayant donc le pic solaire

 

Modifié 21 octobre par bill43

[Martini]

Je suis en contrat tempo et en lisant ces éléments je commence à être clairement partagé entre consommer en heure creuse (donc meilleur tarif) et consommer lors des pics de production (meilleure empreinte écologique)

Au delà des problématiques de stockage qui se ressentent fortement, il va falloir modifier les habitudes de consommation sur la période non froide.

[Hiigaraa]

Attend un ou deux ans et il y aura les heures creuses en journée en été.

[metre3]

Le 21/10/2024 à 22:33, Hiigaraa a dit :

Attend un ou deux ans et il y aura les heures creuses en journée en été.

J'espère bien dès 2025, mais avec peut être des HC différentes en été et en hiver.

 

Le 21/10/2024 à 14:06, bill43 a dit :

EDIT 2

@Martini je suis chez T. Energies et mes heures creuses sont divisées en 2 parties égales, 1 tôt le matin et la seconde de 12h40 à 16h40 je suis donc déjà dans le" créneau estival" où il faut consommer les excédents des intermittentes et le matin dans le créneau 3h40/7h40 où il faut consommer car notre consommation nationale est très basse/production mais l'idéal pour ce premier créneau horaire serait plutôt 2h/6h aussi bien en hiver qu'en été

Pour le second créneau dit "horaire estival HC" avoir deux zones :  de 10h/14h dans la 1ière et de 13h/17h pour la seconde en HC en balayant donc le pic solaire

 

Je croyais que les créneaux HC dépendait d'Enedis et pas du fournisseur ?

[Martini]

Il y a 3 heures, metre3 a dit :

J'espère bien dès 2025, mais avec peut être des HC différentes en été et en hiver.

 

Je croyais que les créneaux HC dépendait d'Enedis et pas du fournisseur ?

Ce n'est pas en fonction des fournisseurs.

Les heures pleines / heures creuses c'est en fonction de la commune de résidence. Un contrat HP/HC n'est donc pas le même partout afin de lisser les appels de puissances. Ca peut dépendre aussi de l'historique du contrat.

TEMPO est différent. C'est national et tout le monde à les mêmes heures : 22h/6h

[bill43]

Il y a 15 heures, metre3 a dit :

J'espère bien dès 2025, mais avec peut être des HC différentes en été et en hiver.

 

Je croyais que les créneaux HC dépendait d'Enedis et pas du fournisseur ?

Je le pensai également, mais ça va sacrément traîner .... va savoir pourquoi, on n'est pas sur la construction d'un parc éolien ou d'un EPR que je sache 

je cite

....Pour l’heure, rien n’est encore décidé. En effet, ce changement devrait faire l’objet de négociations entre la CRE, Enedis et les entreprises locales de distribution. La réforme des Heures Creuses devrait intervenir après 2025, en parallèle des nouveaux tarifs d’utilisation des réseaux de l’électricité (TURPE 7)....

La réforme des Heures Pleines et des Heures Creuses n'interviendra, en principe, que dans plusieurs années. Un client ayant souscrit à un abonnement avec ce type d’offre tarifaire devra alors simplement modifier ses habitudes...

 

Pour les créneaux horaires j'ai signé avec T Energies car il m'ont accordé ce type de contrat (j'ai repris le contrat de l'ancien proprio) quand tu as du chauffage avec de l'inertie c'est un gros plus de pouvoir relancer plus fortement la chauffe en 2 périodes.

j'avais fait la demande à Enedis mais il ne me le proposait pas ...?...

Comme le souligne Martini l'historique du contrat joue très certainement. Ma belle fille était du coup également passée sur ce type de contrat mais il a été revu unilatéralement et elle est désormais revenue au classique 22h/6h (ou 23h/7h, je sais plus)

Que ce soit Enedis qui au final gère les horaires des nouveaux contrats me semble logique.

