admetons que les panneaux photovoltaiques contribuent a l'economie mondial, produire de l'energie en hiver avec du photovoltaique reste tres couteux. je pense pas quil soit interaissant de depasser les 10% de photovoltaiques voire 3 ou 4% mais 50% est totalement incongru.
brevet 2018 moteur générateur à azote liquide pour le stockage énergie.
en quoi c'est couteux l'hiver ? tu ne payes qu'à la production .
..au contraire avec la fraicheur ça produit mieux ..mais les journées sont plus courte ..
Dernier avertissement avant fermeture : merci d'en rester au sujet initial, à savoir, comment faire, et est-il seulement possible (techniquement et éventuellement économiquement, mais en dehors de toute considération politique), pour assurer 50% de l'électricité française en photovoltaïque (ou autre renouvelable intermittent), dans le cadre du réseau européen d'électricité ?
Je rappelle également que les attaques personnelles n'ont pas leur place sur nos forums.
Merci de votre compréhension.
Philou67 pour la modération.
:'( Plus j'apprends, et plus je mesure mon ignorance
D'après le rapport de la commission d’enquête du Sénat fourni par Tilleul, il y aurait environ 2GW de potentiel STEP en France. Est-il possible d'estimer à partir de ce potentiel, la capacité d'énergie intermittente qu'il est possible d'injecter dans le mix électrique français ?
:'( Plus j'apprends, et plus je mesure mon ignorance
Bonjour.
Il faudrait connaitre le volume des réservoirs envisagés, on peut disposer d'une puissance de 2GW pendant 5 mn, 5 heures, 5 ans, c'est juste une question de taille des réservoirs.
De plus la récupération après le stockage nécessite de l'ordre de 25% de plus d'énergie produite, bref pour turbiner une heure, il faut pomper plus d'une heure.
@+
Dernière modification par SK69202 ; 22/08/2012 à 15h20.
Dans les villages gaulois, ils ne sont jamais tous d'accord. Jules César
ou est le souci puisque l'energie de base est gratuite ? ...
Si l'énergie est gratuite pourquoi doit elle être subventionnée ?
Ce n'est pas un souci, c'est juste une contrainte qu'il faut plus de temps d'énergie gratuite pas chère que de temps d'énergie payante chère, or cela ne sera que rarement synchronisé entre Hélios, Eole et les envies de Sapiens Sapiens.
@+
Dans les villages gaulois, ils ne sont jamais tous d'accord. Jules César
l'eternelle question de celui qui investi
tes impots ou tes factures ..qui payent à la fin ? .. toujours les memes ..
un kWh Nuk ne serait pas la meme chose qu'un kWh ENR ?
Un kWh nuc est disponible H24, un kWh solaire est disponible pendant les heures de jour hors éclipse, un kWh éolien c'est si le vent souffle dans la bonne fourchette de vitesse, cela s'entend bien sûr hors des périodes de maintenance.
Il y a plus de personnes qui payent des factures que de personnes qui payent des impôts, certain ont droit au deux.
Dans les villages gaulois, ils ne sont jamais tous d'accord. Jules César
mais justement c'est fait exprès pour avoir une reserve quand les ENR ne produisent pas
donc le principe c'est de returbiner avec des energies gratuites ..et de turbiner en fonction des besoins ..
@Philou67 : c'est pas comme ça que ça marche... Ta question aurait du sens si on parlait d'une production autonome, hors nous sommes dans un réseau, et un réseau comme son nom l'indique c'est... un réseau. Donc on ne peut pas dire qu'on a besoin d'avoir une production pour compenser une autre ou un stockage pour compenser un autre ou quoi que ce soit. Tout ce que tu as ce sont des aléas et des sécurités pour les gérer.
