énergie Energies renouvelables : projets et conséquences

[Brian McNewbie]

Je vois surtout un gros soucis de moyennage dans l'article et le rapport sur lequel il repose.

A moins que je me trompe, dans les calculs, tout se passe comme si les éoliennes / panneaux solaires fonctionnaient à leur charge moyenne annuelle et qu'en parallèle on fasse cycler les batteries sur un ordre de grandeur de quelques heures par cycle.

Avant toute chose, ça ne peut prétendre répondre qu'à la variabilité de production à l'échelle du cycle de batterie, or le vent et le soleil ne sont pas capricieux qu'à l'échelle horaire : ils sont également changeants d'un jour à l'autre, d'une saison à l'autre, etc.

Mais au delà de ça, le rechargement de batteries à un moment ou un autre sous-entend au moins une situation parmi deux possibles : soit la ressource est disponible pour un chargement correspondant à la moyenne annuelle, saisonnière ou ce qu'on veut et on décide d'envoyer moins sur le réseau pour stocker, auquel cas on ne produit jamais à cette puissance moyenne théorique du point de vue du réseau, soit on charge quand la ressource permet une production supérieure à la moyenne, et... bah c'est ni prédictible ni nécessairement arrangeant, du coup, parce que la "surproduction" par rapport à la moyenne ne colle pas forcément au temps caractéristique qui a dimensionné les batteries. Et il me semble que les calculs ne tiennent pas du tout compte de ça.

Je vois le même soucis que quand on se contente de multiplier une puissance installée par un facteur de charge annuel moyen et qu'on dit "c'est tout bon, c'est égal à la demande annuelle", même si mieux dissimulé ; dans les deux cas on esquive sans en avoir l'air l'enjeu du solaire / éolien, la variabilité de la disponibilité de la ressource à différentes échelles de temps.

Et tout ça, c'est sans se demander comment ça se passe d'un point de vue géographique cette fois, qui échange avec qui à quels prix etc.

Modifié le 3 juin 2019 par Brian McNewbie

[seb24]

Il y a 4 heures, Brian McNewbie a dit :

Je vois surtout un gros soucis de moyennage dans l'article et le rapport sur lequel il repose.

A moins que je me trompe, dans les calculs, tout se passe comme si les éoliennes / panneaux solaires fonctionnaient à leur charge moyenne annuelle et qu'en parallèle on fasse cycler les batteries sur un ordre de grandeur de quelques heures par cycle.

Avant toute chose, ça ne peut prétendre répondre qu'à la variabilité de production à l'échelle du cycle de batterie, or le vent et le soleil ne sont pas capricieux qu'à l'échelle horaire : ils sont également changeants d'un jour à l'autre, d'une saison à l'autre, etc.

Mais au delà de ça, le rechargement de batteries à un moment ou un autre sous-entend au moins une situation parmi deux possibles : soit la ressource est disponible pour un chargement correspondant à la moyenne annuelle, saisonnière ou ce qu'on veut et on décide d'envoyer moins sur le réseau pour stocker, auquel cas on ne produit jamais à cette puissance moyenne théorique du point de vue du réseau, soit on charge quand la ressource permet une production supérieure à la moyenne, et... bah c'est ni prédictible ni nécessairement arrangeant, du coup, parce que la "surproduction" par rapport à la moyenne ne colle pas forcément au temps caractéristique qui a dimensionné les batteries. Et il me semble que les calculs ne tiennent pas du tout compte de ça.

Je vois le même soucis que quand on se contente de multiplier une puissance installée par un facteur de charge annuel moyen et qu'on dit "c'est tout bon, c'est égal à la demande annuelle", même si mieux dissimulé ; dans les deux cas on esquive sans en avoir l'air l'enjeu du solaire / éolien, la variabilité de la disponibilité de la ressource à différentes échelles de temps.

Et tout ça, c'est sans se demander comment ça se passe d'un point de vue géographique cette fois, qui échange avec qui à quels prix etc.

Les capacités de stockage sont aujourd'hui trop faible pour faire autre chose que répondre sur des période courtes (quelques heures tout au plus). En général essentiellement pour stabiliser le réseau en injectant de manière ponctuelle est rapide du courant sur le réseau quand c'est nécessaire. Il faudra des systèmes stockage beaucoup plus gros ensuite pour pouvoir lisser la variabilité de l'éolien et du solaire.

Les batteries sont en général chargée quand la production est trop forte par rapport a la demande et réinjectée quand la demande est forte. Et pour ce qui est des prix c'est géré au niveau national et européen un peu comme une bourse mais ce n'est pas spécifique aux énergies renouvelable.

[clem200]

Il y a 12 heures, seb24 a dit :

Pour du stockage statique de masse je pense qu'il serait plus raisonnable de passer sur des alternatives au Lithium/Ion. 

Moi je partirai sur un réservoir d'eau

[prof.566]

pas cool pour l'écologie des sites... A propos pour les amoureux de Belledonne, il y a un projet à La Ferrière de faire des barrages aux trois Laux.

[g4lly]

9 minutes ago, prof.566 said:

pas cool pour l'écologie des sites... A propos pour les amoureux de Belledonne, il y a un projet à La Ferrière de faire des barrages aux trois Laux. 