 

EDIT

Profiter de la baisse des TRV (tarifs réglementés de vente) pour enquiller en // et avec anticipation une hausse du TURPE (tarif d’utilisation du réseau public d'électricité)...astucieux pour amortir le choc

Facture d’électricité : le tarif d’utilisation du réseau d’Enedis va bondir en 2025

Il faut aussi ajouter l'augmentation de la TICFE (Taxe sur la Consommation Finale d’Électricité) prévue au 1ier février 2025 qui va revenir à son niveau d'avant crise soit 32.44 euros le MWh (elle avait déjà réaugmenté en janvier 2024 à 21 euros le MWh)

et encore (enfin pour l'instant  ) intégrer que le budget 2025 prévoit une augmentation de la TVA sur l'abonnement à l'électricité et au gaz

Modifié 23 octobre par bill43

[Quercus]

Mauvaise période pour l’éolien européen avec ces HP sur le Sud de la mer du Nord. Pour compenser la France fait tourner plein pot les centrales nucléaires et l’hydraulique malgré le week-end.

Pas une mauvaise affaire pour tous vu que les barrages degueulent de flotte un peu partout ! Peut-être une année record pour l’hydraulique français d’ailleurs !

 

edit: Excellent article du monde sur la révolution solaire https://www.lemonde.fr/economie/article/2024/10/27/la-ruee-vers-l-energie-solaire-grande-gagnante-de-la-bataille-de-la-competitivite_6360750_3234.html

Modifié 27 octobre par Quercus

[bill43]

Bilans : octobre 2023/octobre 2024 

 

Si en Europe sur ce mois d'octobre 2024 (par rapport à celui de l'an dernier) les fossiles régressent et les renouvelables progressent (le nucléaire restant # stable) il ne faudrait pas que l'arbre hydro cache la forêt, en effet si depuis fin août la production solaire a entamé sa baisse saisonnière l'éolien n'a pas été à la hauteur des performances attendues pour un mois d'octobre, du coup on a bien tapé dans l'hydraulique (heureusement abondant) ce qui a sauvé les bilans du mois.

- En France, comme sur l'Europe en général, les renouvelables ont bien progressé principalement grâce à  l'hydraulique. 

   Après un record en semaine 42 à 88.5% les stocks hydrauliques ont amorcé une baisse en semaine 43 à 87% de leur valeur maximale, en principe à cette date 

  on devrait être plutôt sur une courbe de stockage ascendante, évolution à suivre mais si la faiblesse de l'éolien se poursuit on risque de taper encore dans les stocks

  (ceci dit on est encore bien loti) en sachant que novembre marque la transition été/hiver et où l'on peut se prendre #10/15GW de pics de consommation supplémentaire

   et qu'en // le nucléaire ne progressera que de 5 à 6GW d'ici la fin du mois.

- L'Allemagne comme ses voisins a été fortement pénalisée par la faiblesse de l'éolien et a vu les renouvelables fléchir et les fossiles progresser 

 

France

Augmentation surprenante de la consommation électrique française +4.4% ...?...qui contraste avec la progression modeste de l'Allemagne +1.8% et la quasi stabilité en Europe +0.6%

Renouvelables: 23.7% --> 26.1%   + 2.4%  dopées par l'hydraulique +5.2%

Fossiles             3.6%   -->  2.1%     -1.5%

Nucléaire           72.7% --> 71.8%

 

      

 

 

Allemagne

Renouvelables   61.9% --> 58.2%  -3.7% dont  -8.2% sur l'éolien 

Fossiles              38.1% --> 41.8%  +3.7% sur les fossiles

 

       

 

Europe

Renouvelables   47.0% --> 49.4%  +2.4% (la baisse de l'éolien, -2.5%,  ayant été essentiellement compensée par l'hydro +3.7% puis le solaire +0.8%)

Fossiles             29.7% --> 26.7%   -3.0%

Nucléaire           23.3% --> 24%

 

      

Modifié 3 novembre par bill43

[Quercus]

La loterie climatique nous joue actuellement le plus mauvais scénario pour la saison avec des HP sur la mer du Nord qui ont pour conséquence d'éteindre la production éolienne européenne, de former beaucoup de nébulosité en basse couche et de faire baisser les températures sur le plancher des vaches. C'est tout l'inverse de novembre 2023 avec son zonal permanent. Pour les jours à venir (voire les semaines), cette configuration semble vouloir se maintenir. Il ne fait aucun doute que le mois de novembre se soldera par un bilan pas folichon. Cet effet de base très défavorable devrait d'ailleurs nous amener à des constats assez semblables sur la quasi totalité de l'hiver car l'hiver 23-24 avait été particulièrement venté et doux.

