bill43

Le gradient thermique étant revenu dans les normes, les gelées se cantonnent en altitude ce matin Tn de 1.4°C ici, Ta de 4.1°C à 8h. Temps couvert ici et brouillard au-dessus, vent nul.

Humour OFF sérieusement ? Entre souhaits et réalités on serait plutôt de 35 à 40GW au maxi ! et puis il n'y a pas que les EPR dans la vie nucléaire future Pour éolien/solaire ça sera plus et malheureusement pour hydro/biomasse bien moins EDIT (18.11 au matin)....pour recoller au sujet Un éolien en pleine forme sur les pays du nord ce matin. Malgré ça c'est le redémarrage de notre centrale à charbon --> prix du MWh très intéressant, faiblesse de l'éolien au sud et petite fraîche en vue

"Humour ON" Ce qui est constant avec tes réponses c'est ton côté professoral qui heureusement est quelquefois amusant : je vois que je suis en progrès, le "bien" c'est toujours 14/20 ? Mais ce qui est surprenant c'est que j'en arrive à me demander si je ne perds pas un peu la boule quand tu remets en question mes posts sur le solaire, les fossiles, les stocks hydrauliques...erreurs de vieillesse ? d'où mon retour en arrière obligé pour me rassurer 1- sur le solaire je ne pense pas t'avoir affublé d'huluberlu..?...quand tu affirmais qui allait dans le mur (économiquement j'avais cru comprendre) j'étais plutôt à dire qu'il avait encore de beaux jours devant lui avec un énorme potentiel de développement et que malheureusement il allait plutôt envoyer dans le mur nos autres productions en déstabilisant les prix et les réseaux, ce qui risque d'arriver aujourd'hui Je crois que l'on a plutôt été sur la même longueur d'ondes en disant qu'il fallait sérieusement limiter son développement et surtout le faire exclusivement sur des surfaces stériles. 2- Je n'ai jamais évoqué le "zéro carbone" ou plutôt "zéro fossiles" comme objectif sauf quand j'évoquai et mettais en doute celui nos voisins, voici ce que je postai mot pour mot au printemps 2023 : "Avec de bonnes capacités de stockage, la France pourrait contribuer à favoriser le recours aux ENRs, mais ce qui suppose en parallèle de continuer à s'appuyer sur le gaz naturel. Mettre à la fois en avant des énergies décarbonées et un combustible fossile, n'est-ce pas pernicieux ? En fait pas tant que ça, car d'une part parce qu'il serait utopiste de prétendre se passer intégralement des énergies fossiles dans un futur proche, d'autre part parce que quitte à continuer d'avoir recours à une énergie fossile, autant choisir la moins polluante, le gaz naturel émettant en effet 25% moins de CO2 que le fioul et 50% moins que le charbon. Surtout que cette énergie fossile favorise l'émergence des ENRs, ce que ne permettent pas les autres" j'ai toujours prôné un mix énergétique plus équilibré de nos énergies en n'en excluant aucune ce que je n'ai eu de cesse de rabâcher, je cite encore : "Je nous verrai bien à l'horizon 2050 avec un mix : 40GW hydro-biomasse/ 40GW éolien/40GW solaire/40GW nucléaire et 20 GW en gaz et quelques TWh en stockage" Si je devais aujourd'hui modifier ce mix en tenant compte des nouvelles prévis de conso à l'horizon 2050, je mettrai un coup de pouce exclusivement à l'éolien offshore et un petit + au nucléaire soit en puissances installées 50GW éolien/45GW nucléaire/40GW hydro-bio/40GW solaire/ et 20 GW en gaz et quelques TWh en stockage" 3- Beau joueur je pense inutile de rééditer tes posts...erreurs de jeunesse certainement car je vois que tu as progressé et c'est très bien NEWs du jour... en mode Félicie Nos exports ont baissé, les prix aussi ! à voir ce soir

Pas de gelées sur mon secteur, sauf dans les bas fonds (-3.2°C à Lantriac) d'ici (Tn de 0.8°C) à l'Alambre avec (Tn de 1.3°C) Couvert, vent très faible où est la superbe journée ensoleillée d'hier associée à une belle amplitude thermique (-2.7°C/+14.7°C)

