bill43

Oui c'est sûr qu'à cette dose ça n'impacte pas trop l'intensité carbone du gaz mais à ce propos je me posai la question des chiffres de son intensité carbone; en quelques années (d'après electricitymaps) il est passé de 593 gCO2eq/KWh (en 2021) à 530 (en 2024) en Allemagne alors que son approvisionnement, comme beaucoup, à basculé vers du gaz pourri et celui de la France dans le même temps est passé de 501 à 512 ??? je ne comprend pas trop l'évolution des chiffres allemands et le faible impact du gaz US en France. Je me demandai pourquoi tu disais dans ton message précédent que c'était une aberration de produire de l'électricité à partir du biogaz, c'est sûr qu'avec un groupe électrogène à gaz c'est une vraie catastrophe parce que la cogénération par turbine à gaz avec un rendement global # 0.85 affiche aujourd'hui la performance la plus élevée des productions électriques thermiques mais là on passe sur de l'industriel. En fait j'étais repassé sur le Topic pour des nouvelles concernant l'énergie NEWs "pratiques" Changement des créneaux horaires des heures creuses (pendant la période du 1.04 au 31.10) Électricité : voici le nouveau calendrier des heures creuses applicable dès le 1er novembre 6000 clients au tarif de base seront tirés au sort pour tester une offre avec des prix différenciés selon leurs horaires de consommation Electricité : 6000 consommateurs d'EDF bientôt tirés au sort pour piloter leur consommation Lancement du débat public sur l'avenir du réseau électrique La commission nationale du débat public (CNDP) lance le débat public pour le réseau électrique haute tension de RTE. Le public est invité à s'exprimer jusqu'au 14 janvier sur le "Schéma décennal de développement du réseau" qui prévoit environ 100 milliards d'euros d'investissements d'ici 2040 par RTE. En additionnant le coût pour les raccordements au réseau des renouvelables (éolien en mer et renouvelables terrestres) et le coût du soutien public à ces énergies les montants atteindront environ 105 milliards d'euros sur la durée ça parait beaucoup c'est sûr mais il faut savoir ce que l'on souhaite pour le climat et l'assumer (3300 milliards de dette publique ou 3500 ça ne changera pas grand chose ) PPE pas de nouvelles...mauvaises nouvelles ? MaPrimeRenov, Le guichet doit rouvrir fin septembre mais dans une version plus allégée pour dépenser moins d'argent public par dossier et ainsi financer plus de projets. Le projet de texte prévoit l'exclusion de deux opérations : l'installation de chaudières biomasse (hors poêles à bois et à granulés) et l'isolation des murs 👎 Certificats d'économie d'énergie Des textes techniques (à déf.) pour une entrée en vigueur le 1er octobre visent à redonner un coup de fouet au marché des pompes à chaleur. 🖕 Un projet d'arrêté prévoit la création d'une bonification renforcée à compter du 1er octobre (1000 euros) pour le "coup de pouce VE particuliers". La condition: que les véhicules soient fabriqués et leur batterie produite "au sein de l'Espace Économique Européen" 🖕 il ne s'agit que d'une bonification renforcée...l'autre perdure TVA réduite sur des panneaux solaires L'arrêté instaure une TVA réduite à 5,5% pour l'installation de panneaux solaires à partir du 1er octobre. Toutefois, cette mesure est adossée à des critères environnementaux (bilan carbone notamment) ce qui disqualifie de fait les panneaux solaires chinois....alors je ne sais pas si beaucoup seront éligibles Hydro Un projet de décret visant à soutenir les petites centrales hydroélectriques sera à l’étude en septembre (enfin c'est ce qui était prévu...). Ce décret propose des tarifs garantis allant de 42 à 100 €/MWh et pourrait libérer jusqu’à 100 MW supplémentaires, rappel: le MWh solaire en appel d'offres est payé de 80 à 95€/MWh pour les parcs, 7,31c€/KWh aux petits exploitants (< à 100KWc) et 4c€/KWh pour le surplus aux particuliers (< à 9 KWc) qui sont pourtant les mieux placés pour que cette énergie soit intelligemment utilisée/distribuée sans coûts supplémentaires sur les réseaux et souvent stockée à bon escient. D'autres NEWs moins réjouissantes la progression de l'éolien français est désespérante ! Les installations récentes d'éoliennes en Europe bien inférieures aux attentes de la filière | Connaissances des énergies Projets conversion centrales charbon à la biomasse, production de biocarburants.... ça ne gaze plus Shell stoppe son usine de biocarburants à Rotterdam face à un arbitrage stratégique – energynews.pro Comme moi, avec le temps qui passe, le CO2 devient allergique à l'enfouissement Pollution : l’enfouissement du CO2 bien moins efficace qu’annoncé

Merci, Puisque l'on est sur ce sujet "sensible" (accaparement de terres agricoles pour produire exclusivement de l'énergie) je m'étonnai de la baisse de la production électrique allemande par la biomasse (-10% depuis 2015) et d'une faible progression de la production française, certains auraient-ils poussé le bouchon trop loin ? Article datant de 2022 : 14 % des surfaces agricoles allemandes étaient déjà destinées à la production d’énergie, Crise énergétique : Les méthaniseurs allemands lorgnent sur la place du gaz russe je n'avais pas vraiment approfondi le sujet mais il me semble qu'il avait déjà été abordé ici Merci @metre3 Il n'y a pas de progression en France de la production électrique par la biomasse, ce qui supposerait que les nouveaux méthaniseurs injecteraient exclusivement dans le réseau gaz ou que la production serait consommée localement ? Déjà un sacré casse tête que de déterminer l'empreinte CO2 du gaz selon son origine (US, Norvège...) alors que dire avec l'incorporation du biométhane, de l'H2 bientôt.... EDIT Pour les # productions annuelles , la réponse ici (avril 2025) Les données de la méthanisation en France - Chambre d'agriculture France 1400 sites de méthanisation en France --> 4.5TWh en chaleur, 4.3TWh injectés dans le réseau gaz, 2.8TWh produits en électricité