 

A l'inverse, je peux déjà annoncer que novembre 2025 se soldera par une belle croissance de la production éolienne car les conditions météorologique ne pourront être que plus favorables et que la puissance installée aura continué à croitre rapidement.

 

Edit: un problème qu’on avait pas vu venir : https://www.lemonde.fr/international/article/2024/11/04/la-suede-annule-treize-projets-eoliens-en-mer-baltique-pour-des-raisons-de-securite_6375830_3210.html

 

Modifié 4 novembre par Quercus

[bill43]

Désillusion européenne (je parlerai même de catastrophe pour l'éolien) c'est certain,  mais je dirai que c'est surtout une vraie interrogation avec les chiffres de cette semaine 45, semaine où l'on entame un 4ième jour de galère.

Il faut remonter à fin 2022 pour trouver plus pire semaine, mais en sachant que les capacités intermittentes ont progressé depuis cette date de 25% !

L'hydraulique et le solaire font ce qu'ils peuvent mais c'est loin d'être significatif par rapport aux besoins et si, à n'en pas douter, le solaire multiplie encore ses capacités elles ne seront guère utiles à cette période de l'année et l'hydraulique (comme on l'a déjà rappelé) est sur une courbe de progression qui s'aplatit sérieusement.

9253GWh de fossiles à effacer sur cette semaine, c'est énorme ! même avec les 300GWh de stockages prévus d'être installés d'ici 2050 en Europe on serait encore à la rue (c'est moins de 3% de potentiellement exploitable ! ) 300GWh n'auraient même pas suffit à assurer la moitié des seuls besoins des 6 premières heures d'aujourd'hui.

Le triplement des capacités de production ne résoudra  pas le problème (car 2/3% de 3x vs 2/3%de x c'est peu)

 

            

Arrêter les productions industrielles européennes pendant 1 semaine ? ou pour les éternels optimistes oublier les 100% renouvelables d'ici 2050 et même après ? je crois que la conclusion est on ne peut plus claire.

 les prix atteignent des sommets !

 

Modifié 7 novembre par bill43

[Quercus]

Comme dit précédemment, la météo actuelle est la plus mauvaise possible pour l'Europe. C'est un peu l'équivalent éolien de ce qu'à été l'année 2022 pour le nucléaire français. Sauf, que pour le problème actuel, on peut être certain que le mauvais cap se comptera en jours et non pas en mois.

 

De fait, le facteur de charge éolien de l'Union Européenne est très bas aujourd'hui, surtout car l'éolien européen est géographiquement très concentré sur le Nord de l'Allemagne, les Pays-bas et le Danemark. Les deux tiers de la puissance installée sont concentrés sur moins de 10% du territoire européen. C'est cela le problème et non le choix de l'éolien au sens large. C'est la raison pour laquelle je ne pense pas que la situation actuelle soit catastrophique pour l'éolien. On pourrait même voir les choses dans l'autre sens et se dire que la situation actuelle plaide pour le développement de l'éolien partout loin de la mer du Nord.

 

Pour preuve, quand ce matin le facteur de charge allemand, danois ou hollandais était inférieur à 2% ce qui est exceptionnel, au même moment, le facteur de charge de l'éolien était supérieur à 35% en Grande Bretagne et au Portugal et même de 55 % en Irlande et en Grèce. On voit donc bien que le principe du foisonnement peut fonctionner, même dans le plus mauvais scénario météo. Et au prix où se vendait l'électricité hier soir en Allemagne (820 euros !), je suis certain que les investisseurs vont regarder avec appétit les gisements de vent écossais...

Modifié 7 novembre par Quercus

[bill43]

Bilan de la journée du 6.11 dans l'UE

Production des intermittentes : 401GWh d'éolien 359GWh de solaire = 760GWh avec un besoin de 3037GWh supplémentaires pour remplacer les fossiles

Avec un petit bémol sur ce bilan, car les productions les plus intéressantes (en terme de facteur de charge) l'ont été sur des "pays externes"

267GWh ont été produits (juste en éolien) par  Port./Esp./Irl/U.K./Finl.  même avec des capacités intermittentes triplées leurs productions n'auraient eu que peu de chance d'être exportées vers le coeur de l'Europe au vu des besoins propres futurs de ces pays et sans compter que les futures capacités installées ainsi que les liaisons avec ces pays excentrés ne seront jamais assez puissantes, pour moi l'essentiel des échanges restera entre les pays du "centre" et du nord. Le développement des intermittentes dans ces "pays externes" sera essentiellement pour effacer la part de leur propre production fossile qui n'était pas négligeable hier :

U.K            55 % de fossiles à effacer !

