Production d'électricité renouvelable et météo

[bill43]

Il y a 2 heures, Babarskaja a dit :

 

Propos parfaitement caricaturaux ..

S'il est communément admis que le stockage est le parent pauvre des ENR, les "lobbies" et les entreprises le prennent en compte et cherchent à le développer. C'est embryonnaire, il y a du retard, ça manque d'ambition mais la dynamique est réelle.

j'y suis allé un peu fort  peut-être ; alors on va dire :  "il ne faudra pas trop compter sur les lobbies des intermittentes...."

Qui paie l'installation des unités de stockages batteries en France ?... on pourrait aussi parler des infrastructures (réseaux...) liées à  ces parcs

RTE lance des appels d'offre pour l'installation de parcs batteries et à ce jour TotalEnergies qui est l'un des leaders sur ce secteur  est rémunéré pour cela

Ce que je sous-entendais c'est qu'il devrait y avoir obligation pour le constructeur d'un parc (solaire, éolien) d'adosser à celui-ci une capacité de stockage 15. 20%... ? de la puissance du dit parc

car il me semble que c'est quand même bien ces énergies qui déstabilisent les marchés de l'énergie, qu'elles soient nécessaires personne n'en doute mais il y a certainement des corrections à apporter pour soutenir les marchés de l'électricité et faire en sorte que tous les acteurs de ce marché soient rémunérés pour leurs service (en production ou en modulation)

Qui rémunère  les moyens bas CO2 mis en oeuvre pour la gestion de l'intermittence ?...sachant que sans un socle solide de capacité bas CO2 pilotable on ne réussira pas à décarboner suffisamment l'électricité. Nos moyens bas carbone (hydraulique, Nuc.) sont régulièrement sollicités pour laisser "passer" la production intermittente et on ne paie pas leur service vital de sauvegarde la majorité du temps.

On sait que les régimes transitoires fragilisent nos équipements, qui prend en compte les problèmes qui surviennent par ce service imposé ?

Les stockages batteries seront l'une des solutions (mais elles seront très loin de pouvoir assurer le rôle que l'on est en droit d'attendre) je crois beaucoup plus aux STEPs si l'Europe et quelques autres  voulaient bien nous lâcher un peu....les suisses ont tout compris 

 

[Quercus]

Le 25/11/2024 à 13:29, bill43 a dit :

(...)

Baisser le Nuc. ne me semble pas un problème --> avec une belle capacité de modulation quoiqu'on puisse en dire, c'est du "carburant" économisé et pas d'énergie foutue en l'air ! comme avec les intermittentes et que penser des pays qui n'ont ni hydro ni Nuc. pour moduler leur production et qui deviendront majoritairement tributaires des voisins, pas sûr du tout que les interconnexions soient suffisantes, même si elles seront une partie des solutions.

 

Le nucléaire a en effet une belle capacité de modulation. Mais il faut pas croire que cela soit sans conséquences. Il y a tout d'abord des conséquences économiques évidentes: Créer, conserver et entretenir les centrales a un coût énorme. Bien entendu, plus vous multipliez les périodes de production réduites, plus cela fait monter le coût moyen de l'électricité d'origine nucléaire. Bill, tu ne rates quasiment pas une occasion de la souligner quand on fait décrocher l'éolien, mais le problème est le même, mais incomparablement plus fréquemment pour le nucléaire. De ce point de vu, on peut considérer que le développement du solaire est entrain de saper les fondements économiques de l'atome électrique car la moitié de l'année, les centrales nucléaires sont entrain de devenir des structures trèèèès couteuses qui ne produisent rien.

Il y a une autre problème -mais que j'avoue ne pas trop maîtriser- d'ordre technique. Il semblerait tout de même que faire varier rapidement et fréquemment la production ne soit pas sans conséquences sur la durée de vie des réacteurs. Au final, cela aussi se traduit par une augmentation du prix et une moindre compétitivité. Ce problème technique est insignifiant pour les autres méthodes de modulation (recours aux centrales à gaz, à l'hydro ou au décrochage d'éoliennes).

 

Pour ce qui est du stockage je rejoins pas mal Martini et Babarskaja. Optimiste et libéral, je suis assez convaincu que les méthodes de stockage vont arriver. Elles arrivent d'ailleurs dans les pays où l'argent circule le plus librement (Suisse, Californie etc.). L'électricité à un coût négatif est un puissant appel à l'innovation et aux investissements. Je suis à peu près certain que toute forme d'obligation serait totalement contreproductive et serait un puissant frein aux investissements dans les ENR intermittentes.

D'ailleurs ce n'est pas le même métier que de produire ou de gérer un stock. Cela n'aurait donc pas vraiment de sens de demander aux mêmes acteurs de faire deux jobs différents.