Dans l'onglet infos d'Energy-Charts, je me trompe peut-être mais pour moi le biogaz est issu de la méthanisation des déchets, non ? 3.7 à 3.9GW en biomasse c'est pas rien

Nuit douce en vue 16.6°C à cette heure J'ai pu la choper quand elle a bien voulu dépasser la colline et émerger des nuages

@snowman43 disait : A noter que les travaux pour le stade de biathlon sont en cours. Oui et ils n'impactent pas énormément la forêt... mais pas les coins champignons Reste les pas bons, pour trouver du comestible il faut aller dans les prés Les forestiers ont ouvert les voies, ils en ont mis un coup Les Estables ne font pas exception, la migration des grues n'a pas encore débuté

Prix fossiles, CO2... ne sont pas à mon sens responsables des productions fossiles estivales, je vais prendre en ex l'une des dernières journée d'août pour tenter de le démontrer. Quand le soleil n'est plus là et que l'éolien n'est pas dans sa saison favorable, voilà le résultat --> Productions françaises du 24.08 avec des prix du MWh en soirée qui pousseraient à brûler les meubles de famille pour produire de l'énergie ! Tout ce qui était disponible pour assurer la production était réquisitionné (gaz, FO, charbon chez les voisins...) sachant que chez nous l'hydraulique faisait ce qu'il pouvait avec 7.7GW et que le Nuc. était au maxi 41.3GW --> 4GW en fossiles au maxi en soirée Alors pourquoi conserver autant d'export me direz vous ? -c'est très rentable et si on ne le faisait pas -ce sont les voisins qui l'auraient fait (All. et Esp.) Chez ces mêmes voisins même configuration, personne ne lambinait pour produire en décarboné, en heures de pointe c'était pas brillant. Allemagne 23.8GW (72%) en fossiles !!! malgré Espagne : 7.4GW en Hydro (avec STEP au maxi) et hydro au maxi (dont STEP) et idem biomasse 6.8GW sur le Nuc. (au maxi) -->10GW en fossiles ! Un petit tour sur ce qui s'est passé dans les 48/72h qui ont précédé En France le 23.08 : 3GW de solaire et 1.5 d'éolien au tapis pendant 6h de temps --> de quoi assurer le mini fossiles les 25.08, 26.... En Allemagne le solaire n'était pas au maxi en journée le WE qui a précédé et en Espagne (c'est plus clair visuellement) on voit bien la mise au tapis du solaire les 3j précédents La conclusion est évidente pour moi, même si je n'ai pu quantifier précisément les pertes allemandes et espagnoles EDIT De mieux en mieux ! avec aujourd'hui du délestage solaire mais aussi beaucoup d'éolien, du presque du classique me direz vous, sauf que celui-ci a démarré à 1h du mat !

tu es comme moi, tu as vite fait de t'approprier le plus beau mois de l'année et son plus beau jour le 14 Sacrée soirée nuit ! 17.1°c en Tn à égalité avec la Tnx de l'été 2025 (17.1°C le 9 août) Le vent de sud est bien présent depuis le milieu de nuit (40km/h à 3h) semble baisser d'un ton, ciel parfaitement bleu, ça va plomber cet après midi

à Fos le câble qui relie les 3 éoliennes offshore (3x8.5=25.5MW) fait 12cm de diamètre et pèse # 450 tonnes... juste pour relier la terre ferme Bilans renouvelables de ces 8 premiers mois comparés à la même période des 3 années précédentes Eolien: une mauvaise année 2022, puis des hausses surtout liées à une belle augmentation des capacités (dont 3 parcs offshore depuis fin 2022) puis une stagnation des productions et en // un trop timide développement des capacités offshores. Solaire: les capacités et la production (malgré les délestages) explosent les compteurs. + 40 % en 2024 Hydraulique: après 2 mauvaises années et une année 2024 exceptionnelle, elle affiche une baisse notable cette année (-21.5%) Conséquences : Fossiles: souvent à l'image de nos exports/imports elles compensent aussi la faiblesse des autres énergies (Nuc en 2022; hydro en 2022, 2023, 2025) mais elles sont restées bien trop hautes, en particulier cet été surtout que les importations de GNL en provenance des U.S ont grimpé de 20 % en 2024. La faute à l'hydraulique ? NON même si l'été 2025 (10247GWh) n'a pas été terrible, il manque surtout de stockages Une triple peine d'une inexcusable gouvernance: on perd de l'énergie, on crame des fossiles et on impacte les facteurs de charge des intermittentes ! depuis des années que le problème est identifié il n'y a plus d'excuses et plus vraiment de promesses à espérer. Alors oui on aurait mieux fait de sauver nos fabricants européens de batteries/PV, construire des parcs de stockage que de sponsoriser l'industrie chinoise ou, pour quelques bobos, gaver Tesla... qu'ils détestent aujourd'hui et pas besoin d'avoir bac +5 pour comprendre. Quelques graphes qui auraient pourtant dû alerter Le taux de couverture correspond à la part de la consommation couverte par la production d'électricité éolienne ou solaire EDIT j'avais aussi oublié le tableau des productions .... je disais plus haut "un trop timide développement des capacités offshores" du coup je ne sais pas si timide est bien approprié