Le stockage c'est pareil... Par exemple quand Areva développe du stockage d'hydrogène pour stocker les surproduction nucléaire d'été qui ne vont plus trouver acheteur avec l'introduction de grande quantité d'électricité solaire sur le réseau est-ce que c'est du stockage d'électricité PV, d'électricité nucléaire ? Ben non, c'est juste du stockage d'électricité et point final. Le stockage sur un réseau c'est simplement une centrale qui a pour caractéristique de pouvoir consommer de l'énergie quand elle est abondante et de pouvoir en produire quand elle est rare, il ne faut pas chercher plus loin.
Voir la contribution de RTE que j'avais donné précédemment qui l'explique :
Maintenant pour te répondre à ta question : pour faire 50% d'électricité photovoltaïque il y a besoin de 0 Wh de stockage... Tout simplement parce que les caractéristiques physique de l'effet photovoltaïque font que la quantité d'électricité produite s'adapte au besoin (on peut même le mettre en court-circuit sans danger, contrairement à un générateur thermique qui lui va s'emballer si tu fais ça), comme 60% de notre consommation d'électricité a lieu en journée il te suffit d'adopter la méthode des fabricants de calculettes : pas de stockage simplement une grande puissance PV installée totalement surdimensionnée qui permet d'être certain qu'on produit assez d'énergie même quand la quantité de photon est faible...« Quand une éolienne s’arrête faute de vent, ne faut-il pas démarrer un groupe thermique pour
satisfaire la consommation ? » Cette question traduit une saine préoccupation pour l’équilibre offredemande
à chaque instant, mais pour bien y répondre, il faut relativiser le phénomène. On peut ainsi
également s’interroger :
- Sur d’autres sources possibles de déséquilibres offre-demande : « quand une centrale à gaz
tombe brusquement en panne, ne faut-il pas démarrer un groupe thermique pour satisfaire la
consommation ? » ; ou encore « quand un nuage obscurcit le ciel de Paris, ne faut-il pas
démarrer un groupe thermique pour satisfaire la consommation d’éclairage supplémentaire ? »
- Sur d’autres moyens d’action : « quand une éolienne s’arrête faute de vent, ne faut-il pas
démarrer un groupe hydraulique pour satisfaire la consommation ? » ;
- Voire sur le risque contraire : « quand une éolienne démarre, ne faut-il pas arrêter un groupe
thermique pour satisfaire la consommation ? ».
Et plus généralement il faut ainsi s’interroger sur l’ensemble des interactions entre composantes du
système électrique (consommateurs et unités de production au premier chef), l’échelle et la vitesse des
phénomènes, pour apprécier les risques réels et les moyens de les traiter.
La gestion de l’équilibre offre-demande d’électricité n’est en effet autre chose que l’anticipation et la
maîtrise de l’ensemble des aléas qui affectent le système électrique çà et là et à tout instant : chaque
consommateur enclenche ou déclenche ses appareils électriques sans préavis ; chaque centrale de
production peut être sujette à une panne subite ; la température influe directement sur la consommation
de chauffage, la nébulosité sur l’éclairage en journée, les précipitations sur le niveau remplissage des
barrages, etc. L’intermittence de la production éolienne ne représente donc qu’un aléa parmi beaucoup
d’autres.
Tous ces aléas peuvent être rapides ou lents, plus ou moins probables, corrélés entre eux ou non.
L’appréciation des risques implique de caractériser statistiquement les phénomènes pris
individuellement et dans leurs interactions. Cette appréciation tient compte d’une part du fait que des
phénomènes indépendants (non corrélés) foisonnent6 ; et d’autre part de l’impact relatif de chacun à
l’échelle du système électrique. Par ailleurs, le risque est d’autant plus faible qu’un aléa est suivi et
qu’il peut être – au moins dans une certaine mesure – prévu (et qu’il est donc moins incertain) ; voire
que l’exploitant du système électrique a les moyens de le contrôler directement (donc de réduire
l’ampleur de son impact).