Modifié 27 novembre par Quercus

[bill43]

Le 26/11/2024 à 13:06, metre3 a dit :

Comme pour le mix de production, je pense qu'il faut viser un mix de stockage assez diversifié avec de l'hydrogène, des step, du volant d'inertie et de la batterie. Plus les delta production/consommation vont devenir important plus le coût d'investissement va devenir marginal, c'est pour ça que les step ont de l'avenir, et que les autres aussi car ils sont à double fin : l'hydrogène comme carburant, le volant d'inertie comme source d'énergie mécanique. La batterie je reste circonspect mais elle a certainement sa place dans le mix.

Je suis bien de ton avis et cela me donne l'occasion de mettre certains éléments en perspective sur les stockages (au passage je n'ai jamais dit que les lobbies des intermittentes les freinaient, j'ai juste sous- entendu que ce n'était pas leur préoccupation première, c'est non seulement bien différent mais surtout la réalité !)

 

Un seul exemple avec la journée très ventée de dimanche dernier, pas moins de 60GWh ont été stockés par nos STEPS sur cette seule journée --> à mettre en parallèle avec la capacité totale installée en batteries : 1GWh installé en France à ce jour !

Le plus grand parc batteries français est en cours de construction 

"Harmony Energy, un des leaders en Europe dans le stockage d’énergie, a démarré en septembre 2024 la construction du parc de Cheviré (il devrait être opérationnel hiver 2025). Le parc de Cheviré aura la capacité de stockage la plus importante en France.

en consultant la plaquette publicitaire voici ce que l'on peut y lire :

"Ce parc sera en mesure de soutirer et restituer l’équivalent de 2 heures d’électricité pour alimenter 170 000 foyers...?...

...Les parcs de stockage batteries ont une très forte densité énergétique rapportée à leur emprise au sol...".  

Je ne comprendrai jamais pourquoi les promoteurs n'annoncent que très rarement les données techniques, c'est quand même plus aisé pour comparer !

En allant chercher les données techniques : ça sera une puissance de 0.1GW pouvant stocker une énergie de 0.2GWh (emprise au sol 1.5ha)

En gros il pourrait fournir (en tenant compte du seuil décharge/durée-fréquence charge/décharge des batteries)  au maxi 0.6GWh/jour 

Pour situer, ce qu'on appelle très forte densité énergétique c'est par ex. une centrale gaz nat. avec #180GWh/jour à surface équivalente (ou 360GWh en nuc.)

Tous les types de stockages présentent une faible densité énergétique et si l'on prend en considération la surface au sol occupée par certaines productions qui nécessitent d'avoir ces stockages on est sur des bilans stockages qui ont de très faibles densités énergétiques ! comme quoi une bonne pub peut faire illusion !

Alors pourquoi STEPs plutôt que batteries ? il suffit de regarder les équipements/matériaux/caractéristiques de chacune : 

l'origine des matériels, les éléments naturels rares (indispensables aux #  technologies) et l'empreinte environnementale de leur extraction/transport, la densité énergétique supérieure pour hydro/STEP, la durée de vie...concernant le prix du MWh installé, ce ne serait pas il me semble un élément prépondérant en tapant dans les futurs milliards supplémentaires de la TICFE.

--> avantage incontestable aux STEPs selon moi, pour les autres moyens de stockage que tu as cités, je n'ai pas creusé le sujet, mais pour l'H2 ça serait la seule énergie qui pourrait bénéficier d'une capacité de stockage inégalable et déjà disponible (réseaux, cavités...# 300TWh/an) avec certes des rendements de production très médiocres, mais en utilisant les énergies excédentaires c'est moins dramatique.

 

il y a une heure, Quercus a dit :

 

. ..De ce point de vu, on peut considérer que le développement du solaire est entrain de saper les fondements économiques de l'atome électrique....

 

D'ailleurs ce n'est pas le même métier que de produire ou de gérer un stock. Cela n'aurait donc pas vraiment de sens de demander aux mêmes acteurs de faire deux jobs différents.

Comme j'étais en train de répondre à metre3, j'en profite pour une réponse un peu rapide

- Bien d'accord avec cette première remarque

- Pour la seconde, je n'ai pas demandé que les acteurs du solaire ou de l'éolien construisent des parcs de stockage, j'ai juste émis émis le souhait qu'ils aient des obligations financières pour contribuer à la construction de stockages associés à leurs productions. Sur les 155 euros/MWh payés à St-Brieuc par ex. il doit bien avoir moyen de les ponctionner, non ?

 

Pour les productions fossiles indispensables en hiver si on se base sur leurs 700h annuelles de fonctionnement, oui ça à un coût certain et pour les baisses subies par les productions pilotables décarbonées oui ça a également un coût certain (baisse du rendement, sollicitations et modulations journalières néfastes et trop nombreuses dues aux variations de productions non pilotables...)

Sauf que ces productions contribuent en permanence à la régulation et à la sauvegarde de nos réseaux, non seulement elles sont indispensables mais elles le resteront , il faudra juste les payer à hauteur du service rendu et des pertes engendrées par ce type de fonctionnement car elles restent  indispensables en favorisant la baisse de nos émissions carbonées,

les graphiques ci-dessous ne me démentent pas

 

 

Modifié 27 novembre par bill43

[Quercus]

Les conditions météo ont bien changé au cours de ce mois de novembre. On aura connu la pénurie de la pétole comme l’abondance de la tempête.