Irlande      53.4%  "      "              "

Grèce       38%     "       "             "

Espagne   29%.... "      "              "

Ces pays pourraient exporter significativement dans des conditions météo européennes très favorables oui, mais dans ce cas les intermittentes seraient certainement suffisantes ailleurs.

et la France qui n'a pas vraiment de production en mer du nord affichait hier un facteur charge global éolien de seulement 2.1% et sur ses façades maritimes plus favorisées la production de l'offshore n'affichait qu'un FC de 7.5%.

Pareil pour les 155Gwh produits en solaire dans ces mêmes pays, il restait donc 760-267-155 = 338GWh produits et totalement exploités.

En supposant un triplement de ces capacités on arriverait à 338 x 3 = 1014 GWh qui seraient donc envisageables dans ces mêmes conditions pourries, soit 1014-338=  676GWh supplémentaires sur les 3037GWh nécessaires à ce jour, sauf qu'en 2050/60 les besoins risquant de doubler, en extrapolant ça entraînerait donc une production fossile potentielle de 6000GWh à effacer pour 676GWh supplémentaires produits par des intermittentes triplées.

Perspectives EDF pour 2035, et pour 2050... combien ?

+150000GWh/an... rien que pour la France en 2035  c'est + 411GWh/jour !!!

EDF: Le transport devrait tirer l'électrification en France d'ici 2035

Que ce soit dans 10 ou 25 ans sur une période équivalente à celle que nous traversons on aurait épuisé en une journée la totalité des stockages électriques et hydrauliques disponibles en Europe si l'on envisageait du 100% renouvelable.

Totalement irréaliste et c'est là où je voulais en venir

 

Sinon à vouloir trop concentrer les productions éoliennes ce n'est pas sans risque avec une contrainte qui va se manifester plus significativement : le sillage turbulent d’une turbine qui influence fortement ses voisines, l’hypothèse simpliste selon laquelle la production d’énergie turbulente des systèmes individuels se résorbe en moyenne (c’est-à-dire en suivant la loi des grands nombres) n’est pas vraie. Les fluctuations de puissance causées par des énergies renouvelables fluctuantes peuvent conduire à des instabilités dans les réseaux pouvant amener à un blackout.

 Une photo bien parlante qui montre ces sillages perturbateurs

 

Bon sur ce souci particulier, en France on peut dormir tranquille on ne risque rien ! 

Modifié 7 novembre par bill43

[metre3]

Il y a 2 heures, bill43 a dit :

Bon sur ce souci particulier, en France on peut dormir tranquille on ne risque rien ! 

Si, sur les 2 parcs en développement sur le Pilat le sillage du premier (coté sud) entraine 1 à2 % de perte de production (parce qu'il n'impacte de 3 ou 4 éoliennes sur les 10), et on reste sur des densités d'éoliennes comparables à celles de population (assez faible) !

[Fanfoe63]

Sans déconner, y'a pas des gens qui réfléchissent sur ces effets entre éoliennes ?

Perso quand j'entends parler de sites éoliens ou photovoltaïques, je perçois plus l'aspect bénéfice (avec des $ dans les yeux de mes interlocuteurs), peu importe la technique et l'intérêt de la chose (pour le sous-sol porteur (ou pas) me concernant ...) : bref on intervient peu car trop chers ... on verra à l'usage.

Même mon site de stockage de batteries a disparu de la circulation ce qui n'est pas une surprise !?

[bill43]

il y a une heure, metre3 a dit :

Si, sur les 2 parcs en développement sur le Pilat le sillage du premier (coté sud) entraine 1 à2 % de perte de production (parce qu'il n'impacte de 3 ou 4 éoliennes sur les 10), et on reste sur des densités d'éoliennes comparables à celles de population (assez faible) !