je ne connais que les 2 premiers, mais je dirai que tous se situent pas très loin....d'Aubenas Je connais mieux le col d'Autuche que celui de Sétias

rendons à César... @florentdu13 @Ced30... avaient déjà bien prospecté la zone, -3.3°C au final ce matin ! Belle gelée blanche généralisée plus bas ce matin dans la cuvette de Lantriac (2.6°C) fort taux d'humidité (96% ici) Plein soleil, vent nul la journée s'annonce superbe Exercice N°2 @Fanfoe63 @boubou07 un peu plus difficile, saurais-tu retrouver Aubusson, St-Angel, Les Ternes, Ambert, Grandrieu, Moulin de Courbet, Riotord, Noirétable ? Indice, elles ont toutes une particularité thermique visible sur cette carte dans leur département respectif

affirmatif ! -4.4°C Combe de Darbounouse (26) -3.3°C au Moulin de Courbet (07) -1.3°C à Grandrieu (48)

déjà 0.7°C à cette heure ! 23h22 un peu oui, réflexion nécessaire si on ne veut pas que le forum se boubouise Très belle journée, Tx de 18.2°C , j'aurai pensé plus avec un soleil bien présent et un vent discret Vent nul, ciel étoilé, ça plonge bien Ta de 7.4°C à 23h15

OUI Un petit tour ce matin et aucune de mes "classiques" vues ou reniflées et je serai revenu bredouille si au retour je n'avais vu (depuis la voiture ...) dans un champ bien exposé des coulemelles, bilan : 6 belles coulemelles un peu trop développées à mon goût mais que ma voisine, qui les adorent, va faire façon Marcon m'a t-elle dit (panées comme un cordon bleu...connais pas)

Ciel uniformément bleu (sauf à l'extrême ouest) vent nul et petite Tn de 7.3°C En marge des gros cumuls ici avec 6.1mm dans le SPIEA ce matin, et tout en liquide d'après le voisin 🖕 Un seul point bleu sur la carte du MC

alors oui et oui pour le 1 mais un non modulé pour le 2, il faut absolument conserver les réseaux gaz actuels qui représentent les plus importantes capacités de stockage d'énergie en Europe et de très très loin ! L'idée c'est d'inclure dans du gaz "propre" (et non de schiste) jusqu'à 30% d'un mélange H2/CH4 pour abaisser fortement son impact CO2 et de conserver cette formidable énergie pilotable à consommer avec modération; je rappelle que les allemands vont construire 20GW de centrales gaz, ils ont assimilé leurs erreurs, gambergé sur leur dépendance "électrique" et intégré les soucis récents de quelques uns qui se pensaient à l'abri des réalités physiques de la régulation des réseaux électriques. J'étais assez enthousiaste sur l'avenir de l'H2 mais le soufflé est vite retombé; c'était prévisible quand quelques hurluberlus grassement aidés ont poussé le bouchon trop loin en voulant développer la pile à combustible H2 pour les véhicules légers, ils se sont heurté à un mur technologique et un seuil de rentabilité infranchissables mais prévisibles, je continue pourtant de penser que cette énergie reste viable pour le transport lourd (bateaux...) mais la technologie H2 se fait laminer par les lobbies...et la finance L'H2 gris (produit actuellement à 95 % par la transformation d’énergies fossiles) est une solution pour avoir de l’énergie « stockée » sous forme de gaz et utilisable facilement, notamment pour l’industrie. L'H2 bleu est produit de la même manière que l’hydrogène gris (reformage du méthane à la vapeur) mais le CO2 est capturé, stocké ou réutilisé. Le processus est donc nettement plus durable, mais aussi plus coûteux. L’H2 vert est produit par électrolyse. Ce processus de production ne libère que peu de CO2 ce qui fait de l’hydrogène vert le carburant et le vecteur énergétique durable et d’avenir surtout si il est issu des surplus d'énergies intermittentes. Malgré quelques investissements sur les sites : - de Dunkerque ou Fos-sur-Mer, qui doit produire 28 000 tonnes d’hydrogène dès 2027 (conso élec 200 MW) - de la plateforme de raffinage normande où Air Liquide prévoit de produire fin 2025 200 MW d’hydrogène, la France est timide sur les projets d'électrolyseurs pourtant elle dispose d'une énergie décarbonée surabondante pendant de longues périodes, reste à savoir si ces périodes de surplus seraient compatibles avec la marche d'électrolyseurs pas trop enclin à une marche en dents de scie; j'ai pratiqué les électrolyseurs à saumure --> production chlore et soude et ce sont des bestiaux gros consommateurs d'électricité faits pour une marche 24h/24h...donc j'ai fait quelques recherches pour ceux produisant de l'H2 Les # technologies matures Electrolyseur alcalin : de 4.5 à 6KWh nécessaire pour 1 Nm3 d'H2 (la densité de courant relativement faible des cellules et le fait que les cellules ne peuvent pas fonctionner sous haute pression --> cellules plutôt volumineuses , technologie la plus utilisée dans le monde. L’électrolyse alcaline sous pression est un procédé plus récent, plus performant, avec un meilleur rendement (0.6/0.8) Comment un électrolyseur produit-il de l’hydrogène bas-carbone ? - Révolution Énergétique Electrolyseur PEM 4.6 KWh nécessaire pour 1 Nm3 d'H2 (utilise une membrane polymère qui ne laisse passer que les ions hydrogène) plus petit mais fonctionne dans un milieu acide. la technologie des électrolyseurs PEM présente l’avantage majeur de pouvoir rapidement s'adapter aux variations de production des électricités renouvelables intermittentes --> et c'est vital Un ex. avec l'H2 d'Air liquide à Port-Jérôme qui permet de capter entre 60 % et 99 % des émissions de CO₂ Les électrolyseurs PEM pour produire de l'hydrogène renouvelable : comment ça marche ? | Air Liquide La Chine a eu des problèmes avec son plus puissant électrolyseur de 280MW (il ne pouvait pas s’adapter aux variations de puissance de la centrale photovoltaïque et de la ferme éolienne associés à l’installation) Pourquoi le plus puissant électrolyseur d'hydrogène vert au monde galère à fonctionner les besoins Pour produire les 100 millions de tonnes d’hydrogène nécessaires par an, le parc éolien mondial devrait être 8.3 fois plus grand qu’aujourd’hui ou la surface de panneaux photovoltaïques installée 1.5 fois plus grande que la surface de la France (août 2024) --> ça me semble quand même beaucoup....à voir La technologie du plasma d'H2 pour la fabrication de l'acier (très gourmande en énergie) prometteuse mais encore en phase de recherche Le plasma d’hydrogène, une technologie qui pourrait décarboner l’industrie métallurgique EDIT1 L'énergie éolienne pas si clean qu'elle le revendique ? Éoliennes en mer : ces émissions méconnues qui inquiètent les scientifiques EDIT2 énergéticiens et âmes sensibles s'abstenir... EDIT3 Bon "que" 46.8GWh perdus aujourd'hui --> ou l'équivalent de la production de 840t d'hydrogène --> ou 0.3% de la production annuelle française pas grave, hein ?