 

Aujourd’hui une toute petite dépression (995 hpa au plus creux) aura produit énormément d’électricité (près de 80GW actuellement) du fait de sa localisation idéale, en plein sur le centre de gravité de l’éolien européen (Pays - bas). 

[metre3]

Il y a 17 heures, Quercus a dit :

Pour ce qui est du stockage je rejoins pas mal Martini et Babarskaja. Optimiste et libéral, je suis assez convaincu que les méthodes de stockage vont arriver. Elles arrivent d'ailleurs dans les pays où l'argent circule le plus librement (Suisse, Californie etc.). L'électricité à un coût négatif est un puissant appel à l'innovation et aux investissements. Je suis à peu près certain que toute forme d'obligation serait totalement contreproductive et serait un puissant frein aux investissements dans les ENR intermittentes.

D'ailleurs ce n'est pas le même métier que de produire ou de gérer un stock. Cela n'aurait donc pas vraiment de sens de demander aux mêmes acteurs de faire deux jobs différents.

Si il n'est pas interdit d'être optimiste, je vois mal comment on peut être libéral concernant un marché totalement réglementé et régenté par l'Etat. Aucune des décisions d'investissement prises sur ce marché de relève d'une logique libérale (au sens où c'est le marché qui pilote) puisque ce marché est totalement conditionné par des décisions directes des pouvoirs publics français et européen. Même si cela ne garantit pas un fonctionnement plus optimum qu'une réglementation plus légère.

Les solutions de stockage vont arriver mais portées et soutenues par des décisions des pouvoirs publics avec soit des financements indirects soit des financements via les producteurs d'intermittentes mais pas spontanément par la seule logique du marché, puisque c'est quand même les pouvoirs publics qui aujourd'hui poussent à ce développement inconsidéré des intermittentes.

En Suisse, les STEP ne sont pas développées que par des entreprises privées, CFF (détenues à 100 % par la Confédération détient 36 % de Nant de Rance SA - capacité de modulation de 1800 MW) et la confédération a financé le renforcement de réseau nécessaire à la pleine valorisation de la structure.

[Quercus]

Metre3, je n'ai pas dit que le marché électrique français / européen était dominé par des logiques libérales. C'est d'ailleurs tout le contraire, surtout en France ! J'ai juste dit que je me considérais moi comme libéral. Et je faisais remarquer que dans les territoires où le marché est davantage libre (Californie surtout) des solutions étaient développées rapidement pour permettre le stockage à grande échelle. Cela prouve que le problème du stockage n'est pas tant technique que politique. Les STEPS sont une option excellente avec un gigantesque potentiel, y compris dans un plat pays comme la Belgique. Les batteries offrent également de belles perspectives en période estivale en étant couplées au photovoltaïque.

Les décisions venant de l'Etat peuvent être excellentes (projets lancés en France dans les années 1970 autour d'un combo nucléaire /hydro), mais elles peuvent aussi être totalement dépassées si on nomme un ministre un peu stupide (ce qui arrive, parfois). Je serai le premier à applaudir une politique d'investissements massifs autour d'un combo éolien offshore/STEPs. Dans les deux domaines, la France a un potentiel énorme. Je ne suis pas pour une dérégulation totale mais je constate tout de même que ce sont les territoires où il y a le plus de liberté vis-à vis de la circulation de l'argent et de l'investissement dans l'innovation qui sont en avance sur le sujet du stockage. Pour Nants de Drance en Suisse, le principal actionnaire reste privé (Alpiq).

Une nouvelle actualité sur le sujet : Le Royaume-Uni déploie un ambitieux plan de stockage d'énergie longue durée

 

 

Il y a 18 heures, bill43 a dit :

 

 

 

 

Intéressants ces deux graphiques. Pour l'un comme pour l'autre, on voit avant tout l'avantage d'avoir un potentiel hydro. En même temps, en disant cela, on invente un peu l'eau froide. C'est sur que Chypre, les Pays-Bas ou la Pologne ne partent pas avec les mêmes atouts que la Norvège ou la Suisse pour avoir une électricité décarbonée renouvelable / pilotable.

 

Celui du dessus me laisse tout de même un peu dubitatif sur l'intention des auteurs (as-tu la source Bill ??). La régression linéaire n'a pas vraiment de sens (le coefficient de corrélation est probablement très faible) et elle pourrait laisser à penser que plus on augmente les enri, plus on augmente l'intensité carbone. Mais cette tendance a été obtenue en choisissant (innocemment ??) une année bien particulière à savoir 2022. En 2022, les déboires du nucléaires français ont fait monter l'intensité carbone de l'électricité de tous son voisinage (Allemagne, Luxembourg, Espagne, Pays-bas etc.) sans faire varier celle de pays plus lointains comme la Norvège, la Suède, les Pays Baltes. Mine de rien, cela suffit à faire pencher la courbe du "mauvais côté" tout en mettant en valeur les pays nucléaires ( (Suède, France, Suisse, Finlande). Que l'on prenne l'année 2023 comme référence (ou mieux l'année 2024 lorsqu'elle sera achevée) et on arrivera à une conclusion opposée.