Tout projet de taille industrielle est délétère pour l'environnement ... que ce soit des pompage turbinage ... de la production de batterie etc. etc.

Il n'y a pas beaucoup d'alternative a cela.

• L'autoconso ... ça coûte une fortune
• La concentration de la production ...

[Brian McNewbie]

Il y a 2 heures, seb24 a dit :

Les capacités de stockage sont aujourd'hui trop faible pour faire autre chose que répondre sur des période courtes (quelques heures tout au plus). En général essentiellement pour stabiliser le réseau en injectant de manière ponctuelle est rapide du courant sur le réseau quand c'est nécessaire. Il faudra des systèmes stockage beaucoup plus gros ensuite pour pouvoir lisser la variabilité de l'éolien et du solaire.

Les batteries sont en général chargée quand la production est trop forte par rapport a la demande et réinjectée quand la demande est forte. Et pour ce qui est des prix c'est géré au niveau national et européen un peu comme une bourse mais ce n'est pas spécifique aux énergies renouvelable.

Nous sommes donc d'accord, et il est dès lors largement abusif de la part de l'article de clamer que les ENR couplées à des batteries sont déjà concurrentielles vis à vis des énergies fossiles. Le calcul est purement comptable mais fait fi des enjeux techniques, rendant le résultat déconnecté de la réalité. L'ADEME et Negawatt nous en font aussi dans leur genre, mais cette version là est plus insidieuse.

Pour ce qui est des prix, le système n'est pas vécu tout à fait pareil que les autres modes de production : on peut éteindre les centrales à gaz / pétrole / charbon ou "débrayer" un réacteur, ce n'est pas le cas des ENR - qui à l'inverse peuvent même surproduire quand on en a le moins besoin - d'où les phases de vente à prix négatif qu'on peut voir en Allemagne par exemple. Au mieux l'adjonction de batteries limite un peu ce problème, dans l'éventualité où quelques heures maximum après la surproduction on tombe effectivement sur un pic de demande, mais ça implique un management très fin du réseau s'il faut piloter chaque batterie ainsi. Et cette gestion fine n'est pas gratuite....

Modifié le 3 juin 2019 par Brian McNewbie

[seb24]

Il y a 9 heures, Brian McNewbie a dit :

Nous sommes donc d'accord, et il est dès lors largement abusif de la part de l'article de clamer que les ENR couplées à des batteries sont déjà concurrentielles vis à vis des énergies fossiles. Le calcul est purement comptable mais fait fi des enjeux techniques, rendant le résultat déconnecté de la réalité. L'ADEME et Negawatt nous en font aussi dans leur genre, mais cette version là est plus insidieuse.

Pour ce qui est des prix, le système n'est pas vécu tout à fait pareil que les autres modes de production : on peut éteindre les centrales à gaz / pétrole / charbon ou "débrayer" un réacteur, ce n'est pas le cas des ENR - qui à l'inverse peuvent même surproduire quand on en a le moins besoin - d'où les phases de vente à prix négatif qu'on peut voir en Allemagne par exemple. Au mieux l'adjonction de batteries limite un peu ce problème, dans l'éventualité où quelques heures maximum après la surproduction on tombe effectivement sur un pic de demande, mais ça implique un management très fin du réseau s'il faut piloter chaque batterie ainsi. Et cette gestion fine n'est pas gratuite....

L'article n'est peut être pas très clair. L'article original:

https://about.bnef.com/blog/battery-powers-latest-plunge-costs-threatens-coal-gas/#_ftn1

En gros le couple énergie renouvelable + batterie devient compétitif contre les équivalents non-renouvelable dans un domaine spécifique qui est celui des besoins lors des piques de consos sur des périodes d'une heure à 4 heures:

Citation

Electricity demand is subject to pronounced peaks and lows inter-day. Meeting the peaks has previously been the preserve of technologies such as open-cycle gas turbines and gas reciprocating engines, but these are now facing competition from batteries with anything from one to four hours of energy storage, according to the report.

 

[Brian McNewbie]

Il y a 2 heures, seb24 a dit :

L'article n'est peut être pas très clair. L'article original:

https://about.bnef.com/blog/battery-powers-latest-plunge-costs-threatens-coal-gas/#_ftn1

En gros le couple énergie renouvelable + batterie devient compétitif contre les équivalents non-renouvelable dans un domaine spécifique qui est celui des besoins lors des piques de consos sur des périodes d'une heure à 4 heures:

 

Justement, pas tel que je le comprends. Ce qui est compétitif éventuellement pour cette application, c'est le coût de l'installation tel qu'évalué par leur critère :

 "LCOE measures the all-in expense of producing a MWh of electricity from a new project, taking into account the costs of development, construction and equipment, financing, feedstock, operation and maintenance."

Mais a priori on a bien le gros problème de moyennage dans la comparaison brut de deux valeurs de cet indicateur, qui en plus ignore totalement la réalité de la distribution et du marché.

Il est aisé de comprendre pourquoi leur affirmation va trop loin : il est 18h, pic de consommation, le pays/ la région a besoin de puissance. On peut allumer une turbine à gaz, ou... Quoi ? Interroger toutes les batteries du réseau, pour savoir lesquelles sont chargées ou non, et espérer qu'il y a eu assez de surproduction les heures précédentes - le pic de l'exemple est quotidien - pour stocker de quoi amortir le pic ?