Ce ne sont que les aléas significatifs à l’échelle du système électrique par leur ampleur, leur incertitude
ou leur rapidité d’occurrence qui dimensionnent marges et réserves7. Marges et réserves ainsi
dimensionnées permettent a fortiori de couvrir aussi les aléas de moindre importance à l’instant
considéré, sans besoin significatif supplémentaire.
6 C’est-à-dire qu’ils n’altèrent pas tous l’équilibre offre-demande dans le même sens au même instant. Des
appareils sont allumés quand d’autres sont éteints par exemple.
7 Ou dont plus généralement découlent les procédures et les moyens à mettre en oeuvre pour faire face à ces
risques. Les réserves n’en sont qu’un aspect, et elles-mêmes se subdivisent selon qu’elles sont mobilisables plus
ou moins rapidement.
Pour fixer les idées, en France, le niveau de marge requis8 s’établit couramment aujourd’hui aux
alentours de 3 000 MW en été (le facteur principalement dimensionnant étant le risque de panne de
centrale de production) ; et 4 000 à 4 500 MW en hiver (le risque principal étant celui d’une erreur de
prévision météorologique sur les températures, qui se répercute sur la consommation à raison d’un peu
plus de 2 000 MW/°C actuellement). Ces marges ne sont pas dédiées : aujourd’hui, les quelques 3000
MW de marge en été (respectivement 4000 à 4500 MW en hiver) permettent de couvrir aussi l’aléa sur
la consommation (respectivement de panne de centrale) ou l’aléa éolien.
Pourquoi l’aléa éolien n’est-il pas dimensionnant alors que la production de chaque éolienne peut
varier de 0 à 100% ?
Si la production de chaque éolienne est éminemment variable, la production agrégée de plusieurs
éoliennes foisonne et en ressort d’autant moins « chahutée » qu’elles sont nombreuses et soumises à
des régimes de vent différents : si une éolienne peut s’arrêter, une autre, soumise à d’autres vents, peut
dans le même temps voir sa production augmenter. Par suite, si la production éolienne totale est
fluctuante, ces fluctuations apparaissent émoussées par rapport à celles qui affectent chaque éolienne,
tant en amplitude qu’en rapidité. De plus, alors qu’il est particulièrement difficile d’effectuer des
prévisions de vent et de production éolienne par éolienne, il est possible de prévoir vent et production
éolienne à l’échelle de régions et du pays entier avec une précision suffisante9 plusieurs heures voire
plusieurs jours à l’avance.
En France, RTE observe en temps réel la production de l’ensemble des éoliennes sur le territoire. De
cette observation et des prévisions de vents mises à disposition par Météo-France, RTE tire des
prévisions de la production éolienne, et limite ainsi très significativement l’incertitude sur les volumes
produits et les besoins de marge qu’elle aurait sinon exigé.
On peut noter par ailleurs que dans de rares situations d’heures creuses (observées par exemple en
Espagne), le système électrique ne peut absorber la totalité de la production éolienne. Si cette
production ne peut être évacuée ou stockée, il faut être en mesure d’ordonner l’arrêt d’éoliennes,
comme on peut le faire avec d’autres centrales de production.
Enfin, en cas de vents trop violents, les éoliennes se mettent en sécurité. En pratique cependant
tempête ne signifie pas un vent constamment fort sur une large zone et donc arrêt d’éoliennes dans un
large périmètre : lors de la tempête Xynthia par exemple, les fermes éoliennes voisines ne se sont pas
toutes arrêtées en même temps. Par ailleurs, on a pu observer par le passé, en Espagne et en
Allemagne, des arrêts de production éolienne à l’échelle de régions entières, suite à creux de tension
ou de fréquence. La réglementation impose cependant aujourd’hui aux éoliennes des performances de
tenue aux creux de tension et de fréquence similaires à celles des autres moyens de production pour
éviter le risque de déclenchements en cascade sur de vastes zones.