 

CO2/Kw (source Electricity map)

PAYS/année        2022    2023

Pologne             882        749

Allemagne         474        371

Grèce                 435       369

Pays-Bas           338      284

Espagne             221         154

Luxembourg      365       273

UK                      242       213

Etc.

 

Bref, il serait bon de refaire ce graphique avec les données de 2023 ou 2024.

 

 

[bill43]

Il y a 4 heures, Quercus a dit :

 

- Intéressants ces deux graphiques. Pour l'un comme pour l'autre, on voit avant tout l'avantage d'avoir un potentiel hydro... en disant cela, on invente un peu l'eau froide.

- Celui du dessus me laisse tout de même un peu dubitatif sur l'intention des auteurs .. cette tendance a été obtenue en choisissant (innocemment ??) une année  particulière 2022.

- Bref, il serait bon de refaire ce graphique avec les données de 2023 ou 2024.

 

- Je dirai plutôt l'eau tiède 

- graphique fait en 2023 donc sur les 5 années précédentes 

- pour les années 2017 à 2024 on compte sur toi ! 

 

Un peu pénible de toujours subir tes leçons d'objectivité et que tu remettes en cause des arguments/données... pour en récupérer certain(e)s plus tard en les retournant à ton avantage 

Renseigne toi sur les intensités carbone du nucléaire, de l'hydro, de l'éolien et enfin du solaire (le plus mauvais) ainsi que leur "poids respectif" avant toute critique

Si tu devais faire l'exercice pour 2017 --> 2024 saches que je ne le critiquerai pas parce que c'est la dernière fois que je te réponds

 

EDIT

je viens de trouver un graphique fait par de méchants lobbyistes...encore un "truc" certainement vite fait sur un coin de table

 

 

Modifié 28 novembre par bill43

[Thundik81]

IGEDD - Rapport n°014972-01 - Évaluation du potentiel de production d’énergies renouvelables à partir de la biomasse agricole et forestière française à l’horizon 2050

Modifié 29 novembre par Thundik81
formatage

[Quercus]

Malgré la saison et la latitude, le facteur de charge du photovoltaïque allemand est monté jusqu’à plus de 25% aujourd’hui en mi journée grâce à un soleil bien présent outre Rhin. Ça a donc tout de même représenté jusqu’à 24 GW. Dommage que ce soit si fugace.

[bill43]

Bilans : novembre 2023/novembre 2024 (Energy-Charts)

 

Ce mois de novembre a été marqué par un bilan global des renouvelables en forte baisse plombé par l'éolien (historiquement bas pour cette période de l'année) mais aussi par l'hydraulique (handicapé par des faibles précipitations depuis fin octobre)

Recours obligé et significatif aux énergies fossiles 

Les progressions du solaire et du nucléaire limitant les dégâts

 

France :   44gCO₂eq / kWh

Eolien, - 31.7%   a fait le yoyo durant ce mois où ont dominé les "grands écarts" (673GW mini le 5 et 19304GW maxi le 24) avec au final un très fort déficit

Hydraulique, -23.4% avec une pluviométrie en forte baisse sur nos massifs montagneux (par rapport à nov. 2023 et aux normales) -->  la production s'en est ressentie (surtout sur l'hydro au fil de l'eau) en affichant une baisse très marquée malgré un recours significatif à nos stocks * 

Fossiles retour des plus polluantes (fioul et charbon) mais la part des fossiles de notre production totale, avec 6.5%, reste stable  

Solaire, +27.3% seul renouvelable en hausse 

Autres points très positifs avec:  nos exports en très forte augmentation (5300GWh --> 7300GWh) et le nucléaire qui surperforme (+19.6%) 

 

 

 

Allemagne :   462gCO₂eq / kWh

Eolien, avec -24% 

Hydraulique, -20.6% 

Fossiles, +17% 

Solaire, +14.2%

 

 

 

 

UE  :

Hydraulique, -27.5%  même constat qu'en France 

Eolien, -17.7 %  avec un début de mois catastrophique S45, une excellente semaine 47, une toute fin de mois plus mitigée pour conclure sur un bilan mensuel global très       

  décevant pour un mois de  novembre avec des records extrêmes :

  Record annuel le plus bas  en semaine 45 avec une part de 9.6%  (du jamais vu à cette période de l'année ! )  

  Record annuel le plus haut en semaine 47 avec une part de 28.1%  

  Le manque de GWh en stockage a été mis en évidence lors de ces 2 semaines et sur 2 journées extrêmes les 6 et  24/11 ** où pourtant les STEPs avaient fait le job

  en stockant : 60GWh en France, 53GWh en All, 48GWh en Esp, 16GWh Aut./Sui...efficaces, mais ,encore insuffisantes

Fossiles, +13.6%

Solaire (+24%) et nucléaire (+6.9%) en hausse limitent la hausse de l'empreinte CO2 de l'Union Européenne

 

  

 

 

* nos stocks hydrauliques....et nous étions partis de haut, heureusement !  