 

[seb24]

il y a 2 minutes, Brian McNewbie a dit :

Il est aisé de comprendre pourquoi leur affirmation va trop loin : il est 18h, pic de consommation, le pays/ la région a besoin de puissance. On peut allumer une turbine à gaz, ou... Quoi ? Interroger toutes les batteries du réseau, pour savoir lesquelles sont chargées ou non, et espérer qu'il y a eu assez de surproduction les heures précédentes - le pic de l'exemple est quotidien - pour stocker de quoi amortir le pic ?

Je suis pas sur de comprendre. Ils vont faire de la même manière que pour ta turbine à gaz. Comment ils savent qu'elle est opérationnelle et prête à fournir le courant nécessaire ? 

Il y une sorte de marché ou ils vont émettre une demande de fourniture d’électricité et les fournisseurs dispos vont répondre à cette demande si ils peuvent.

[Picdelamirand-oil]

Germany Is Wrong About Nuclear Power

https://www.bloomberg.com/opinion/articles/2019-06-04/climate-emergency-germany-is-wrong-about-nuclear-power

[Brian McNewbie]

Il y a 3 heures, seb24 a dit :

Je suis pas sur de comprendre. Ils vont faire de la même manière que pour ta turbine à gaz. Comment ils savent qu'elle est opérationnelle et prête à fournir le courant nécessaire ? 

Il y une sorte de marché ou ils vont émettre une demande de fourniture d’électricité et les fournisseurs dispos vont répondre à cette demande si ils peuvent.

là où je veux en venir, c'est que pour fonctionner ainsi de manière stable, il faut mécaniquement surdimensionner le parc de couple éolien/solaire - batteries afin d'être sûr de ne pas tomber le mauvais jour avec moins de réserves que prévu, et c'est encore un surinvestissement non pris en compte dans le calcul présenté.

Bref, les batteries lissent sur des périodes très courtes et commencent à être abordables sur le papier, mais la concurrence avec ce qui est actuellement installé n'existe que par la magie des indicateurs partiels et qui écrasent des enjeux majeurs.

[g4lly]

11 minutes ago, Brian McNewbie said:

là où je veux en venir, c'est que pour fonctionner ainsi de manière stable, il faut mécaniquement surdimensionner le parc de couple éolien/solaire - batteries afin d'être sûr de ne pas tomber le mauvais jour avec moins de réserves que prévu, et c'est encore un surinvestissement non pris en compte dans le calcul présenté.

Bref, les batteries lissent sur des périodes très courtes et commencent à être abordables sur le papier, mais la concurrence avec ce qui est actuellement installé n'existe que par la magie des indicateurs partiels et qui écrasent des enjeux majeurs.

Le plus rentable - investissement et rendement - pour le moment ce sont les solution solaire thermique plus stockage sur sel fondu ... accessoirement ce sont aussi les moins crade pour l'environnement.

Ces CSP ont l'avantage de ne pas produire que de l'électricité mais de pouvoir aussi alimenter des réseaux de chauffage ou de vapeur industrielle.

Le gros avantage des CSP c'est que la techno est archi connu et archi maîtrisé, sans avoir besoin de savoir faire du bout du monde.

[seb24]

Il y a 4 heures, Brian McNewbie a dit :

là où je veux en venir, c'est que pour fonctionner ainsi de manière stable, il faut mécaniquement surdimensionner le parc de couple éolien/solaire - batteries afin d'être sûr de ne pas tomber le mauvais jour avec moins de réserves que prévu, et c'est encore un surinvestissement non pris en compte dans le calcul présenté.

Bref, les batteries lissent sur des périodes très courtes et commencent à être abordables sur le papier, mais la concurrence avec ce qui est actuellement installé n'existe que par la magie des indicateurs partiels et qui écrasent des enjeux majeurs.

Surdimensionner par rapport a quoi ?

Les infos données dans l'article prennent visiblement en compte l'ensemble des coûts dont celui des opérations. Du coup je ne comprend toujours pas comment tu arrives a cette conclusion. Et quels indicateur seraient manquants ?

[g4lly]

3 hours ago, seb24 said:

Surdimensionner par rapport a quoi ?

Le souci c'est que BNEF est un organisme vendant des "solutions" de greenwashing...

... rien que l'affirmation sur la rentabilité de éolien offshore est archi fumeuse ...

... je ne préfère même pas m'avancer sur le coût concurrentiel du PV+LiIon ... personne ne fait le même constat qu'eux sur la majorité des marchés.

C'est d'ailleurs très intéressant de ne voir das leur papier pas une ligne sur les CSP ...

[Brian McNewbie]

Il y a 11 heures, seb24 a dit :

Surdimensionner par rapport a quoi ?

Les infos données dans l'article prennent visiblement en compte l'ensemble des coûts dont celui des opérations. Du coup je ne comprend toujours pas comment tu arrives a cette conclusion. Et quels indicateur seraient manquants ?