j'aurai plutôt évoqué l'arbre qui cache la forêt mais j'aurai dû m'en douter : l'éolien doit rester non seulement intouchable mais même pas critiquable ! Même si tu parlais "climatiquement" avec des moyennes qui compteraient plus que les pics je te laisse aller expliquer cette théorie à ceux qui sont en charge de la régulation des réseaux ! Alors oui, sans me réjouir de ses déboires je m'autorise à analyser une séquence où cette énergie a montré ses limites mais sans pour autant la remettre en question et c'est bien là la différence, car je me souviens d'un temps, pas si lointain, où se réjouir régulièrement et sarcastiquement de nos déboires nucléaires était récurrent ici et quand j'en étais à défendre toutes les énergies j'ai été traité de méchant lobbyste et éjecté... Reste donc ce topic pour parler "production électrique renouvelables et météo" en abordant fossiles et nucléaire.... sinon ça reviendrait à explorer une coquille vide ! surtout cette semaine 45 où côté éolien c'était : circulez y a rien à voir, donc un no comment ?bon allez, il ne reste plus qu'un petit pas à franchir et renommer ce topic "consommation électrique et renouvelables" pour s'exonérer de toute critique et... lui ôter tout intérêt. Alors puisque que l'on peut encore parler productions électriques, j'évoquerai juste les bilans de cette fameuse semaine 45 qui devraient être, à minima, un vrai sujet de réflexion ! et puis ce n'est pas un banal évènement météo que je sache pour être éludé si prestement, car c'est tout simplement, en facteur de charge, du jamais vu sur cette période (oct.--> avril) période où l'éolien est réputé incontournable voire sensé être indispensable pour certains Productions U.E Fossiles 19137GWh (41.4%) Nuc. 12304GWh Hydro 5825GWh Eolien 4403GWh --> facteur charge 11.9% ! avec quelques disparités locales Productions Allemagne Fossiles 5106GWh (70%) Bio 714GWh Eolien 709GWh Solaire 375GWh " France Nuc. 10017GWh Hydro 1043GWh Fossiles 903GWh (8.9%) Eolien 312GWh Sachant que ces bilans on été une nouvelle fois sauvés par l'hydraulique mais également par une baisse des consommations...ça ne durera pas. Alors évoquer : foisonnement, développement des liaisons, augmentation illusoire des stockages pour un éventuel 100% renouvelables ... je suis dubitatif, car l'intermittent restera..................intermittent ! ce n'était pas une affirmation mais plutôt une vision personnelle du futur énergétique comme tu peux en avoir et ça reste évidemment un sujet de discussion ouvert oui je le répète, je ne pense pas que les liaisons soient un jour assez puissantes et les productions des pays "périphériques" suffisantes pour tenir un rôle important pour un soutien d'un "cœur d'Europe" défaillant en production électrique, pour moi l'essentiel des échanges restera entre les pays du “centre” et du nord. Je ne suis en effet pas si optimiste que toi c'est certain, même si techniquement rien n'est impossible économiquement c'est moins sûr; installer des capacités intermittentes 5 à 10 fois supérieures à nos besoins sans vraiment se soucier des conséquences (v. les remarques PPE) est aussi un vrai questionnement. A la différence des grandes centrales nucléaires ou fossiles, P.V et éoliennes délivrent généralement une puissance moindre, variable et éparpillée. Cette nouvelle donne complexifie le pilotage des réseaux alors que tout l’enjeu est d'équilibrer en temps réel l’injection d’électricité et sa conso. Un mur d’investissements se profile juste pour adapter les lignes. Côté distribution, Enedis prévoit de dépenser 61 milliards d’euros d’ici à 2035. Côté transport, RTE anticipe 33 milliards d’euros sur la même période, dont 13 milliards pour intégrer les nouvelles capacités renouvelables. Alors quid des coûts pour "canaliser" 50GW déboulant sur les territoires ? quid des pertes de ces lignes ?....le coût final (financier et énergétique) de ces énormes transferts me semble dissuasif, mais ce n'est qu'un point de vue. Retour sur la nouvelle PPE : autant sur l'éolien offshore on ne peut qu'espérer et souhaiter une progression ambitieuse (trop ?) idem pour le nucléaire, autant sur le doublement de l'éolien terrestre les doutes sont à la hauteur des oppositions des citoyens et concernant le solaire... que dire 75/100GW d'ici 2035, incompréhensible ! sachant que par ailleurs on ne voit pas de projets sérieux de développement de capacités de stockage ! Ce qui est sûr c'est que la production solaire estivale qui correspondrait à ces énormes capacités n'a non seulement aucune chance d'être consommée mais surtout elle ne pourra que déstabiliser les réseaux électriques et planter leur économie... Solaire : Pmax produite 15.2GW en août 2024 pour 18.8GW installés, çàd que le solaire futur avec une telle capacité en 2035 serait capable de produire entre 60 et 80GW au plus fort de la journée ! pour une consommation qui n'a pas excédé les 53GW en pointe en juillet/août 2024 je suis abasourdi et il semblerait que je ne sois pas le seul, je cite : " 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." NEWs La production charbonnée française a été stoppée tôt ce matin, elle n'a pas impacté le bilan CO2 européen mais permis à EDF une rentrée de devises Avec une prévision de 51.5GW en nuc. dès lundi et de l'éolien plus présent son maintien ne se justifiait plus Je me demandai pourquoi le prix du MWh atteignait des sommets cette semaine en Autriche, peut-être un début de réponse ? La compagnie russe Gazprom interrompt ses livraisons de gaz à l'Autriche | Watch à @metre3 j'avais juste entendu ce chiffre de moins de 1% évoqué par un journaliste "expert" au moment où le RU a décidé de sortir du charbon. En consultant ElectricityMaps que je viens de regarder on était sur du 1.15% en 2023 en additionnant les productions charbonnées de GB et d'Ir. du Nord