 

** les 2 journées extrêmes de novembre (EU)

     

 

18.5GW le 6.11 et 164.3GW le 26.11 ....soit un grand écart de 145.8 GW ! 

Modifié 2 décembre par bill43

[metre3]

Il y a 2 heures, bill43 a dit :

Bilans : novembre 2023/novembre 2024 (Energy-Charts)

 

Ce mois de novembre a été marqué par un bilan global des renouvelables en forte baisse plombé par l'éolien (historiquement bas pour cette période de l'année) mais aussi par l'hydraulique (handicapé par des faibles précipitations depuis fin octobre)

Recours obligé et significatif aux énergies fossiles 

 

* nos stocks hydrauliques....et nous étions partis de haut, heureusement !  

 

 

J'avoue que je ne comprends pas comment en tapant dur dans les stocks, avec des niveaux de débit globalement satisfaisants (malgré le mois déficitaire, c'est seulement le premier ou le deuxième depuis le printemps) on fait aussi peu d'hydraulique ?

 

[bill43]

Il y a 1 heure, metre3 a dit :

J'avoue que je ne comprends pas comment en tapant dur dans les stocks, avec des niveaux de débit globalement satisfaisants (malgré le mois déficitaire, c'est seulement le premier ou le deuxième depuis le printemps) on fait aussi peu d'hydraulique ?

 

On a été quand même été raisonnable: 322GWh/mois ponctionnés, 10.7GWh/jour --> 0.45GW moyennés, on aurait pu y aller plus fort pour éviter de taper dans les fossiles dures mais l'hiver n'est pas fini et puis on était quand même bien plus mal loti à la même date en 2021 et 2022, je reste confiant pour la suite

             stock S43      stock S47       Prod. Fil de l'eau       Prod. Réservoir

2023       2731              2933                  3915                          1726             en GWh

2024       3130              2808                  2951                          1370             en GWh

On sait que depuis fin octobre les précipitations ont été largement sous les normes, de combien ? je ne pourrai le dire, déficit marqué surtout par rapport à nov.2023 où elles avaient été bien au-dessus de la normale

Moins de précipitations fin oct./ nov. 2024       -->  on a moins produit au "fil de l'eau"       -->    logique

On a moins produit avec nos réservoirs même en tapant dans les stocks --> donc il y a eu un fort déficit des appoints, il faut donc en déduire que les débits étaient beaucoup plus faibles cette année en novembre sur nos cours d'eau... les mois précédents ont été prolifiques :

octobre 2024 (3795GWh fil de l'eau et 1663 réservoirs) a fait beaucoup mieux qu'oct. 2023 (2154GWh fil de l'eau et 905 réservoirs) et on pourrait faire l'exercice sur de nombreux mois 2024 parce que cette année nous avons eu des RR mensuelles bien supérieures aux normales, mais dès fin octobre toute cette eau était passée sous tous les ponts de Navarre et d'ailleurs

Et si on remonte encore dans le temps, nov.2024 a beaucoup plus produit que nov.2022 et beaucoup beaucoup mieux que nov.2021; donc oui j'ai signalé cette faiblesse de l'hydro ce mois ci mais logique et pas alarmant.

Modifié 2 décembre par bill43

[metre3]

Il y a 6 heures, bill43 a dit :

Et si on remonte encore dans le temps, nov.2024 a beaucoup plus produit que nov.2022 et beaucoup beaucoup mieux que nov.2021; donc oui j'ai signalé cette faiblesse de l'hydro ce mois ci mais logique et pas alarmant.

En fait c'est une baisse d'une année sur l'autre, pas une baisse sur une moyenne pluri annuelle. C'est la difficulté de comparer d'une année sur l'autre, les années atypiques font apparaitre des variations + importantes que la tendance.

[Quercus]

Il y a 1 heure, metre3 a dit :

En fait c'est une baisse d'une année sur l'autre, pas une baisse sur une moyenne pluri annuelle. C'est la difficulté de comparer d'une année sur l'autre, les années atypiques font apparaitre des variations + importantes que la tendance.

 

Tu as parfaitement raison. Le mois de novembre écoulé ne me semble pas exceptionnellement mauvais, ni pour l'hydro, ni pour l'éolien. Il faudrait comparer à une moyenne pluriannuelle (et plutôt sur les facteurs de charge, car la puissance installée augmente rapidement).

J'avais d'ailleurs annoncé depuis plusieurs mois que nous signerons une série de mois d'apparence mauvais durant l'hiver 2024-2025 car le point de comparaison (effet de base) est très défavorable. C'est particulièrement vrai pour ce mois de novembre qui avait été météorologiquement exceptionnel en 2023 (jusqu'à 500mm de flotte dans les Savoies ou le Cantal l'année dernière par exemple).