Je reprends mon exemple : il est 18h, pic de consommation proche de la valeur cible qui a dimensionné le parc de solutions installées pour répondre aux pics quotidiens. Si ces solutions sont aussi flexibles qu'une turbine à gaz, on aura installé admettons 1.2xPpic, pour tenir compte des aléas de maintenance.

Si on a préféré du ENR+Li-ion et qu'on a également 1.2 Ppic en puissance moyenne dispo à l'année, mais que pas de bol la veille il y a aussi eu un gros pic et qu'entre temps il y a eu peu de vent / soleil - typiquement en hiver avec en plus pics maximaux - on fait quoi ? Si on a par exemple seulement 0.3 Ppic stocké+produit au moment du pic ? On met qui dans le noir ?

On devra donc se débrouiller pour que même dans le cas le plus défavorable on ait de quoi répondre à la consommation, et donc largement surdimensionner le parc ENR+Li-ion par rapport à un parc alternatif pilotable.

C'est cette réalité qui disparait complètement dès qu'on se contente de manipuler des grosses moyennes qui tachent. Même si on prétend tenir compte de tous les coûts.

[ippa]

1 hour ago, Brian McNewbie said:

Je reprends mon exemple : il est 18h, pic de consommation proche de la valeur cible qui a dimensionné le parc de solutions installées pour répondre aux pics quotidiens. Si ces solutions sont aussi flexibles qu'une turbine à gaz, on aura installé admettons 1.2xPpic, pour tenir compte des aléas de maintenance.

Si on a préféré du ENR+Li-ion et qu'on a également 1.2 Ppic en puissance moyenne dispo à l'année, mais que pas de bol la veille il y a aussi eu un gros pic et qu'entre temps il y a eu peu de vent / soleil - typiquement en hiver avec en plus pics maximaux - on fait quoi ? Si on a par exemple seulement 0.3 Ppic stocké+produit au moment du pic ? On met qui dans le noir ?

On devra donc se débrouiller pour que même dans le cas le plus défavorable on ait de quoi répondre à la consommation, et donc largement surdimensionner le parc ENR+Li-ion par rapport à un parc alternatif pilotable.

C'est cette réalité qui disparait complètement dès qu'on se contente de manipuler des grosses moyennes qui tachent. Même si on prétend tenir compte de tous les coûts.

Cette réalité est prise en compte dans les études de l'ademe, qui regardent le vent & le soleil sur X années précédentes (7 de mémoire, voir aussi une année bien basse j'sais plus) afin de s'assurer qu'on arrive à couvrir les besoin. Ce genre de calculs est fait de façon similaire pour les énergies pilotables en fonction du froid maximal estimé.  

J'avais vu les chiffres à l'époque, tous les éléments étaient fournis par l'ademe, par contre je ne me souviens plus du pas de temps, or j'ai depuis lu cette étude https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S1364032117304495 qui dit que le pas doit descendre jusqu'à la minute pour être crédible : pas sûr que ce soit le cas.

Dans ton raisonnement par contre tu oublies que RTE ou l'ademe envisagent une augmentation des capacités de stockage pour justement pallier à la météo pas clémente, avec toujours les calculs évoqués ci dessous pour calibrer correctement. Et le stockage n'est pas prévu uniquement à base de Li-ion mais aussi STEP (pomper de l'eau dans les barrages quand a trop d'électricité produite) voir Power To Gaz (au delà de 80% d'ENR vu son coût/rendement).

Enfin, ne pas oublier que les pics sont uniquement quand il fait froid : actuellement les entretiens de nos centrales nucléaires se font en été où on a de la marge. J'ai jamais vu la courbe de consommation annuelle mais visiblement ça chute fort.

9 hours ago, g4lly said:

Le souci c'est que BNEF est un organisme vendant des "solutions" de greenwashing...

Le B de BNEF c'est Bloomberg, et le copyright du site est "Bloomberg Finance" et j'ai pas l'impression que Bloomberg ou la finance en général soient très "greenwashing". Peux tu détailler tes accusations ?

 

9 hours ago, g4lly said:

... rien que l'affirmation sur la rentabilité de éolien offshore est archi fumeuse ...

je ne sais pas, tu as peut être déjà fourni des éléments mais j'ai dû les rater :$

9 hours ago, g4lly said:

... je ne préfère même pas m'avancer sur le coût concurrentiel du PV+LiIon ... personne ne fait le même constat qu'eux sur la majorité des marchés.

hum, tu peux étayer ? On a beaucoup entendu causer du rapport bloomberg évoqué ci dessus dans les médias mais rien sur des constats divergents. Tu peux étayer stp ?

9 hours ago, g4lly said:

C'est d'ailleurs très intéressant de ne voir das leur papier pas une ligne sur les CSP ...

Si j'ai bien compris CSP c'est solaire thermique puis stockages via sels fondus, avec CSP voulant dire "Concentrating Solar Power", correct ? De mémoire c'est une des technos utilisées au Maroc pour leurs grands projets solaires. Je n'ai pas souvenir de comparatifs de coûts avec des solutions tierces : si tu as des billes je suis preneur :)

 

[Brian McNewbie]

Il y a 5 heures, ippa a dit :

Cette réalité est prise en compte dans les études de l'ademe

J'ai abordé l'ADEME en parlant de calculs hors sol, pas particulièrement sur ce point-ci ; en l'occurrence ils déplacent le problème en faisant des hypothèses surprenantes sur la finesse de gestion du réseau et surtout sans en intégrer les coûts.