si tu le dis là je te fais confiance car je n'y comprend que dalle et j'avoue que je ne cherche pas (merci pour la correction sur NDdesN à suivre quand même, c'est bizarre) J'ai regardé plusieurs journées depuis le report des données du Moulin et là j'ai une certitude c'est que la coupure matinale (entre 1h1/2 et 3h) est proportionnelle à la nébulosité qui a régné sur les 24h précédentes; ça confirmerait que l'assistance pile-->carte électronique ne se fait pas. Cette suite de capteur est peut-être réparable pour un bricoleur habile et donc récupérable pour ailleurs Ciel azur, vent nul, Tn de 10.3°C mais ça grimpe vite avec une journée de chaleur certainement à venir en attendant les premières pluies de septembre demain.

rassure toi je n'ai aucune compétence en VE pour proposer de telles données les chiffres avancés par Carbone 4 ne sont peut-être pas exact au gCO2 près mais ils indiquent tout de même des réalités physiques sur l'empreinte carbone de 3 VE électriques de poids/capacité... différents

mon plus gros boulot va être de vérifier quelques paramètres avant d'appuyer sur le M/A de ma PAC géothermique et hop ça sera parti pour 7 mois ! EDIT mea-culpa, car beaucoup avaient raison l'été 2025 a vraiment été pourri ...il n'arrive qu'en 3ième position des étés les + chauds ...depuis 1900 avec une T° moyenne de 22.2°C

pourquoi IC ne récupère t-il pas le point le + bas des Tn de Weatherlink ? déjà constaté le 24.08 -1.7 retenus vs -1.9°C en réel et concernant les RR de l'Abbaye de ND des N les # 67mm du 31.08 n'ont pas été récupérés, ni sur Meteociel ni sur IC ??? Météo du jour très agréable, Tn de 7.6°C, Tx de 19.0°C avec un soleil dominant C'est quand même un plaisir de sortir au plus chaud de la journée sans se prendre un coup de chalumeau, penser que l'on respire déjà depuis le 19 août et que l'on peut espérer une dizaine de mois à ce régime c'est b.....t ! et puis des corvées en moins, plus se soucier des ouvrants, des stores...bref le soleil fait sa vie sans perturber la vie intérieure ni extérieure, un beau 22.9°C en T° intérieure ce soir

HS VE "Sur la question de la consommation électrique/empreinte carbone des VE, les “profs” qui souvent n'y connaissent pas grand chose sur quelques principes de base et de physique.... " - Qui dit véhicule électrique lourd dit plus de matière, plus grosses batteries pour son besoin énergétique --> donc plus d’émissions liées à la fabrication du véhicule, qui représente le principal de son empreinte carbone, contrairement au véhicule thermique. - Idem entre montée et descente ? --> NON si un VE en montée consomme une énergie x, lorsqu'il descend quelque soit son système de récupération d'énergie il ne pourra récupérer qu'une énergie x- z et puis le poids des VE a aussi une incidence non négligeable sur ses pollutions indirectes (pneus...) Je n'ai rien contre le VE, mais dire qu'un VE de 1350kg à le même impact environnemental qu'un de 1900kg il fallait oser ! Des "branquignols" qui comme moi manquent de réflexion