 

il y a 48 minutes, Fanfoe63 a dit :

Sans déconner, y'a pas des gens qui réfléchissent sur ces effets entre éoliennes ?

 

- c'est certain qu'en restant sur des densités faibles il n'y a aucun problème

- Bien sûr qu'il y a des scientifiques qui réfléchissent à ce sujet, sont ils entendus par les promoteurs/constructeurs de parcs ça c'est une autre histoire

Voilà quelques remarques de 2 spécialistes (Joachim Peinke et André Fuchs Universität Oldenburg, Institut für Physik & ForWind, Küpkersweg, Allemagne)

... les éoliennes, qui sont les plus grandes machines en écoulement turbulent existantes, ont à gérer des conditions de fonctionnement encore inconnues dans les détails .

...Le fait que les conséquences de l’intermittence turbulente ne soient pas prises en compte dans les modèles de vent standard ne signifie pas que les éoliennes ne fonctionnent pas efficacement ; mais une part assez importante des couts de l’énergie éolienne est due à la maintenance et aux réparations de pannes «  inattendues  », qui semblent être liées à la structure intermittente des fluctuations du vent..

Cela suggère que les turbines actuelles, qui ont été conçues sans connaitre les conditions réelles de fonctionnement, et avec une estimation insuffisante des facteurs de sécurité doivent être améliorées.

J'avais repris l'une de leurs conclusions dans mon message précédent (je viens de le coloriser)

Image d'une variation classique de fréquence due à un appel de puissance (le réseau Français est régulé entre 49.95Hz et 50.05Hz)

Modifié 7 novembre par bill43

[bill43]

Énergie: la feuille de route du gouvernement au défi du réel et des prix

Révolution verte en marche ? mais à quel prix ? Alors qu’est dévoilée la programmation pluriannuelle de l’énergie, le projet se heurte à une montagne de défis techniques et financiers .

Article complet du Point  Publié le 08/11/2024 à 11h50

Alléluia ! Attendue depuis des mois par les acteurs du secteur comme par les ONG, la nouvelle programmation pluriannuelle de l'énergie, qui fixe les objectifs de consommation et de production énergétique pour la période 2025-2035, a été présentée cette semaine par le gouvernement, et soumise à consultation. Son objet : graver dans le marbre le chemin devant permettre au pays de sortir des fossiles en 2050, alors qu'ils représentent encore 54 % de la consommation d'énergie finale de la France (en 2022).

Pour y parvenir, le gouvernement mise sur une électrification massive, en s'appuyant majoritairement sur la relance du nucléaire et le déploiement des énergies renouvelables. Les pronucléaires sont soulagés : la relance du nucléaire et la construction de six nouveaux EPR2 sont enfin confirmées, alors que la précédente PPE prévoyait la fermeture de 14 réacteurs. Et les prorenouvelables se félicitent : les ambitions de déploiement de nouvelles capacités sont maintenues.

Sur le papier, le plan semble donc parfait. Mais alors que l'échéance se rapproche, l'ampleur de l'ambition affichée et son calendrier préoccupent de plus en plus les experts. « La trajectoire retenue dessine une transformation radicale de notre paysage électrique, à réaliser en seulement une poignée d'années », reconnaît un conseiller du gouvernement. « Sans sobriété radicale des comportements, je ne sais pas si on y arrivera… »

Car la montagne d'infrastructures à déployer, en un temps record, donne le vertige. D'ici à 2035, la puissance photovoltaïque doit être multipliée par six (75-100 GW contre 16 GW actuellement), l'éolien terrestre doublé (40-45 GW contre 21 GW), et l'éolien en mer multiplié par douze, pour atteindre 18 GW. Un plan qui soulève de sérieuses inquiétudes chez les experts du secteur, qui s'interrogent non seulement sur sa faisabilité, mais aussi sur ses implications réelles pour notre système électrique.

L'objectif de l'éolien en mer hors d'atteinte

« De nombreuses études et rapports ont été publiés depuis la dernière PPE, qui n'ont pas été pris en compte », s'alarme le président de PNC-France, Bernard Accoyer. L'ancien président de l'Assemblée nationale n'est pas seul à s'inquiéter : une commission d'enquête du Sénat, en juillet dernier, pointait déjà l'irréalisme de certains objectifs.