Ainsi, aujourd’hui, les besoins de marges ou de réserves que requiert l’intermittence de la production
éolienne sont simplement masqués par les besoins de marges ou de réserves requis par les autres aléas
qui affectent le système : aléa de consommation (en hiver) et panne de groupes de production
centralisés.
En sera-t-il toujours ainsi ?
La question revient à mesurer l’importance relative de l’aléa éolien par rapport aux autres, notamment
sur la consommation et sur les centrales thermiques.
On peut remarquer que si la production éolienne se développe, la sensibilité de la consommation à la
température en hiver (chauffage) et dans une moindre mesure en été (climatisation) augmente. Au-delà
des volumes, il faut tenir compte des mesures de maîtrise des risques : amélioration des prévisions
(pour réduire les incertitudes), développement de moyens d’actions correctives.
Ainsi, dans un contexte où le système français fait déjà ainsi face à de multiples aléas, avec des
éoliennes ne s'ajoute qu’un aléa supplémentaire. Son impact est d’autant moins prégnant qu’il peut
foisonner avec les autres risques auxquels le système français est soumis, et qu’il peut être lui-même
mieux maîtrisé par l’observation en temps réel de la production éolienne, et par la réactualisation en
continu des prévisions qu’elle permet. Pour fixer les idées, cet impact peut être considéré comme
quasiment imperceptible sur l’exploitation du système jusqu’à 2 500 MW d’éoliennes installées ; à
partir de 5 000 MW, l’observation est pratiquement indispensable ; et au-delà de 10 000 MW, une
prévision est vraisemblablement nécessaire. Or, dès aujourd’hui, avec le système IPES, RTE s’est doté
des moyens d’observer en temps réel et de prévoir la production éolienne.
Avec un parc éolien de 10 GW ou 20 GW, pour les journées faiblement ventées, la gestion du Système
devrait rester assez proche de ce qu’elle est aujourd’hui, en l’absence ou presque d’éoliennes (forte
mobilisation des moyens thermiques et hydrauliques, pour satisfaire la demande et constituer un
volume modéré de réserves) ; pour les journées ventées, en fonction de la qualité des prévisions de
vent, le volume de réserves sera plus ou moins sensiblement augmenté.
Ainsi, l’intermittence de la production éolienne ne représente donc qu’un aléa parmi beaucoup
d’autres et, sous réserve d’une répartition géographique équilibrée et d’un développement adapté du
réseau de transport, l’insertion de 20 000 MW d’éolien dans le système électrique français apparaît
réalisable.
Après forcément ça peut couter cher (encore que rappelons que le prix de la production compte juste pour 1/3 de la facture d'électricité donc tout est relatif)... et donc après c'est juste une question de quelle est la solution économiquement acceptable (je ne dis pas "la plus économique" parce que c'est totalement impossible de trouver une solution optimale et ça n'a aucun intérêt), est-ce que c'est de brider le PV, de produire avec une autre énergie, de mettre en place un stockage et puis de mettre en place les avantages et inconvénients de chaque mix...
Par exemple j'ai plus en tête la référence mais pour l'instant le plus intéressant pour faire 20% de PV en Israel c'est de ne pas stocker mais juste de brider à 95% la production PV annuelle (en Allemagne à vue de nez on va dire que c'est du 10%). Après tout dépend des évolutions technico économiques : plus le prix du PV baisse et plus il est préférable de brider pour augmenter la part solaire, plus le prix des batteries baisse et plus il est préférable de stocker.... Sachant que ce qui est compliqué avec le stockage c'est qu'il ne sert pas qu'à baisser la production électrique mais il sert aussi à diminuer les couts de plein d'autres postes : un stockage te permet de diminuer tes couts de transporte et de distribution (on peut faire passer plus d'énergie sur une ligne), de sécuriser la consommation en cas de panne de réseau, de diminuer les risques de pointes... Le stockage et les EnR c'est plutot deux technos qui ont leur valeur économique propre et dont le déploiement se nourrit mutuellement (on avait juste à lancer la machine : plus il y a d'EnR et plus il est rentable d'utiliser du stockage plutot que des centrales fossiles et plus il y a de stockage et plus il est rentable d'utiliser des EnR plutot que des centrales fossiles) plutot que quelque chose qui est obligatoire...