oui mais va dire ça aux chiffonniers de nos assemblées... c'est sûr que c'est rageant. Les allemands payent, pour l'instant, leurs choix mais leur force est que quand ils ont fixé une ligne directrice ils l'assument collectivement. D'accord en partie avec ton post, j'ai l'habitude (mauvaise ?) de raisonner en énergie primaire et notre production électrique est issue très majoritairement (à 73.5%) de centrales thermiques (Nuc./gaz/FO/charbon, dont 70% pour le Nuc.) Je n'ai pas fait précisément le calcul mais on doit avoir un rendement global sur ces centrales d'# 0.34 (0.33 pour le nuc. et de 0.4 à 0.6 pour le reste) et en comptabilisant les pertes des réseaux électriques (THT/MT/BT + transfos...) d'# 9% on arrive à un bilan global : η = 0.31 ce qui veut dire que l'on perd en moyenne 69% des différentes énergies primaires utilisées en utilisant notre électricité. Raison pour laquelle je ne pense pas, par ex., qu'il y ait grande urgence à faire disparaître le gaz de nos modes de chauffage, d'autant que c'est un poste qu'il va falloir remplacer l'hiver par de l'électrique (η pourri) là où la tension sur les productions électriques est forte. Ne pas perdre de l'énergie primaire (produits énergétiques non transformés) et donc de tout ce qui est en aval me semble une donnée à ne pas négliger. Arrêter un parc solaire c'est aussi perdre en partie de l'énergie (mécanique, thermique, électrique...) initialement utilisée et à terme perdre aussi des minerais (avec des stocks limités) perdus en partie à la fin de cycle des machines. Pour des économies d'énergies et surtout pour arrêter d'en perdre rapidement, les priorités (...après s'il reste du pognon ) seraient : - continuer à subventionner l'amélioration de l'habitat (isolation thermique, installation de chauffe-eau solaires...) - subventionner les installations de chauffage/climatisation par géothermie en priorité par rapport aux autres PACs - subventionner des batteries de stockages pour ceux qui possèdent déjà des P.V histoire de contribuer à arrêter l'hémorragie de perte d'énergie solaire - et enfin n'attribuer un bonus* qu'aux seuls mini VE (- de 1350kg, 3 VE fabriquées en Europe le sont) *Le bonus est non seulement maintenu, mais revalorisé depuis le1er juillet grâce aux certificats d'économies d'énergie (de 3100 à 4200 euros selon les revenus !) par ex. la Tesla Model Y restylée est éligible à ce bonus (1900kg 350ch !) on marche sur la tête. Plus d'un tiers des véhicules électriques en circulation testés pèsent plus de 2 000 kg ! à vouloir imposer aux forceps la généralisation du VE, avec le succès très mitigé que l'on connait, on a fait tout faux. --> 120 milliards d'euros, c'est en six ans de 2019 à 2025, le déficit commercial du secteur de l'automobile en France. Subventionner à tour de bras, et entre autre l'industrie chinoise, a un coût financier mais aussi humain.

BILAN août 2025 Un mois vraiment contrasté avec de fortes amplitudes thermiques.et pluviométriques Un début de mois normal suivi d'une séquence bien trop chaude (du 7 au 18) puis 2 petites séquences (2x3 jours de plutôt frais) qui ont été les bienvenues en seconde partie de mois. Txx 36.8°C le 12, Txn 16.6°C le 29 Tnx 17.1°C le 9, Tnn 5.6°C le 24 autant dire que les nuits ont été très agréables et réparatrices Pour les RR, en regardant juste le score mensuel (129.6mm) on pourrait penser que ce fut un mois bien arrosé mais non, car il a suffit de 2 séquences assez rares ici pour faire illusion --> 43.5mm le 26 et 46mm le 31 qui ont fait suite à une trop longue période sèche. Sur ma station de référence, Loudes, (42 années d'historiques) et en prenant la réf. 81/2010... déjà bien impactée par le C.C RR 73.5mm, + 14.5% avec une réf.de 64mm Txm 27.3°C --> +3.3°C (réf. 24.0°C) Tnm 11.3°C --> +1.2°C (réf. 10.1°C) laissons parler les chiffres --> car eux ne trompent pas et n'ont pas de ressentis trompeurs... 10Tx/15 de ces 4 dernières années sont parmi les plus chaudes ! Avec 27.3°C, août 2025 s'intercalera en 3ième position des 5 mois d'août les plus 2003 l'exception qui confirme la règle chauds ! 2022/2025/2023/2024 le quatuor diabolique de l'envolée thermique !

Pas de déception avec ce matin 46mm dans le SPIEA à 8h (6h UTC) donc tout à affecter à ce mois d'août (129.6mm) vraiment chaotique en températures et en précipitations Tn de 9.8°C à 8h, ciel partiellement couvert à l'est, vent nul.