Il y a 5 heures, ippa a dit :

le pas doit descendre jusqu'à la minute pour être crédible : pas sûr que ce soit le cas.

Ca ne l'est pas, ni par l'ADEME ni par quiconque, pour une raison simple : on a pour le moment ni les moyens de collecter et stocker, ni les moyens de traiter, une telle masse de données concernant l'ensemble du territoire, au niveau de RTE / EDF. Un pas horaire donne cependant déjà des indications intéressantes... si on ne leur fait pas dire plus que ce qu'elles sont.

Il y a 5 heures, ippa a dit :

Dans ton raisonnement par contre tu oublies que RTE ou l'ademe envisagent une augmentation des capacités de stockage pour justement pallier à la météo pas clémente, avec toujours les calculs évoqués ci dessous pour calibrer correctement. Et le stockage n'est pas prévu uniquement à base de Li-ion mais aussi STEP

Non. Mon raisonnement simule le remplacement pièce pour pièce des capacités thermiques utilisées en plus des solutions que tu cites, par le couple ENR+Li-ion puisque c'est la comparaison faite dans l'article critiqué. Si ce dernier avait intégré des capacités STEP (et leur coût) à son calcul, j'aurais fait de même.

Il y a 5 heures, ippa a dit :

Enfin, ne pas oublier que les pics sont uniquement quand il fait froid

Non. Il y a des pics et des creux tout le temps. A moins qu'on soit en hiver en France métropolitaine cette semaine ?

La consommation est un signal compliqué avec de hautes et de basses fréquences, pas mal de contributions ponctuelles imprévisibles, et en aucun cas ces phénomènes ne sont bornés à l'hiver ou aux périodes froides. Par contre, il se trouve que les max annuels ont lieu en hiver, quand le chauffage est une part non négligeable de la consommation qui offset le signal total vers le haut.

Il y a 23 heures, g4lly a dit :

Le plus rentable - investissement et rendement - pour le moment ce sont les solution solaire thermique plus stockage sur sel fondu

Je connais peu, la dernière fois que je m'y suis penché les sels fondus étaient très corrosifs ce qui compliquait pas mal les applications réelles hors preuve de concept, c'est résolu donc ?

[ippa]

12 minutes ago, Brian McNewbie said:

J'ai abordé l'ADEME en parlant de calculs hors sol,pas particulièrement sur ce point-ci ;

Euh, c'est très intéressant tout ce que tu dis (vraiment), mais là je ne suis pas : tu as contacté l'ademe? D'autres choses te paraissent pas bien?

 

12 minutes ago, Brian McNewbie said:

en l'occurrence ils déplacent le problème en faisant des hypothèses surprenantes sur la finesse de gestion du réseau et surtout sans en intégrer les coûts.

quelle hypothèse en particulier ? Des trucs genre smart grid?

Pour le réseau, naïvement, je le vois ça comme ça : le réseau peut être exploité entre 0 et 100% de sa capacité max. Lors des plus grands pics, on en utilise genre 95%, le reste du temps moins ce qui peut être mis à profit pour faire transiter l'excédent d'énergie des sources non pilotables pour les stocker. Est ce correct ?

12 minutes ago, Brian McNewbie said:

Ca ne l'est pas, ni par l'ADEME ni par quiconque, pour une raison simple : on a pour le moment ni les moyens de collecter et stocker, ni les moyens de traiter, une telle masse de données concernant l'ensemble du territoire, au niveau de RTE / EDF. Un pas horaire donne cependant déjà des indications intéressantes... si on ne leur fait pas dire plus que ce qu'elles sont.

Si on sait déjà faire un pas à l'heure, un pas à la minute c'est que 60 fois plus : rien d'insurmontable pour l'informatique moderne je pense. Maintenant peut être les données manquent elles, ce serait pas étonnant.

12 minutes ago, Brian McNewbie said:

Non. Mon raisonnement simule le remplacement pièce pour pièce des capacités thermiques utilisées en plus des solutions que tu cites, par le couple ENR+Li-ion puisque c'est la comparaison faite dans l'article critiqué. Si ce dernier avait intégré des capacités STEP (et leur coût) à son calcul, j'aurais fait de même.

Ok, après pour le coefficient de 1.2 appliqué pour la maintenance, c'est dans l'hypothèse où celle ci se fait tout au long de l'année, pas juste en été/période de basse conso comme le nucléaire, correct ? Et même là ce coef s'applique surtout à l'éolien mais pas, par exemple, les STEP (je pense) ou panneaux solaires, correct ?

12 minutes ago, Brian McNewbie said:

Non. Il y a des pics et des creux tout le temps.

Evidemment, mais les pics hivernaux sont bien plus hauts non ? C'est de ça dont je parlais. 

12 minutes ago, Brian McNewbie said:

A moins qu'on soit en hiver en France métropolitaine cette semaine ?

