Tout ce qu'il faut savoir sur le photovoltaïque en France

[sicetaitsimple]

Tout au plus, cela devient de plus en plus compliqué à repartir selon les différentes régions, avec de + en + d'échanges frontaliers.

Le "tout au plus " n'a pas de sens.
Car concernant le solaire il produit à peu près en même temps et avec la même intensité chez tous les voisins de l'Allemagne, qui s'équipent tous, même si les rythmes d''équipement peuvent être différents.
Et pratiquement pareil pour l'éolien, quand ça souffle en Allemagne ça souffle généralement chez tous ses voisins directs, qui s'équipent également.
Ce n'est pas "tout au plus", c'est là le vrai problème à gérer notamment pour l'Allemagne. Ses voisins ne sont pas des "poubelles" de ses éventuels surplus futurs d'électricité renouvelable, d'autant que leurs "poubelles" seront généralement pleines au même moment.
Et la capacité des camions-poubelles entre l'Allemagne et ses voisins est de toute façons au mieux d'une quinzaine de GW.

[NCSH]

tu viens de découvrir la stupidité de certains aspects du grand capitalisme !!

En l'occurrence, "le grand capitalisme" n'a pas grand chose à faire là-dedans. Il existait bien avant le développement massif des énergies renouvelables intermittentes, et il n'y avait à l'époque pas de "prix négatifs".
En revanche, il me parait certain que lemodèle de priorité d'accès au réseau des énergies électriques renouvelables va devoir profondément évoluer dans les années qui viennent.
Sauf à interdire au vent de souffler et au soleil de briller les beaux WE d'été.....

Il n'y a plus de "priorité d'accès" depuis la réforme du marché européen mise oeuvre en 2016, sauf pour les petites puissances telles que moins de 100 kWc de PV.

Il ne reste plus que le "merit order" qui est largement suffisant à lui tout seul pour donner la prééminence aux énergies électriques renouvelables intermittentes.

De même, depuis 2016, il n'y a plus de "subventions", remplacées par le principe des "Contrat par différence" ou "Premium".

Ce double mécanisme voulu par l'Europe dès 2012, remplace ce qui datait de 1998.

[NCSH]

Tout au plus, cela devient de plus en plus compliqué à repartir selon les différentes régions, avec de + en + d'échanges frontaliers.

Le "tout au plus " n'a pas de sens.
Car concernant le solaire il produit à peu près en même temps et avec la même intensité chez tous les voisins de l'Allemagne, qui s'équipent tous, même si les rythmes d''équipement peuvent être différents.
Et pratiquement pareil pour l'éolien, quand ça souffle en Allemagne ça souffle généralement chez tous ses voisins directs, qui s'équipent également.
Ce n'est pas "tout au plus", c'est là le vrai problème à gérer notamment pour l'Allemagne. Ses voisins ne sont pas des "poubelles" de ses éventuels surplus futurs d'électricité renouvelable, d'autant que leurs "poubelles" seront généralement pleines au même moment.
Et la capacité des camions-poubelles entre l'Allemagne et ses voisins est de toute façons au mieux d'une quinzaine de GW.

Pour le moment et pour les années à venir d'ici 2030, cela reste gérable.
Au delà, cela va devenir du grand sport, il faudra en + développer ( au sens de déployer ) du stockage de type quotidien ( batteries ) et de type chimique ( Power-to-Gaz i.e. H₂ ) ...

[sicetaitsimple]

De même, depuis 2016, il n'y a plus de "subventions", remplacées par le principe des "Contrat par différence" ou "Premium".

Tu plaisantes je suppose????
Allez, explique nous le principe d'un "contract for difference" Avec sources SVP.

[NCSH]

De même, depuis 2016, il n'y a plus de "subventions", remplacées par le principe des "Contrat par différence" ou "Premium".

Tu plaisantes je suppose????
Allez, explique nous le principe d'un "contract for difference" Avec sources SVP.

L'ancien système de rémunération depuis 1998 se nommait "Feed in Tarif".
Du point de vue de Bruxelles, cela était considéré comme une subvention, ce qui a été un motif pour le remplacer.