Ceux affichés en termes de déploiement d'éolien en mer illustrent particulièrement ces doutes. Dans leur rapport d'enquête très fouillé, les sénateurs soulignaient que les projets actuellement attribués ne représenteront que 4,6 GW de capacité d'éolien off-shore installée à l'horizon 2031, et 3,6 GW d'ici à 2028. Comment, dès lors, atteindre l'objectif de 18 GW en 2035 ?

Même la filière émet des réserves. « La France n'a atteint aucun de ses objectifs pour l'éolien en mer, à commencer par celui de 6 GW en 2020 », admettait cet été son représentant Pierre Peysson, directeur éolien en mer de RWE Renouvelables France, devant les sénateurs, convenant que la technologie elle-même pose question. La Commission de régulation de l'énergie (CRE), dans une récente délibération, note que « l'analyse des offres déposées témoigne d'une filière prometteuse, mais pas encore totalement mature ».

Un réseau électrique à réinventer

Mais le véritable défi réside dans l'adaptation nécessaire de notre réseau électrique. RTE et Enedis prévoient 200 milliards d'euros d'investissements d'ici à 2040, soit environ trois fois le coût des six premiers EPR2, afin d'adapter le réseau à l'arrivée massive de ces nouvelles sources d'électricité, intermittentes et spatialement dispersées. Une transformation colossale qui implique des chantiers titanesques.

Dans le détail, RTE prévoit de faire passer ses investissements annuels de 2,1 à 6,4 milliards d'euros d'ici à 2028, tandis qu'Enedis augmenterait les siens de 4,9 à 7 milliards. Ces montants serviront à financer la construction de nouvelles lignes à très haute tension (400 kV), le renforcement des réseaux existants et la création de nouvelles interconnexions.

RTE a déjà identifié quatre zones particulièrement fragiles : Massif central-Centre, façade Atlantique, Rhône-Bourgogne et Normandie-Manche-Paris. Ces régions devront être équipées de nouvelles infrastructures pour éviter les phénomènes de « congestion » – ces moments où le réseau ne peut plus absorber toute l'électricité produite.

Le casse-tête du raccordement maritime

Le raccordement des parcs éoliens offshore cristallise particulièrement les inquiétudes. Pour les six premiers parcs français, le coût moyen de raccordement s'est établi à 800 000 euros par mégawatt, soit de 10 à 15 % des coûts complets de ces projets. Et ce n'est qu'un début : les futurs parcs, beaucoup plus éloignés des côtes, nécessiteront des raccordements encore plus onéreux, jusqu'à 35 % du coût total des projets.

« On ne parle jamais des coûts de raccordement », s'insurge Bernard Accoyer. Au tarif déjà élevé de l'électricité sortant du parc éolien off-shore de Saint-Brieuc (155 €/MWh) s'ajoutent pourtant ces coûts rarement mentionnés. « La donne est biaisée ! Le plus préoccupant : la mise en œuvre de cette PPE se traduirait fatalement par une explosion du prix du kWh. » De combien ? Mystère… Aucun calcul solide n'a jamais été publié.

L'Allemagne, un avertissement ignoré

Notre voisin d'outre-Rhin offre un aperçu saisissant des difficultés à venir. Confrontée à un développement massif des énergies renouvelables, l'Allemagne fait face à un décalage géographique majeur entre sa production (éolienne au nord) et sa consommation (concentrée au sud). Cette situation génère des coûts de « redispatching » – ces ajustements d'urgence pour maintenir l'équilibre du réseau – qui ont explosé : 4,2 milliards d'euros en 2023, contre de 0,9 à 1,5 milliard entre 2015 et 2020.

Pour tenter de résoudre ces problèmes, l'Allemagne prévoit un programme d'investissements colossal : 270 milliards d'euros d'ici à 2037, soit bien plus que les 100 milliards prévus par RTE en France. Un montant qui interroge sur nos propres estimations.

Révolution des usages en adaptant la consommation à la production

Plus fondamentalement encore, c'est tout notre rapport à l'électricité qui devra changer. RTE lui-même, pourtant principal artisan du système, commence à l'admettre. Lors d'un colloque organisé en septembre par le Syndicat des énergies renouvelables, son président, Xavier Piechaczyk, lâchait une phrase lourde de sens : « Pour assurer la sécurité du système électrique, RTE, sous sa casquette de responsable d'équilibre, a ordonné le 16 juillet à 14 heures l'arrêt de quatre parcs renouvelables de forte puissance… » En clair : les exigences de sécurité d'alimentation ne sont tout simplement pas compatibles avec un pourcentage trop élevé d'énergies fatales intermittentes.