La consommation est un signal compliqué avec de hautes et de basses fréquences, pas mal de contributions ponctuelles imprévisibles, et en aucun cas ces phénomènes ne sont bornés à l'hiver ou aux périodes froides. Par contre, il se trouve que les max annuels ont lieu en hiver, quand le chauffage est une part non négligeable de la consommation qui offset le signal total vers le haut.

tu sors d'où ce bien beau graphique ?

comme dit je parlais des pics hivernaux : c'est eux qui conditionnent la puissance max à pouvoir fournir, pas les autres, correct ? 

 

[Brian McNewbie]

il y a 4 minutes, ippa a dit :

Euh, c'est très intéressant tout ce que tu dis (vraiment), mais là je ne suis pas : tu as contacté l'ademe? D'autres choses te paraissent pas bien?

 

quelle hypothèse en particulier ? Des trucs genre smart grid?

Pour le réseau, naïvement, je le vois ça comme ça : le réseau peut être exploité entre 0 et 100% de sa capacité max. Lors des plus grands pics, on en utilise genre 95%, le reste du temps moins ce qui peut être mis à profit pour faire transiter l'excédent d'énergie des sources non pilotables pour les stocker. Est ce correct ?

Si on sait déjà faire un pas à l'heure, un pas à la minute c'est que 60 fois plus : rien d'insurmontable pour l'informatique moderne je pense. Maintenant peut être les données manquent elles, ce serait pas étonnant.

Ok, après pour le coefficient de 1.2 appliqué pour la maintenance, c'est dans l'hypothèse où celle ci se fait tout au long de l'année, pas juste en été/période de basse conso comme le nucléaire, correct ? Et même là ce coef s'applique surtout à l'éolien mais pas, par exemple, les STEP (je pense) ou panneaux solaires, correct ?

Evidemment, mais les pics hivernaux sont bien plus hauts non ? C'est de ça dont je parlais. 

tu sors d'où ce bien beau graphique ?

comme dit je parlais des pics hivernaux : c'est eux qui conditionnent la puissance max à pouvoir fournir, pas les autres, correct ? 

 

En vrac, je n'ai pas contacté l'ADEME mais je les ai cité précédemment, mais ce n'est pas directement la question du moyennage que je leur reprochais puisqu'ils essaient de composer avec. Quand je parle de gestion du réseau, ce n'est pas simplement pousser le potar" comme on appuierai sur l'accélérateur : on doit transporter l'électricité, donc l'emmener d'un endroit à un autre en passant par des lignes, du point où la puissance est disponible jusqu'au point où elle est consommée. Et ce, à chaque instant sur tout le territoire de sorte qu'en moyenne ET localement, Pproduite = Pconsommée. Ce n'est pas simple, il y a des gens qui travaillent dans des postes d'aiguillage etc. Et c'est en partie pour ça que passer de l'info horaire à l'info minute est très coûteux tant en collecte (qui doit s'affiner d'autant géographiquement) qu'en traitement (si tu mets 10 min à sortir un résultat horaire, c'est pas comme mettre 10 min à sortir un résultat minute). Et tout ça, ce sont des enjeux qui entrent dans le concept de smart grid, ce n'est pas gratuit du tout, et l'ADEME tend à le considérer comme acquis sans émettre ne serait-ce que l'hypothèse que davantage de production non pilotée puisse compliquer la donne. Globalement l'ADEME a tendance à remplir sa mission, c'est à dire à être très optimiste pour montrer ce qui est "possible sur papier" avec le renouvelable. Il faut en être conscient et ne pas essayer d'y voir davantage, ce ne sont pas nécessairement des road maps réalistes et mesurées.

L'histoire du coefficient de 1.2 n'est pas importante, c'était pour palier à une réponse de type "oui mais si la turbine tombe en rade" et parce qu'on prend en effet toujours des marges de ce type. Mais la valeur exacte, je l'ai sortie du foin, il ne faut pas la retenir.

Les pics hivernaux sont en effet les plus hauts, mais pour autant il faut savoir gérer ce qu'il se passe en été également. Par exemple, dans la nuit de lundi à mardi, vers le matin on a eu besoin de bien plus de puissance que les matins précédents, et le soleil + vent n'avaient quasiment pas généré les jours précédents, donc si on avait dû compter sur des batteries couplées à ces deux modes de production ça n'aurait pu bien se passer qu'en ayant au préalable installé un parc plusieurs fois plus important que nécessaire "en moyenne". Les pics hivernaux sont un critère dimensionnant mais pas le seul - on pourrait brutalement installer en nominal nucléaire ou gaz ou charbon ou fioul autant ou davantage que le max attendu en hiver, mais ce serait "légèrement" coûteux, donc on a pleins d'autres critères pour coller au plus près à la consommation et donc y répondre sans se ruiner.

Et c'est tout simplement RTE qui me donne ces graphs :
https://www.rte-france.com/fr/eco2mix/eco2mix-consommation

[seb24]

Il y a 12 heures, Brian McNewbie a dit :

Je reprends mon exemple : il est 18h, pic de consommation proche de la valeur cible qui a dimensionné le parc de solutions installées pour répondre aux pics quotidiens. Si ces solutions sont aussi flexibles qu'une turbine à gaz, on aura installé admettons 1.2xPpic, pour tenir compte des aléas de maintenance.