Depuis 2012, ce sont d'ailleurs les Anglais qui ont poussé pour que soit choisi le "Feed in Premium" qu'ils avaient expérimenté depuis les années 90 parmi plusieurs dispositifs de rémunérations, compatible avec leur aversion aux subventions.

Désolé, ce ne sont que des souvenirs de lectures sur des documents de ENTSO-E et d'autres sources. Impossible à retrouver sans remuer beaucoup de documentation, qui remontent à près de 10 ans.

[sicetaitsimple]

Pour le moment et pour les années à venir d'ici 2030, cela reste gérable.

Tu es devin? Sur quoi bases tu ce pronostic?
Et quelle est ton analyse des évènements du 30/07 (voir plus haut sur ce fil),certes un jour de faible consommation et de forte production renouvelable?

[NCSH]

Pour le moment et pour les années à venir d'ici 2030, cela reste gérable.

Tu es devin? Sur quoi bases tu ce pronostic?
Et quelle est ton analyse des évènements du 30/07 (voir plus haut sur ce fil),certes un jour de faible consommation et de forte production renouvelable?

Depuis 2 ou 3 ans, le déploiement accéléré du PV en Europe a eu pour conséquence de multiplier les épisodes de prix négatifs de quelques heures sur les différents marchés nationaux des pays européens, surtout les Samedi et Dimanche ; avant 2018, cela était très rare.
Cela se produit essentiellement dans les pays qui ont beaucoup de PV, comme l'Allemagne ( 800 Wc/hab), les Pays-Bas ( 1 250 Wc/hab ), ... et ça se propage par tache d'huile aux pays limitrophes ...
Mais tout ce là, vous l'aviez déjà compris.

Dans le cas de l'Allemagne, les graphiques hebdomadaires ou quotidiens montrent des "difformités" en forme de losange pour ce qui est du PV.
Avec jusqu'à 30 à 40 GW exprimés ( sur 65 GWc installés ), il y a encore de la marge pour augmenter la puissance installée et raccordée sur le réseau électrique allemand : jusqu'à 60 voire 70 GW, cela devrait passer ( soit environ 100 GWc installés ) ...
Cela permettrait d'atteindre les 50% des productions quotidiennes ! Au lieu de 30% actuellement.
A condition de n'avoir que très peu de production en base ( donc il faut pouvoir réduire fortement la puissance des centrales au lignite ou nucléaire en milieu de journée ).

Si on ajoute le hors-réseau électrique, à savoir les batteries stationnaires et le V2G, cela fait encore quelques dizaines de GWc supplémentaires, surtout au delà de 2030.
De même, le Power-to-Gas, quand à lui raccordé au réseau ( et non pas Off-the-Grid comme pour les productions dédiées tropicales ), offre des marges importantes pour absorber les pointes zénithales, sans trop "déverser de poubelles dans les pays limitrophes ".

Mais cela ne correspond pas aux 200 GWc promis par les écolos allemands dès 2030, voire bien + au delà.

Il parait pourtant que les écolos allemands au pouvoir n'appartiennent qu'à la partie dite "réaliste" de ce parti politique ...

[NCSH]

Pour limiter l'ampleur et la profondeur des épisodes de prix négatifs sur les différents marchés nationaux européens, rien ne vaut la baisse des puissances des productions thermiques durant les pointes zénithales. Toutefois, cela reste limité par les rigidités de fonctionnement des centrales thermiques produisant en base.

Depuis une dizaine d'années, les centrales thermiques européennes ont été obligées de s'adapter, pour raccourcir leurs délais de variation de puissance ( à la hausse et à la baisse ), avec plus ou moins de bonheur.
La hiérarchie de la souplesse va des centrales nucléaires aux cycles combinés, ultra-souples malgré leur rendement thermodynamique de 60%.

On distingue les "productions en base" ou "baseload" ( nucléaire, lignite, cogénération, biogaz, hydraulique au fil de l'eau, ... ) et le "suivi de charge" ou "load balancing" ( hydraulique réservoir et éclusées, thermique au charbon et cycles combinés au gaz naturel et H₂ dans le futur, STEP, ...).