Pas de bilans prévus pour ce mois d'août --> dégoûté que je suis avec 2 exemples bien parlants FRANCE Productions fossiles sur le trimestre mai/juin/juillet 1876GWh en 2024 et 2270GWh en 2025 soit +21%!!! sur les fossiles ...alors que l'on a délesté du solaire à tout va ESPAGNE En parlant de tout va, qu'en est-il de leurs productions sur ce même trimestre ? Solaire 18392GWh en 2025 ( +6.9% seulement par rapport au tr. 2024 (17195GWh) sachant que les capacités ont varié de + 23% ! Pilotables (Gaz/Nuc./hydro) 32898GWh en mai/juin/juil. 2025 vs 29001GWh en 2024 soit +13.5% avec exports France en hausse (3100GWh +13.3%) Un changement de braquet indéniable, se serait il passé un truc qui m'a échappé ? Avenir de nos moyens/capacités de production électrique, après un accident industriel qui rebat discrètement les cartes, des pertes de production qui s'envolent, un fourvoiement dans les choix énergétiques, des stratégies/perspectives remises en cause, sans parler des contextes géopolitique, économique... Le développement des moyens nécessaires en stockage d'électricité s'avère bien insuffisant en nombre et surtout les types de stockage développés en Europe (quasi exclusivement par batteries) sont trop limités en capacité* pour nos besoins futurs, ça n'augure pas de progrès significatifs pourtant indispensables et c'est bien dommage car les excédents solaires vont encore croître et être perdus (80 millions d'euros de pertes en 2024 en France liés aux seuls délestages du solaire) et quand bien même on pourrait les stocker on ne résoudrait pas les demandes hivernales. *le plus grand parc de stockage par batteries vient d'être mis en service en France à Cheviré sur le site de l'ancienne centrale thermique (capacité de 200MWh soit160MHh utilisables ou 20MW pendant 8h !) ...pour alimenter 400 000 foyers pendant 2h nous disait le constructeur (il consomme peu le nantais !) il aurait aussi pu dire, alimenter 6.4 million de foyers pendant 1/4h, plus c'est gros mieux ça passe Autre grosses couleuvres de ce même constructeur qui affirmait : À ce jour, une capacité d’environ 1 GWh de stockage par batteries est opérationnelle en France. Pour soutenir le déploiement de la production des énergies renouvelables en France, le besoin total anticipé par le gestionnaire du réseau français RTE en stockage d’énergie par batteries est de l’ordre de 60 GWh d'ici 2050. Les parcs de stockage ne représentent cependant pas une menace en termes de consommation ou d’artificialisation des sols. Avec une très forte densité énergétique/à leur emprise au sol, seuls 150 hectares au sol environ seraient nécessaires pour atteindre les objectifs nationaux. Grâce à une disposition des équipements conçue pour minimiser l’emprise du projet, le parc de Cheviré couvrira les besoins équivalents à ceux de la ville de Nantes... Ce récent parc de stockage a une emprise au sol de1.95 ha (aire Géoportail) pour 160MWh, il faudrait donc 730 ha pour 60GWh, bon c'est une surface stérile nécessaire qui ne doit pas être introuvable en France, mais c'est juste pour relever une nouvelle fois la rigueur des zoziaux et puis capable de subvenir aux besoins des nantais...non mais je rêve Autre questionnement --> 1GWh a été installé en 4/5 ans et 59GWh le seraient dans les 25 prochaines années ? là je suis plus que dubitatif Nous ne sommes pas dans le désert de Mojave ou le comté de Kern où le plus grand parc de production et de stockage solaire a été mis en service: 2630MWh utiles en stockage (330MW disponibles pendant 8h pour une emprise au sol de 1880 hectares) ! la place là bas sur des surfaces stériles ne manque pas. Sur le besoin de nouvelles capacités pilotables des ajustements s'avèrent inévitables; alors que les 2 principaux producteurs d'électricité européens (ainsi que d'autres) n'ont pas encore validé/concrétisé leurs mix futurs: la France avec des difficultés de renouvellement de son parc nucléaire et l'Allemagne avec des choix discutables pour remplacer son parc de centrales à charbon mais avec un avantage indéniable pour nos pragmatiques voisins car on construit plus rapidement une centrale gaz qu'un réacteur ! Quelle idée a eu la France d'arrêter des sites de centrales à charbon sans les convertir au gaz, plus facile et plus adapté (approvisionnement, coût...) Un choix en tous cas plus réaliste que les projets à la Dubout vus pour certaines reconversions à la biomasse, au bois ou aux pellets (vraies usines à gaz qui auront un impact égal à celui du gaz même venant des USA) il ne faut pas rêver on aura toujours besoin de capacités fossiles pour les pointes hivernales L'Allemagne l'a bien compris tandis que la France lève le pied sur les intermittentes, recule sur le pilotable fossile et ...patine sur le Nuc. FRANCE, la publication du décret sur la programmation pluriannuelle de l’énergie stoppée in extremis Article de G. Woessner (Le Point 29/08/2025) Le décret était prêt, les arbitrages rendus, disait-on, les relectures finalisées. Le 1er août dernier, un communiqué de presse annonçant la publication du décret de Programmation pluriannuelle de l'Énergie (PPE3) fuite dans les médias avant d'être rapidement démenti « Ça bloque à Matignon » confie un proche du ministre de l'Énergie. Rédigée par les services du ministre de l'Industrie et de l'Énergie, soutenue discrètement par l'Élysée, cette feuille de route traçant les ambitions du mix électrique français à l'horizon 2035 devait enfin fixer les volumes à installer : relance du nucléaire, mais aussi développement massif de l'éolien off-shore et du solaire… Un point d'orgue fébrilement attendu par les filières renouvelables, qui multiplient depuis des mois les alertes sur le gel des appels d'offres et les risques de fermeture de chaînes de production. Mais qui consterne, alors, des parlementaires profondément divisés sur la stratégie à adopter, et qui avaient obtenu la promesse que le débat ne serait pas écrasé. Une proposition de loi sur la « Programmation nationale et simplification normative