Si on a préféré du ENR+Li-ion et qu'on a également 1.2 Ppic en puissance moyenne dispo à l'année, mais que pas de bol la veille il y a aussi eu un gros pic et qu'entre temps il y a eu peu de vent / soleil - typiquement en hiver avec en plus pics maximaux - on fait quoi ? Si on a par exemple seulement 0.3 Ppic stocké+produit au moment du pic ? On met qui dans le noir ?

On devra donc se débrouiller pour que même dans le cas le plus défavorable on ait de quoi répondre à la consommation, et donc largement surdimensionner le parc ENR+Li-ion par rapport à un parc alternatif pilotable.

C'est cette réalité qui disparait complètement dès qu'on se contente de manipuler des grosses moyennes qui tachent. Même si on prétend tenir compte de tous les coûts.

Non pour plusieurs raisons.

• Au global tu dois de toute façon prévoir de grosse marges en terme de puissance dispos pour éviter tous les aléas. Et ce n'est pas du tout exclusif aux ENR+Li-ion
• La majorité des pics et variations sont assez prévisibles a l'avance
• Ce n'est pas un système qui fonctionne en vase clos et tes batteries n'ont pas a être recharge exclusivement par des ENR.
• Ce n'est tout simplement pas le sujet de qui a été évoqué dans l'article. Ils parlent du coût du KWh pour les différentes installations.

[Brian McNewbie]

il y a 2 minutes, seb24 a dit :

Non pour plusieurs raisons.

• Au global tu dois de toute façon prévoir de grosse marges en terme de puissance dispos pour éviter tous les aléas. Et ce n'est pas du tout exclusif aux ENR+Li-ion
• La majorité des pics et variations sont assez prévisibles a l'avance
• Ce n'est pas un système qui fonctionne en vase clos et tes batteries n'ont pas a être recharge exclusivement par des ENR.
• Ce n'est tout simplement pas le sujet de qui a été évoqué dans l'article. Ils parlent du coût du KWh pour les différentes installations.

Mais cette puissance installée avec marge si grosse fut elle, pour l'avoir avec cette solution tu dois ENCORE surdimensionner, c'est ce que j'essaie d'illustrer. L'ajout de batteries ne change que très peu ce problème lié à la moindre prévisibilité de ta production.

bien sûr qu'en réalité tu peux mixer les solutions ou acheter au voisin : l'exemple est tel qu'il est pour que la comparaison soit possible. Il est vrai pour X MW et permet de prédire dans quel cas on aura davantage recours à l'achat à l'étranger par exemple, justement.

L'article parle du coût au kWh... Quand on s'en sert pour répondre aux variations de conso. Mais quand bien même il parlerait du coût sans présumer de l'usage, le problème du moyennage reste là, c'est mathématique.

On peut le voir autrement : si je te donne en moyenne 40 euros par jour toute l'année, mais que ça peut varier du simple au quintuple selon des cycles horaires, quotidiens, hebdomadaires, mensuels, saisonniers, sans avoir le droit de stocker plus de quelques euros pendant seulement quelques jours, est-ce que tu peux te contenter de ce revenu pour financer un train de vie de 40 euros par jour en moyenne qui lui-même a ses propres variations ? Ou est-ce que ça texpose à devoir emprunter y compris quand ce n'est pas arrangeant ? Pourtant si on se contente d'une comparaison comptable, c'est équivalent à un salaire de 1200 euros stable.

Je n'ai pas l'impression de traiter d'un truc inabordable mais je m'y prends certainement mal, mes excuses si je ne suis toujours pas clair.

 

 

[seb24]

Il y a 21 heures, g4lly a dit :

Le souci c'est que BNEF est un organisme vendant des "solutions" de greenwashing...

... rien que l'affirmation sur la rentabilité de éolien offshore est archi fumeuse ...

... je ne préfère même pas m'avancer sur le coût concurrentiel du PV+LiIon ... personne ne fait le même constat qu'eux sur la majorité des marchés.

C'est d'ailleurs très intéressant de ne voir das leur papier pas une ligne sur les CSP ...

Greenwashing ça devient ton mot joker faute d'argument ?

Quelle affirmation sur la rentabilité de l’éolien offshore ? Je vois dans l'article qu'ils parlent des coûts du MWh mais je ne vois rien sur la rentabilité ? Ou j'ai rate un truc ?

Pour les coûts du PV+Lion il y a des projets en productions qui ont l'air de bien fonctionner. Mais si tu as des articles qui disent le contraire tu peux les poster ici.

Ils ne parlent pas du CSP car ce n'est pas le sujet.

il y a 3 minutes, Brian McNewbie a dit :

Mais cette puissance installée avec marge si grosse fut elle, pour l'avoir avec cette solution tu dois ENCORE surdimensionner, c'est ce que j'essaie d'illustrer. L'ajout de batteries ne change que très peu ce problème lié à la moindre prévisibilité de ta production.

bien sûr qu'en réalité tu peux mixer les solutions ou acheter au voisin : l'exemple est tel qu'il est pour que la comparaison soit possible. Il est vrai pour X MW et permet de prédire dans quel cas on aura davantage recours à l'achat à l'étranger par exemple, justement.