Au doigts mouillé, je dirais qu'on a eu un mois de novembre très proche des moyennes en hydro et légèrement déficitaire sur l'éolien.

 

L'effet de base sera un peu moins défavorable en décembre (il y avait eu une période de calme en début de mois l'année dernière). Il est probable que l'on observe des chiffres assez équivalent à ceux de l'année dernière au moment de faire les bilans.

[metre3]

il y a une heure, Quercus a dit :

 

Tu as parfaitement raison. Le mois de novembre écoulé ne me semble pas exceptionnellement mauvais, ni pour l'hydro, ni pour l'éolien. Il faudrait comparer à une moyenne pluriannuelle (et plutôt sur les facteurs de charge, car la puissance installée augmente rapidement).

 

C'est aussi vrai pour les températures et ça n’empêche pas de se référer à une moyenne tricennale !

 

Même si pour certaines productions le développement est rapide, c'est toujours intéressant de comparer à une base moyenne sur 3 ou 5 ans.

 

[bill43]

Il y a 3 heures, metre3 a dit :

En fait c'est une baisse d'une année sur l'autre, pas une baisse sur une moyenne pluri annuelle. C'est la difficulté de comparer d'une année sur l'autre, les années atypiques font apparaitre des variations + importantes que la tendance.

OUI, et c'est pour cela que le titre de mon post est :

Bilans : novembre 2023/novembre 2024 (Energy-Charts)

 

Maintenant oui il ne serait pas inintéressant de faire une comparaison de tous les mois de novembre sur toutes les productions (plus facile sur l'hydraulique dont les capacités augmentent très peu) mais ça demanderai quand même beaucoup de boulot, pour l'hydraulique on serait je pense en ce mois de nov. 2024 sur une année moyenne, pour l'éolien et le solaire ce n'est pas évident

 

Après il y aura les bilans 2023/2024 qui vont "lisser" les # productions et on peut d'ores et déjà dire que cette année 2024 sera une excellente année pour l'hydraulique, après si on annonce une année 2024 meilleure pour solaire et éolien ça ne sera que logique vis à vis des augmentations de capacités mais pas vraiment une idée sur l'évolution des F.C

RdV en janvier 

EDIT 1

en train de poster je n'avais pas vu ta dernière réponse, mais oui intéressant de comparer à une base moyenne mais sachant que ça va être compliqué, par ex. sur le solaire où les capacités installées évoluent rapidement et ne sont pas disponibles en temps réel --> donc bilans faussés

EDIT 2

Voici ce que je disais il y a 1 an... post qui avait suscité moins de réactions 

NOVEMBRE 2022/NOVEMBRE 2023

je note une performance exceptionnelle de l'hydraulique à l'orée de l'hiver, les stocks en France à cette date sont (depuis 5 ans) au plus haut (à quasi égalité avec 2020) profitons en car les années à venir ne seront peut-être pas autant prolifiques

Globalement le bilan reste largement au vert....

Modifié 3 décembre par bill43

[Quercus]

Il y a 2 heures, metre3 a dit :

C'est aussi vrai pour les températures et ça n’empêche pas de se référer à une moyenne tricennale !

 

Même si pour certaines productions le développement est rapide, c'est toujours intéressant de comparer à une base moyenne sur 3 ou 5 ans.

 

 

Les deux approches ont leur intérêt. Elles ne disent juste pas la même chose. Celle par les facteurs de charge traduit davantage la problématique météorologique. Celles par les moyennes tricennales a d'avantage d'intérêt économique. Les deux sont tout à fait respectables à mon avis.

 

J'aime aussi l'approche spatiale. Déformation professionnelle.

 

Pour l'éolien on a par exemple ces variations (nov23//nov24)

France:-32%

Espagne: -29%

NL: -26%

Allemagne: -25 %

Pologne: Stable

GB: +3%

Portugal: +7%

Suède: +58%

Finlande: +130%

 

Dans ces évolutions effacées par des calculs à l'échelle continentale ont voit par exemple la trace des HP centrées sur la France en début de mois et qui ont plombé nos voisins directes qui sont très équipés en éolienne (Pays-Bas, Allemagne, Espagne). Le Royaume Uni s'en sort mieux grâce à des éoliennes terrestres surtout localisées en Ecosse et donc davantage exposées au zonal qui replongeait violemment sur la Scandinavie où, pour le coup, les facteurs de charge ont été exceptionnels. La Suède et surtout la Finlande ont fait exploser les compteurs. Cela explique en partie la baisse de la production hydro européenne (les scandinaves ayant pu épargner leur flotte grâce aux productions éoliennes).

Par la même occasion cette approche spatiale prouve une fois de plus la pertinence du concept de foisonnement dans l'éolien.

 

 

 

[metre3]

Il y a 1 heure, Quercus a dit :

 

Les deux approches ont leur intérêt. Elles ne disent juste pas la même chose. Celle par les facteurs de charge traduit davantage la problématique météorologique. Celles par les moyennes tricennales a d'avantage d'intérêt économique. Les deux sont tout à fait respectables à mon avis.