La solution envisagée ? Adapter notre consommation à la production, et non l'inverse, comme c'était le cas jusqu'à présent. Les volumes d'électricité à déplacer quotidiennement entre production et consommation « devront passer de 73 GWh en 2025 à 113 GWh en 2035 », soit l'équivalent de la consommation journalière d'une métropole régionale, expliquait Xavier Piechaczyk le 16 octobre, au cours d'une conférence de presse. Certes, de nombreux outils de modulation existent, qu'Enedis et RTE entendent promouvoir : en s'équipant d'outils intelligents de gestion technique des bâtiments (GTB), par exemple, les grands bureaux peuvent d'ores et déjà moduler de 10 % à 20 % de leur consommation. 84 % des surfaces tertiaires de plus de 2 000 mètres carrés en sont aujourd'hui équipées, mais seulement 15 % de celles comprises entre 1 000 et 2 000 mètres carrés. Mais les ménages, eux aussi, devront s'adapter, et apprendre à consommer l'électricité au moment où elle est abondante – c'est-à-dire au milieu de la journée.

Cette transformation affecte également le pilier historique de notre système électrique. « Aujourd'hui, on fait jouer au nucléaire un rôle qui n'est pas le sien. Il est fait pour une production de base, pas pour varier sans arrêt pour s'adapter aux ENR », explique Bernard Accoyer. Une situation qui, selon la commission d'enquête du Sénat, n'est « pas sans conséquences techniques et financières ».

Des coûts mal évalués

Les répercussions sur les factures sont déjà programmées : la Commission de régulation de l'énergie annonce une hausse de 10 % du Turpe , le tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité (la part réseau de la facture) dès 2025. Une augmentation qui s'ajoute à la flambée de 120 % des prix de l'électricité entre 2011 et 2023. Mais quelle sera l'augmentation dans les années à venir ? « Il est très difficile d'obtenir une approche rationnelle, chiffrée, scientifique de ce qui se passe et va se passer sur le réseau », déplore Bernard Accoyer. La commission sénatoriale allait plus loin, pointant un « voile pudique » sur l'évolution prévisionnelle des coûts.

En attendant de disposer d'études plus solides sur le coût complet de la future PPE, le rapporteur de la Commission d'enquête, le sénateur Vincent Delahaye, recommandait de faire glisser les objectifs en ENR prévu par la PPE de l'échéance 2035 à l'échéance 2050, afin de permettre une transition plus réaliste. Une préconisation restée lettre morte dans la nouvelle PPE.

« À moins de viser, sans le dire, la décroissance et l'appauvrissement, conclut Bernard Accoyer, de telles études s'imposent puisque, en l'absence d'un changement de cap, la poursuite de l'augmentation du prix de l'électricité sera inéluctable. »

La PPE est en consultation publique jusqu'au 15 décembre. Elle devrait ensuite être adoptée par décret. Mais à l'heure où même RTE s'inquiète de la stabilité future du réseau, le débat mérite plus de transparence, regrette Bernard Accoyer. « Notre rapport à l'énergie va être profondément modifié », prévient il. Sans que les implications sociales et économiques de ces bouleversements aient vraiment été étudiées.

[bill43]

La mise au réseau de la centrale charbon de Cordemais le 12.11  a immédiatement suscité des commentaires peu amènes, du style (et ce n'est pas le plus virulent)

"Vous reprendrez bien un peu de charbon pour passer l'hiver ?

En pleine COP29 c'est un signal troublant : le charbon a fait son retour dans le mix français, la centrale Emile Huchet à Saint-Avold continue de fonctionner ce mercredi, malgré l'empreinte carbone catastrophique de cette source d'énergie."

et de souligner le fait que la production aurait dû être reprise par du moins carboné... on oublie juste que les centrales gaz ou nucléaires ont des plannings d'arrêt redémarrage stricts, que l'hydraulique a un hiver à passer, que l'ensemble de l'Europe a eu un recours massif aux fossiles depuis le début du mois avec une semaine 45 la pire depuis au moins 6ans (éolien moribond) et puis si cet appel ponctuel au charbon n'avait pas été sollicité en France il l'aurait été ailleurs, il n'y a qu'à regarder du côté des importateurs d'électricité.