dans le secteur économique de l'énergie », dite PPL Grémillet, devait en effet être débattue à l'automne… Le 1er août pourtant, tout s'arrête. F. Bayrou suspend la publication. Le Premier ministre vient de lire une note confidentielle transmise courant juillet, à leur demande, aux parlementaires de l'Office parlementaire d'évaluation des choix scientifiques et technologiques (OPECST) planchant sur la question (rédigée par V. Berger) Le texte, rigoureux et factuel alerte sur le risque d'une surcapacité structurelle, la trajectoire prévue risquant de conduire à la création massive « d'actifs échoués », pour un coût « considérable » pour le contribuable français. Une surcapacité déjà visible, des prix en chute libre Dans cette note du 10.07 le haut-commissaire s'inquiète d'abord d'un fait peu commenté, mais désormais bien documenté : la France est entrée dans une situation structurelle de surcapacité électrique, qui rend inopérant tout projet d'expansion photovoltaïque sans ajustement de la demande. Ces dernières années, le nombre de panneaux solaires a progressé de manière inédite, passant de 10,4 gigawatts (GW) installés en 2020 à 26,7 GW en 2025. Nos voisins allemands et espagnols ont suivi la même tendance, développant en une seule année (2024) « autant de capacités solaires que l'ensemble du parc français ». La production solaire a donc explosé à la mi-journée… Sans que la demande suive ! Dès le printemps 2025, détaille la note, les signaux sont devenus massifs : vingt-trois jours sur trente en avril, et vingt-neuf jours sur trente et un en mai, les prix spots de l'électricité sont devenus nuls ou négatifs entre 11 heures et 16 heures. Autrement dit, l'électricité produite à ces heures là n'a pas trouvé preneur. Elle a dû être écoulée à perte, faute de pouvoir être massivement stockée, tout en étant payée à son prix garanti à ses producteurs… Dans ce contexte, les moyens de production doivent s'effacer. Les centrales à gaz réduisent leur puissance au minimum, les barrages ralentissent, les stations de pompage hydroélectriques stockent l'excédent. Même le nucléaire est contraint de moduler, avec des baisses de puissance allant jusqu'à 15 GW certains jours. Mais ces ajustements ne suffisent plus. Par ex. le 29 mai, le gestionnaire du réseau RTE a dû demander l'effacement de 4 GW de production solaire autour de midi. Vingt gigawattheures (GWh) d'électricité ont été ainsi « perdus », dans la mesure où ils ont été rémunérés via les compléments de rémunération, mais non injectés sur le réseau. Une anomalie structurelle, estime V. Berger. « Ce phénomène était déjà présent en 2024 et s'est fortement accentué en 2025. Si une offre photovoltaïque est ajoutée aux moyens de production actuels, alors que la demande reste en berne, ces moyens PV supplémentaires seront obligés de ne pas produire. Nous aurons donc des actifs en partie échoués, dès leur inauguration, avec des coûts importants sur le consommateur et pour le contribuable. » Le parc nucléaire à la limite de sa flexibilité L'idée que le solaire viendrait utilement compléter le nucléaire, postulat régulièrement repris dans les documents ministériels, est battue en brèche. La note rappelle une série de contraintes physiques difficilement contournables, récemment mises au jour. D'abord, un réacteur nucléaire ne peut pas être redémarré rapidement. « Si l'on arrête un réacteur en fin de matinée, il ne sera pas disponible en soirée ». Le temps de redémarrage est d'au minimum vingt-quatre heures, pour des raisons de sûreté et de thermodynamique. Ensuite, même en fonctionnement, la puissance d'un réacteur ne peut pas descendre sous un certain seuil. Ce « minimum technique » est généralement de l'ordre de 20 % de la puissance nominale. En deçà, la stabilité du cœur devient difficile à maîtriser. Par ailleurs, en fin de cycle, certains réacteurs ne sont plus capables de moduler du tout. Ces éléments combinés imposent un seuil plancher à la production nucléaire, estimé à 20 GW. Autrement dit, même lorsque le solaire injecte massivement dans le réseau, une part incompressible du nucléaire doit rester connectée. Dès lors, tout nouveau développement photovoltaïque au-delà de cette capacité risque de devoir s'effacer à certaines heures. « Le photovoltaïque sera structurellement empêché de produire. Ces installations seront donc en partie des actifs échoués dès leur mise en service » Des hypothèses de consommation déconnectées Pourquoi, dans ce contexte, la PPE3 prévoit elle de multiplier les capacités renouvelables ? Parce qu'elle repose sur le scénario A de RTE conçu pour la trajectoire de décarbonation "fit for 55" adoptée par l'UE. Ce scénario postule une hausse de 140 térawattheures (TWh) de la consommation d'électricité entre 2019 et 2035. Mais aucun des leviers censés soutenir cette hausse – électrification massive des transports, redémarrage industriel, développement rapide de l'hydrogène vert – ne s'est encore activé. La PPE3 est dimensionnée pour alimenter 15 millions de véhicules électriques et 23 % de camions électrifiés d'ici 2035, qui représenteraient une hausse de 42 TWh de la consommation électrique. Or les ventes ont stagné à 300 000 véhicules en 2023 et 2024. « Si on poursuit une telle stagnation, on sera seulement à 3 millions de véhicules électriques en 2035 et non à 15 millions », prévient la note. Pour atteindre l'objectif, les ventes devraient s'envoler à 1,5 million de véhicules par an… Improbable, alors que les dernières tendances montrent une décroissance des ventes. Deuxième postulat porté par la PPE : la réindustrialisation. Mais la consommation électrique de l'industrie chute depuis dix ans : 124 TWh en 2014, 103 TWh en 2023. Même en intégrant les besoins futurs des data centers, la trajectoire de 160 TWh prévus en 2035 paraît illusoire. Troisième levier : l'hydrogène vert. Là encore, le décalage entre les ambitions de la PPE et la réalité est criant. Le plan Hulot visait 100 000 tonnes produites en 2023, mais à peine 3 % de