Keep it in the Ground !
Et sinon ne pas oublier que l'électricité n'est pas à proprement parler une énergie c'est juste un vecteur qui permet de transmettre sur de longues distance de l'énergie qui est produite sous une autre forme (typiquement transmettre un mouvement mécanique sur de longues distances).
Donc ce qui vous intéresse ce n'est pas de stocker l'électricité c'est de stocker l'usage final de l'électricité. Un stockage de froid (qui représente quand même une bonne part de nos besoins électrique) c'est un stockage d'électricité qui ne coute rien... (d'où l'utilisation des batteries froides en climatisation)
Keep it in the Ground !
ou d'une voiture a azote liquide. le probleme etant qu'il n'ya pas de specialiste en france pour la voiture a azote liquide. j'ai beau chercher dans google, mon ami, je trouve pas.
brevet 2018 moteur générateur à azote liquide pour le stockage énergie.
y'a bien Air Liquide, mais ils ont préféré investir quelques dizaines de millions d'euros dans l’hydrogène.
brevet 2018 moteur générateur à azote liquide pour le stockage énergie.
Re : Soyons fous : 50% de notre électricité assurés par du photovoltaïque !
Areva et les constructeurs autommobiles mise aussi tout sur l'hydrogene. au total ca fais quelques milliards.
brevet 2018 moteur générateur à azote liquide pour le stockage énergie.
Envoyé par Tilleul
Je maintiens tous mes chiffres, qui concernent uniquement l'investissement nécessaire pour chaque type d'énergie installée; toi, tu y mêles des investissements sur 20 ans (ce qui ne veut rien dire, c'est éventuellement l'amortissement qui peut se faire sur 20 ans), les frais de fonctionnement, de combustible, etc... ce qui ne fait que noyer le poisson et rendre le débat incompréhensible... accessoirement, j'aimerais bien que tu me fournisses un installateur de photovoltaique facturant 1500€ le kw-crête installé... c'est totalement fantaisiste...
idem pour les productions annuelles: mes chiffres mesurent ce qui est possible pour chaque énergie, compte tenu de la maintenance... ça peut évidemment être moins, mais c'est le cas pour toutes les énergies...
ok pour le chili (je te fais confiance), eh bien rachetons l'électricité photovoltaique en france à ce prix de 8 ou 10 cts le kwh... chiche?
pour l'angleterre, à ce tarif, edf va vendre, à coup sûr, c'est trois ou quatre fois le prix de vente en france de l'électricité nucléaire...
pour les émissions "per capita" de co2 en allemagne et au danemark, ta source confirme exactement ce que je disais: leurs émissions sont 60 à 70% supérieures à celles des français; une petite erreur dans mon information, l'allemagne vient de dépasser le danemark pour la 1ère place... mais cela ne change rien à l'argumentation...
pour ce qui concerne l'éolien en france, là aussi ta source confirme que le réseau ne pourra guère dépasser les 10 gigawatts d'éolien installé sans risque important; je pense qu'il serait sage de s'en tenir à ce niveau (soit 10% de la puissance électrique nationale)...
le reste n'étant qu'appréciations subjectives, j'arrête là ma réponse.
Dernière modification par barda ; 22/08/2012 à 18h05.
Ma question, certes un peu hors du sujet initial, ne portait pas que sur le photo-voltaïque, mais sur toutes les énergies intermittentes (et fatales).