J'y reviendrai d'ailleurs, car cette semaine a démontré les limites de choix énergétiques et démontré que les fossiles seront indispensables très longtemps encore

Pour situer : production électrique par les énergies fossiles

France        2.4 TWh sur les 2 mois d'octobre et novembre

Allemagne  2.6TWh en seulement 2 jours 1/2 de la semaine 45

Pas trop entendu ou lu des commentaires sur ces bilans européens catastrophiques depuis début novembre

Modifié 15 novembre par bill43

[metre3]

Il y a 4 heures, bill43 a dit :

La mise au réseau de la centrale charbon de Cordemais le 12.11  a immédiatement suscité des commentaires peu amènes, du style (et ce n'est pas le plus virulent)

"Vous reprendrez bien un peu de charbon pour passer l'hiver ?

En pleine COP29 c'est un signal troublant : le charbon a fait son retour dans le mix français, la centrale Emile Huchet à Saint-Avold continue de fonctionner ce mercredi, malgré l'empreinte carbone catastrophique de cette source d'énergie."

et de souligner le fait que la production aurait dû être reprise par du moins carboné... on oublie juste que les centrales gaz ou nucléaires ont des plannings d'arrêt redémarrage stricts, que l'hydraulique a un hiver à passer, que l'ensemble de l'Europe a eu un recours massif aux fossiles depuis le début du mois avec une semaine 45 la pire depuis au moins 6ans (éolien moribond) et puis si cet appel ponctuel au charbon n'avait pas été sollicité en France il l'aurait été ailleurs, il n'y a qu'à regarder du côté des importateurs d'électricité.

 

C'est surtout que concomitamment, les média annonce la fin des mines de charbon au Royaume Uni

https://www.msn.com/fr-fr/finance/economie/londres-va-interdire-toute-nouvelle-mine-de-charbon-au-royaume-uni/ar-AA1u5TH1

après l'arrêt de la dernière centrale fin septembre

https://www.francetvinfo.fr/economie/energie/transition-ecologique-la-derniere-a-charbon-du-royaume-uni-a-ferme-ses-portes_6811573.html

c'est quand même assez emblématique.

[bill43]

Il y a 2 heures, metre3 a dit :

C'est surtout que concomitamment, les média annonce la fin des mines de charbon au Royaume Uni

après l'arrêt de la dernière centrale fin septembre

c'est quand même assez emblématique.

oui mais un peu anecdotique, c'est surtout un bel effet d'annonce   le charbon ne représentait que 1% de leur production

 

Le R.U n'était qu'un modeste producteur d'énergie charbonnée 2.5TWh en 2023 (0.9TWh pour la France, 97TWh en Pologne, 118TWh en l'Allemagne ) et puis ils continueront d'exploiter leurs mines et convertissent rapidement leurs anciennes centrales charbon au gaz en projetant d'en construire de nouvelles à l'horizon 2030, pragmatiques et réalistes...comme les allemands 👍

Là encore les décisions en France n'ont que trop tardé avec une obsession qui était celle d'éliminer le charbon mais sans vouloir le remplacer par le gaz, énergie qui s'avèrera pourtant  ponctuellement indispensable.

La centrale de St-Avold fermée début 2022 et redémarrée 1 an après (crise énergétique)  en parallèle une décision devait être prise rapidement  pour sa reconversion.

Le "politique" n'était pas favorable à une conversion au gaz et tergiverse depuis, peut-être voulait il rééditer le feuilleton Gardanne avec un projet biomasse (granulés, bois, déchets bois) qui n'a pas été une réussite, il semblerait aux dernières nouvelles que l'on se dirige vers l'option des "techniciens" avec une conversion au gaz, ce qui semble être le projet le plus réaliste (réseau gaz proche avec la possibilité d'y injecter du biogaz) et surtout cette énergie permet un démarrage et une mise au réseau rapide des chaudières ce qui est vital pour des équipements qui ont vocation à n'être que des secours en jours de pointe