 

J'aime aussi l'approche spatiale. Déformation professionnelle.

 

Pour l'éolien on a par exemple ces variations (nov23//nov24)

France:-32%

Espagne: -29%

NL: -26%

Allemagne: -25 %

Pologne: Stable

GB: +3%

Portugal: +7%

Suède: +58%

Finlande: +130%

 

Dans ces évolutions effacées par des calculs à l'échelle continentale ont voit par exemple la trace des HP centrées sur la France en début de mois et qui ont plombé nos voisins directes qui sont très équipés en éolienne (Pays-Bas, Allemagne, Espagne). Le Royaume Uni s'en sort mieux grâce à des éoliennes terrestres surtout localisées en Ecosse et donc davantage exposées au zonal qui replongeait violemment sur la Scandinavie où, pour le coup, les facteurs de charge ont été exceptionnels. La Suède et surtout la Finlande ont fait exploser les compteurs. Cela explique en partie la baisse de la production hydro européenne (les scandinaves ayant pu épargner leur flotte grâce aux productions éoliennes).

Par la même occasion cette approche spatiale prouve une fois de plus la pertinence du concept de foisonnement dans l'éolien.

 

 

 

C'est vrai si c'est des % de variation de facteur de charge, si c'est des % de variation de production, outre l'effet climat, il y a l'effet augmentation du parc qui peut fausser les pourcentages de variation.

 

Ce qui n’empêche que le foisonnement éolien est une vraie nécessité quand même. 

[bill43]

Il y a 6 heures, metre3 a dit :

 

Ce qui n’empêche que le foisonnement éolien est une vraie nécessité quand même. 

oui mais à choisir je préfèrerai que ce soit une vraie réalité 

 

 

J'avais cité la semaine 45 et le 6.11 pour situer les problèmes du stockage et bien sur cette période on peut regarder également les bilans F.C

6.11 prod. éolienne: 445GWh --> facteur charge 8.7% sur l'U.E ... qui regroupe aussi les pays du nord qui ont bien performés

S45 prod. éolienne: 4622GWh -->   F.C                 12.8%   "      "    

J'ai pris les capacités éoliennes installées au 1ièr janvier 2024  (214.2GW) donc les FC de nov. sont encore inférieurs à ceux indiqués

Sur une journée ça pourrait passer avec des stockages conséquents, sur une semaine.....

 

Si j'ai du temps en janvier j'essaierai de faire un historique des bilans annuels avec leurs productions annuelles/capacités installées/FC

 

Modifié 3 décembre par bill43

[metre3]

il y a 13 minutes, bill43 a dit :

oui mais à choisir je préfèrerai que ce soit une vraie réalité 

 

 

J'avais cité la semaine 45 et le 6.11 pour situer les problèmes du stockage et bien sur cette période on peut regarder également les bilans F.C

6.11 prod. éolienne: 445GWh --> facteur charge 4.2% sur l'U.E ... qui regroupe aussi les pays du nord qui ont bien performés

S45 prod. éolienne: 4622GWh -->   F.C                 12.8%   "      "    

J'ai pris les capacités éoliennes installées au 1ièr janvier 2024  (214.2GW) donc les FC de nov. sont encore inférieurs à ceux indiqués

Sur une journée ça pourrait passer avec des stockages conséquents, sur une semaine.....

 

Si j'ai du temps en janvier j'essaierai de faire un historique des bilans annuels avec leurs productions annuelles/capacités installées/FC

 

Je trouve 8.6 % pour le 6.11 : (445GWH/24)/214.2=8.6%, c'est pas le bon calcul, pourtant ça marche pour la S45.

 

Et ça donne quoi pour 26.11 et la semaine associée ?

 

 

[bill43]

Il y a 23 heures, metre3 a dit :

Je trouve 8.6 % pour le 6.11

Et ça donne quoi pour 26.11 et la semaine associée ?

 

Pour le 6.11.... effectivement  et même 8.7%

et pour le 24.11  54.94%...énorme ! (ensemble de L'UE également)

pour la S47       40.68%... sur une semaine c'est du costaud !

et les 2 novembre consécutifs :

novembre 2024  26.95%

novembre 2023   34.96%

 

et 2023                    25.8%

2024 (en cours)   #24%

 

EDIT

Retour du charbon (Saint-Avold) aujourd'hui à 12h, le fioul devrait suivre .... 

 

 

Modifié 4 décembre par bill43

[bill43]

Bon, à plus de 200 euros le MWh on tape dans le fioul, le charbon et on pousse l'hydraulique 15100GW et le gaz 7500GW dans leurs retranchements ...

vivement que le vent souffle !