Ce vocabulaire est différent de celui employé en France, où il n'est question que de "pilotabillité", opposé à "intermittent".
Concept fourre-tout fumeux et stérile qui n'avance à rien !
Je vais encore faire grincer des dents dans les chaumières ...

Ainsi, en Allemagne, il ne devrait subsister que un peu de STEP ( quelques GW ), des cycles combinés ( 30 GW au gaz naturel + 20 à 30 GW à l'Hydrogène en projet ), avec des centrales thermiques classiques ( lignite et charbon importé ) gardées en " réserves stratégiques" jusqu'en 2038. Avec l'import-export, cela devrait suffire pour garantir l'équilibre instantané consommation-production à forte prépondérance de renouvelables ( 70% dès 2030, évoluant vers 80% en 2040 ) sur un réseau électrique important, au coeur de l'Europe.
De même, le Royaume-Unis, les Pays-Bas, l'Italie, l'Espagne, ... ont d'importantes flottes de centrales à cycles combinés.

Autant dire que la France et les pays d'Europe Centrale/Est vont beaucoup pâtir de l'importance de leurs parcs nucléaires ...

Il faut savoir que mêmes les réseaux de chaleur en Allemagne qui utilisent la cogénération doivent, depuis 2017, pouvoir baisser leur production d'électricité, même à la demi-saison ou en plein hiver ...

La génération de centrales nucléaires qui doit remplacer l'actuelle ( EPR2, centrales d'origine coréenne et américaine ) devra pouvoir démontrer que les variations de puissance importante, quasiment tous les jours, ne seront pas préjudiciable à leur durée de vie.
D'autant plus si l'on veut maintenir des pourcentages élevés, i.e. 20 à 50% dans la production annuelle.

[sicetaitsimple]

On distingue les "productions en base" ou "baseload" ( nucléaire, lignite, cogénération, biogaz, hydraulique au fil de l'eau, ... ) et le "suivi de charge" ou "load balancing" ( hydraulique réservoir et éclusées, thermique au charbon et cycles combinés au gaz naturel et H₂ dans le futur, STEP, ...).

Ce n'est pas aussi tranché que ça! Tiens, la courbe de production nucléaire France pour ce "fameux" Dimanche 30/07:

nucleaire3007.png (23.92 Kio) Consulté 1352 fois

Avec les chiffres:
- 31300MW à 0h00, puis baisse progressive
- environ 22000MW entre 13h30 et 17h30
- 29000MW à 19h45

[NCSH]

On distingue les "productions en base" ou "baseload" ( nucléaire, lignite, cogénération, biogaz, hydraulique au fil de l'eau, ... ) et le "suivi de charge" ou "load balancing" ( hydraulique réservoir et éclusées, thermique au charbon et cycles combinés au gaz naturel et H₂ dans le futur, STEP, ...).

Ce n'est pas aussi tranché que ça! Tiens, la courbe de production nucléaire France pour ce "fameux" Dimanche 30/07:
nucleaire3007.png

Avec les chiffres:
- 31300MW à 0h00, puis baisse progressive
- environ 22000MW entre 13h30 et 17h30
- 29000MW à 19h45

Pour le moment, vu l'importance du PV en France, il n'y a pas besoin que cela soit "plus tranché que cela".
Mais ça va le devenir dans quelques années ...

7 à 8000 MW de variation quotidienne actuellement, c'est le bout du monde avec cette génération de réacteur nucléaire.
Soit -25% ; il en faudra beaucoup plus ...

Il faut voir les graphiques allemands au mois de Mai quand il y a 30 à 40 GW exprimé de PV ( sur les 65 ) : c'est carrément - 75% pour le "balancing power".
Cela correspond à 250 à 330 GWhé de PV pour des journées de week-end de 1 000/1 200 GWhé.

Pour monter à des journées à 50% de PV, sans vent, il faudra aller encore plus loin dans la diminution temporaire des "baseload" et des "balancing power".