Première mais franche Tn négative avec -2.7°C, vent nul et pas un nuage, une belle journée en perspective Les inversions étaient bien marquées, un delta de plus de 10°C sur les Tn avec : -4.1°C un peu plus bas à Lantriac , -2.7°C ici, 5.7°C aux Estables et 6.3°C à l'Alambre (1691m) Les TAFs de Lozère ont encore performés avec -9.6°C à Mas-St-Chély et -8.5°C à St-Alban ( -6.2°C à Saugues pour la Tnn du 43) Première gelée sur l'agglomération du Puy avec -2.5°C à Chadrac

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

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

Tn de 0.6°C, vent nul et le soleil fait son apparition 👍 Belle performance de Mas-Saint-Chély ce matin avec -9.1°C

Doline de Chaud Clapier (26 Font d'Urle) -13.1°C à 5h50

10h30 le soleil a fait une percée....mais c'est pas encore franc Tn de 0.0°C, toujours pas de Tn négative ici, vent de nord bien mordant Le Puy-Loudes affiche sa première gelée avec -0.7°C mais c'est aussi la plus tardive sur sept/oct/nov. hormis l'improbable 29 septembre Pas d'éolienne, pas de fossiles, encore moins de nuc. et maintenant pas de géothermie.....mais que veut donc le citoyen contestataire mais néanmoins consommateur ? « Ça va provoquer des séismes » : des habitants du du Puy-de-Dôme s’opposent à un projet de centrale géothermique en poussant un peu, je crois que ça va même provoquer le réveil des volcans et résoudre notre recherche d'énergie thermique

Doline de Chaud Clapier -14.35°C ce matin à 7h40

Journée tristounette grise et froide Tn de 0.7°C et Tx de 3.7°C, pas de vent...dommage Vidé le SPIEA ce matin pour 6mm ce qui porte le cumul mensuel à 8.2mm, c'est peu. Tiens à propos du climat...je viens de lire que notre ministre de la transition écologique n'ira pas à la COP29 (Azerbaïdjan) J'en conclus que nos politiques veulent bien brider retraites et salaires mais eux refusent de travailler à Bakou

Fraîcheur indéniable surtout au niveau du ressenti avec ce vent de nord bien établi (25km/h au maxi) Tn de 2.7°C Mont Mézenc : 70km/h en rafales et -3.1°C à l'Alambre Petite ambiance hivernale à la maison forestière des Estables, il était temps !

Temps mitigé avec un milieu de journée relativement bien ensoleillé, à cette heure c'est couvert à 100% et le plafond brouillardeux descend... 6.0 °C et 9.6°C pour les extrêmes du jour, ça redescend déjà avec seulement 6.1°C à 17h25 Pour la suite même nos experts sont dans l'expectative aussi je ne me risquerai pas à un pronostic

en reconversion ? ...

oui je l'avais bien noté ! Heureusement qu'ils sont là effectivement... En fait c'était juste pour rappeler que même à J+8 on pouvait accorder un petit crédit aux modèles qui prévoient un changement de temps qui ne ferait juste que nous rapprocher de conditions météo dans les normes et dignes d'une mi-novembre. La neige sera certes qu'anecdotique en moyenne montagne et ça je m'en tamponne un peu, mais il en faudrait en quantité plus haut pour espérer débuter notre stock nival qui a rarement été aussi bas à cette période de l'année sous les 3000/3200m. Notre hydraulique a un rang à tenir ! Météo du jour Une timide et brève apparition du soleil ce matin ne sauvera pas la journée qui sera certainement sans soleil mais surtout sèche. RR 0.6mm cette nuit ! Tn 7.7°C, vent nul et peut être pas de gelée avant la mi-novembre ! anormal c'est certain et je pense même que ce serait tout simplement inédit ici de ne pas avoir eu une gelée avant le 15.11

Ceux qui bossaient n'ont pas oublié ...et d'autres.... Chéri, tu peux me ramener mon miroir, je crois que je suis décoiffée Juste pour Boubou ... on se rapproche de l'échéance, relativement beau mais ça va cailler quand même !

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.

Doline de Chaud Clapier (26 Font d'Urle)...les lapins doivent être rentrés dans les terriers -9.85°C le 2.11 et -8.9°C ce matin

Tn de 4.4°C, vent nul. Soleil à tous les étages, rare ces derniers temps de voir Notre-Dame de France briller sur le Puy dès le lever du soleil

- 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)

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 !

malheureusement on y arrivera peut-être avant ...en effet, la Terre pourrait perdre rapidement sa capacité à absorber le carbone. Effondrement des puits de carbone en 2023: que se passe-t-il ? 🌍 Au final la journée a été relativement bien ensoleillée et très peu ventée; bien couvert à cette heure. Tx de 15.8°C

à Laussonne également mais ça se couvre par le côté... ardéchois Tn de 5.9°C, vent faible d'est.