l'objectif ont été atteints. Le coût de l'hydrogène vert reste prohibitif : 6 €/kg, contre 1,5 €/kg pour l'hydrogène fossile. « Aucun modèle économique ne permet aujourd'hui de produire de l'hydrogène vert à un coût compétitif », écrit V. Berger. Le prix du CO₂ devrait dépasser 300 €/t pour inverser la logique. Or il oscille actuellement autour de 70 €. Une facture publique en forte hausse Ces déséquilibres techniques et économiques se traduisent par un coût public croissant. La CRE estime que les charges de soutien aux ENR atteindront 10,9 milliards d'euros en 2025, contre 8,9 milliards prévus. En 2026, ce montant grimpera à 12,9 milliards. Parallèlement, les coûts de raccordement de ces nouvelles capacités, dispersées, « vont se chiffrer en dizaines de milliards », analyse le député (Liot) du Calvados J. Bruneau, rapporteur d'une étude en cours sur « les impacts technologiques de l'évolution du mix énergétique ». « Si nous ajoutons trop d'ENR au moment même où la consommation stagne, les périodes de prix négatifs vont augmenter, pendant lesquelles il faudra quand même assurer les engagements pris auprès des producteurs de renouvelables, tout en payant les coûts fixes. Ne serait-il pas plus urgent de subventionner l'électrification de nos usages ? » Au seuil d'un débat budgétaire particulièrement difficile, et alors que F. Bayrou alerte quotidiennement sur l'explosion de la dette et l'indispensable réduction des dépenses, les arguments ont porté. « La décarbonation de l'économie est plus lente que prévu, et nous aurons le temps de la voir venir. Il faut environ trois ans pour développer un parc solaire, il serait déraisonnable de se précipiter » confie un conseiller. D'autres poussent, au contraire, pour une publication rapide d'objectifs ambitieux. « L'absence de PPE gêne réellement l'éolien off-shore, pour des raisons industrielles. Pour investir dans les ports, les réseaux, les études de projet, la filière a besoin de soutien public. Et elle fait pression pour que des décisions soient prises avant le 8 septembre, pour que les appels d'offres soient lancés. » La question reste entière : à quel prix ? Allemagne, les gouvernements se succèdent et la trajectoire initialement prévue est maintenue et même boostée Article de JMJ (Carbone 4) La décarbonation totale de l'électricité allemande attendra encore un peu. Dans son grand "tournant énergétique", le pays n'avait pas prévu que de se débarrasser du nucléaire il était aussi prévu qu'il abandonne ses centrales à charbon de 2 types : - Lignite, un charbon domestique de basse qualité (c'est un charbon jeune, riche en cendres et en eau, et donc au pouvoir calorifique faible) qui s'exploite dans des mines à ciel ouvert - charbon vapeur, provenant de l'étranger (dont une large part de Russie), un charbon de meilleure qualité, avec plus de carbone et moins de cendres et d'eau. Actuellement, la puissance installée totale pour ces deux sources est de 30 GW. Mais, pour le moment, le pays n'a pas trouvé le moyen de compenser l'intermittence du solaire et de l'éolien par de la flexibilité des usages et du stockage : il a toujours besoin de moyens pilotables. En fait, en additionnant hydroélectricité, charbon, gaz, batteries, biomasse (pilotable), et pétrole, ses capacités pilotables sont les mêmes que celles d'il y a 23 ans ! et en plus il recourt à celles de ses voisins (notamment la France) via une fluctuation désormais très forte des échanges aux frontières. Pour supprimer le charbon la coalition au pouvoir souhaite construire 20 GW de centrales à gaz afin de compenser la sortie du charbon en 2038. Dans ce nouveau plan allemand, on oublie la promesse (fantaisiste) de les passer un jour à l'hydrogène : ca sera du bon gaz fossile et depuis l'embargo sur la Russie c'est de plus en plus du gaz américain. Mais ce dernier est à peine meilleur pour le climat que le charbon. Il provient pour une large part de l'exploitation des roches mères (les “schistes”) des USA, et est extrait avec de nombreux puits qui présentent souvent des fuites, et le méthane (constituant essentiel du gaz naturel) est un gaz à effet de serre puissant. Il a également besoin d'être liquéfié pour son transport par bateau, c'est à dire refroidi à -161 °C, ce qui demande beaucoup d'énergie, laquelle est fournie par du gaz, justement, avec des émissions de CO2 à la clé. Pendant le transport sous forme liquide, il y a aussi quelques fuites. Il faut enfin le regazéifier à l'arrivée et à nouveau cela demande de l'énergie (mais beaucoup moins que pour la liquéfaction). Résultat : toutes ces émissions supplémentaires rendent le gaz concerné plus émissif par kWh électrique que le pétrole, et presque autant que le charbon ! Certes, l'Allemagne n'aurait pas du fermer ses centrales nucléaires, et aurait du se débarrasser de son charbon. Mais maintenant que c'est fait, il faut bien trouver une solution. Celle imaginée par le gouvernement est un peu mieux pour le climat et pour la biodiversité, mais reste loin du compte.* Une sortie du tunnel pour notre hydraulique ? ou une énième bordélisation sur les bancs de l'assemblée Hydroélectricité : après un long contentieux, Paris accepte d’ouvrir les vannes « un accord de principe » en vue de la résolution d'un contentieux qui durait depuis près de vingt ans sur l’hydroélectricité. Celui-ci prévoit de substituer en partie le régime de concession des barrages à celui du régime plus souple de l’autorisation. EDF veut consacrer 4 à 4,5 milliards d’euros dans la modernisation des barrages. Objectif : augmenter de 20 % leur capacité EDIT corrections texte

Météo estivale aujourd'hui avec 10.4°C et 25.4°C pour les extrêmes et une belle, très belle journée ensoleillée et 1 jour de chaleur supplémentaire. Les RR qui clôtureront ce mois d'août ne seront que bonus (on a déjà dépassé les dernières références ) Il pleut copieusement depuis une trentaine de minutes, on en était à 83.6mm ce matin sur ce mois, autant dire que les 100mm seront dépassés d'ici demain matin 8h