EDIT du 05.11

oui ça souffle ! un petit "hors catégorie" ce matin pour se mettre en jambes

Malgré ces 13800MW d'éolien (belle grimpette depuis hier matin) on garde fioul et charbon presque taquet...pour un export à 12000MW

Modifié 5 décembre par bill43

[Quercus]

Le 03/12/2024 à 20:58, bill43 a dit :

oui mais à choisir je préfèrerai que ce soit une vraie réalité 

 

 

J'avais cité la semaine 45 et le 6.11 pour situer les problèmes du stockage et bien sur cette période on peut regarder également les bilans F.C

6.11 prod. éolienne: 445GWh --> facteur charge 8.7% sur l'U.E ... qui regroupe aussi les pays du nord qui ont bien performés

S45 prod. éolienne: 4622GWh -->   F.C                 12.8%   "      "    

J'ai pris les capacités éoliennes installées au 1ièr janvier 2024  (214.2GW) donc les FC de nov. sont encore inférieurs à ceux indiqués

Sur une journée ça pourrait passer avec des stockages conséquents, sur une semaine.....

 

Si j'ai du temps en janvier j'essaierai de faire un historique des bilans annuels avec leurs productions annuelles/capacités installées/FC

 

 

 

FACTEURS DE CHARGE ET FOISONNEMENT :

 

Pour se faire une idée du foisonnement, prendre une moyenne européenne n'a pas vraiment de sens, surtout quand un territoire écrase les autres du fait d'une sur-pondération dans le calcul de la moyenne (le Sud de la mer du Nord en l'occurrence). Avec ce type de calcul, si le vent souffle très fort sur la moitié Sud-Est de l'Europe on pourrait déboucher sur un facteur de charge européen très faible. Il y a un biais spatial qu'on ne peut pas ignorer.

 

Quelle que soit la période choisie il n'y a pas d'autre choix que de passer par l'approche spatiale en comparant un territoire avec un autre. Parfois lorsque les gisements de vent sont très fragmentés (comme en France), il peut même être intelligent de descendre à l'échelle régionale.

 

A l'échelle nationale et mensuelle ont trouve par exemple un facteur de charge de l'éolien en novembre 2024 qui se situe à 24% pour l'Allemagne, 36% pour le Royaume-Uni et 40% pour la Finlande (moyenne à 33,3%). En novembre 2023 il était équivalent en Grande Bretagne (35%), très inférieur en Finlande (16,5%), mais très supérieur en Allemagne (33%). Moyenne 2023 à 28% sur ces trois territoires, soit 5pts de moins qu'en 2023... Comme quoi, météorologiquement parlant, ce mois de novembre 2024 avait pas mal de potentiel éolien en Europe du Nord !

 

Il y a donc à l'évidence une bonne complémentarité entre ces territoires (seulement 5 pts de pourcentage de différence sur les facteurs de charge moyens entre 2023 et 2024). A charge des sociétés d'équiper ces territoires avec une intensité spatiale équivalente et à les interconnecter pour obtenir une production lissée dans le temps. Le Royaume-Uni qui a un très ambitieux programme en Ecosse avec de grosses interconnexions en projet montre la voie à suivre.

 

Lors de cette journée du 6 novembre que Bill n'a pas fini de nous ressortir, il ne faut pas oublier que certains pays d'Europe avaient des facteur de charge éolien supérieurs à 50% quand d'autres étaient à 2%. Encore une fois, et à une autre échelle de temps, un bel exemple de complémentarité potentielle.

 

 

[Quercus]

Le royaume -uni a positionné ses éoliennes de manière à exploiter des gisements de vent qui sont assez complémentaires. Écosse pour le terrestre, mer d’Irlande et surtout sud de la mer du Nord pour le offshore. 
 

De ce fait, le facteur de charge atteint rarement des extrêmes. Mais aujourd’hui, à la faveur de la tempête de vent de Nord  qui prend tous ces parcs en enfilade, le facteur de charge monte à un niveau record : 86.7% à 14h UTC

 

 

edit: 95,8 % de fc aujourd’hui dimanche 8 décembre en 🇬🇧 en mi journée !

Modifié dimanche à 17:19 par Quercus

[Martini]

Il y a 3 heures, Quercus a dit :

Le royaume -uni a positionné ses éoliennes de manière à exploiter des gisements de vent qui sont assez complémentaires. Écosse pour le terrestre, mer d’Irlande et surtout sud de la mer du Nord pour le offshore. 
 

De ce fait, le facteur de charge atteint rarement des extrêmes. Mais aujourd’hui, à la faveur de la tempête de vent de Nord  qui prend tous ces parcs en enfilade, le facteur de charge monte à un niveau record : 86.7% à 14h UTC

Effectivement. 58% de la production du R-U provient des éoliennes actuellement. Avec seulement 14% de gaz ils arrivent au très bon score de 64g/kW.

Et ce bon score n'est pas une anomalie. Sur les 12 derniers mois, l'éolien est la première source de production électrique devant le gaz (31,7% vs 27,1%)

 

Vu que l'on parle du R-U. 35GW de demande électrique actuellement contre 55 pour la France. Sachant que l'on a la même population et que la température moyenne actuellement sur nos deux pays est similaire. On voit ici l'influence du mode de chauffage.