L'article parle du coût au kWh... Quand on s'en sert pour répondre aux variations de conso. Mais quand bien même il parlerait du coût sans présumer de l'usage, le problème du moyennage reste là, c'est mathématique.

On peut le voir autrement : si je te donne en moyenne 40 euros par jour toute l'année, mais que ça peut varier du simple au quintuple selon des cycles horaires, quotidiens, hebdomadaires, mensuels, saisonniers, sans avoir le droit de stocker plus de quelques euros pendant seulement quelques jours, est-ce que tu peux te contenter de ce revenu pour financer un train de vie de 40 euros par jour en moyenne qui lui-même a ses propres variations ? Ou est-ce que ça texpose à devoir emprunter y compris quand ce n'est pas arrangeant ? Pourtant si on se contente d'une comparaison comptable, c'est équivalent à un salaire de 1200 euros stable.

Je n'ai pas l'impression de traiter d'un truc inabordable mais je m'y prends certainement mal, mes excuses si je ne suis toujours pas clair.

 

 

Moi j'essaye de t'explique que ce n'est pas forcement le cas. Tu traites le sujet comme si les batteries étaient dans un système complètement isole. Ce qui n'est pas le cas.

Tes pics de conso n'arrivent pas comme par magie et sont prévisible au moins a quelques jours en avance. Tu peux donc planifier qui va fournir et sous quelles conditions. Tout comme tu planifie les périodes d'entretiens ou d’arrêt des centrales tu peux stocker en avance électricité dans tes batteries en récupérant par exemple les surplus de production a bas prix pour ensuite être dispos lors des pics de consos.

[g4lly]

17 minutes ago, seb24 said:

Greenwashing ça devient ton mot joker faute d'argument ? 

Je constate juste que les pires pollueurs lavent tous plus vert que vert ... en rembarquant tout le monde dans des impasses alors qu'on est sensé être dans l'urgence.

17 minutes ago, seb24 said:

Quelle affirmation sur la rentabilité de l’éolien offshore ? Je vois dans l'article qu'ils parlent des coûts du MWh mais je ne vois rien sur la rentabilité ? Ou j'ai rate un truc ? 

Tu as raté les graphique qui compare l'évolution des divers proposition PV, éolien, onshore, offshore ... étonnamment le truc se veut exhaustif en apparence ...

17 minutes ago, seb24 said:

Ils ne parlent pas du CSP car ce n'est pas le sujet.

... mais cette exhaustivité oubli sciemment ou pas les CSP.

[Brian McNewbie]

il y a 16 minutes, seb24 a dit :

Moi j'essaye de t'explique que ce n'est pas forcement le cas. Tu traites le sujet comme si les batteries étaient dans un système complètement isole. Ce qui n'est pas le cas.

Tes pics de conso n'arrivent pas comme par magie et sont prévisible au moins a quelques jours en avance. Tu peux donc planifier qui va fournir et sous quelles conditions. Tout comme tu planifie les périodes d'entretiens ou d’arrêt des centrales tu peux stocker en avance électricité dans tes batteries en récupérant par exemple les surplus de production a bas prix pour ensuite être dispos lors des pics de consos.

Une seconde fois : la comparaison requiert d'être faite "toute chose égale par ailleurs", d'où le fait que je ne parle pas du reste... Pendant la comparaison.

Oui on peut en partie prévoir les pics de consommation. Oui on peut en partie prévoir le vent ou le soleil. Mais c'est insuffisant, "en partie". Et quand bien même on les prévoirait parfaitement, si tu sais que tu vas avoir une periode où tu devras manger plusieurs pics sans recharger assez tes batteries entre temps, tu devras faire appel à l'extérieur, d'autres moyens de production donc... Des moyens qui ne seraient pas intervenus si tu avais exploité une turbine à gaz ou n'importe quoi de pilotable. On retrouve le surdimensionnement, encore. C'est fou, on dirait presque que c'est cohérent.

Mais plutôt que de répéter ce que j'ai déjà dit, regarde sur les 5 derniers jours le comportement du solaire et eolien en France sur le site de RTE, et explique moi comment avec batteries ça aurait permis d'encaisser la grosse surconso du lundi et mardi sans être complètement surdimensionné (on a une idée de la puissance que vent et solaire installés peuvent donner sur les deux derniers jours, mais c'est le plat du début de semaine qui faut multiplier jusqu'à absorber le surconso, le surdimensionnement devient parfaitement lisible quand on imagine multiplier autant la bosse des derniers jours).

Ce n'est pas de la rocket science. Reprend l'analogie avec les 40 euros par jour et simule des situations. Qu'est ce qu'il se passe si malgré la - faible - possibilité de stockage tu enchaines plusieurs jours où je te donne que 5 euros alors que tu mènes un train de vie à 45 ?
 

[WizardOfLinn]

 

L'IRENA (International Renewable Energy Agency) publie son rapport sur les coûts de production d'électricité renouvelable en 2018.
C'est une synthèse de statistiques mondiales.

https://irena.org/-/media/Files/IRENA/Agency/Publication/2019/May/IRENA_Renewable-Power-Generations-Costs-in-2018.pdf