Il fallait la comprendre ainsi : on dit aujourd'hui que l'hydraulique est au maximum de ses capacités en France (sous entendu, selon moi, pour l'ajustement des pointes). La question était donc : comment estimer ce que l'ajout d'un potentiel de 2GW de STEP peut influencer l'injection de plus d'énergie intermittente dans le mix électrique (je ne doute pas un instant que si l'on a étudié les possibilités de STEP, on a aussi étudié leur impact potentiel).
La réponse se trouve peut-être dans ton long message, que je lirai plus tard à tête reposée.
:'( Plus j'apprends, et plus je mesure mon ignorance
Bonjour à Tous
oui la reponse se trouve deja dans le texte avec les liens qui confirment ..
en fait il est vrai que le titre du post limite fortement le debat qui doit etre global puisque il faut parler des ENR en general qui sont l'avenir et ont le potentiel pour et surtout en se completant pour etre le vrai mix energetique dont on a besoin
le truc avec le photovoltaïque c est que la nuit ca ne te sers pu a rien ! moi je dis en éclairant au panneaux phosphorescent ou avec de la peinture fluorescente on augmenterais grandement le rendement et voir même la durer de vie !
Bonjour ARUNOF
d'ou l'interet du MIX des ENR ..du "stockage" au plus pret des lieux de consommation et des economies d'energie....
de plus si tu prends bien soin de lire ce n'est pas la nuit qu'il y a le plus de consommation surtout en cete saison ... voir sur le site de RTE les courbes ...
tu veux eclairer la nuit pour ...produire de l'elctricité
bonjour !
la produire et la stocker pour la rendre !! par ce que ils en ont en stock mais le prix resteras le meme !
et c'est la que c'est bien parce qu au lieu de démanteler entièrement ta central nucléaire ..tu t en sert comme centre de stockage énergétique !!
mais le principe des ENR c'est d'avoir l'energie de base gratuite et propre, sans dangers, sans dechets ..de produire sur les lieux de consommation pour limiter les pertes reseaux
ou as tu vu qu'il y avait du stockage actuellement ? ( sauf l'hydraulique ) ça commence à peine à se develloper vu les freins qui ont existé pendant des années ..
mais il n'y a pas de stockage dans uen centrale NUK ? ..
@Philou67
Comme je l'ai indiqué ce qu'il faut c'est avoir un équilibre entre production fluctuante et demande fluctuante : d'un côté un dispositif qui te permet de consommer de l'électricité quand elle est abondante (ou d'en diminuer sa production) et de l'autre un dispositif qui te permet de produire de l'éléctricité quand elle est rare (ou d'en diminuer sa consommation).
Il s'avère qu'on pense tout de suite à un stockage parce qu'il s'agit d'un dispositif qui permet de réaliser les deux tâches au même endroit mais on peut très bien avoir des dispositifs différents du moment qu'ils sont tous les deux connectés au même réseau et souvent c'est ce qui est le moins cher.
Par exemple la France avait prévu de faire beaucoup plus de STEP pour stocker du nucléaire : un réacteur nucléaire possède les mêmes caractéristiques de production d'une EnR : moins on l'utilise et plus il est cher et la taille des installations implique des variations énormes au cours de l'année dès qu'il y a un problème sur un réacteur ou une opération de maintenance. Il n'y a donc pas d'intérêt à faire varier sa consommation à la baisse, vu le dimensionnement du parc nucléaire français celui-ci est beaucoup plus élevé que la conso minimum et une production en continue ne correspond pas du tout à l'équilibre de la consommation (qui est plus élevé en journée qu'au beau milieu de la nuit par exemple).
Seulement on s'est rendu compte que pour équilibrer le réseau français on pouvait utiliser les importations et les exportations et que ça coutait moins cher de demander à nos voisins de modifier leur équilibre production/consommation que de stocker (la France est le pays du monde qui exporte le plus d'électricité devant le Paraguay (barrage d'Itaipu) et le Canada).
Donc j'ai envie de dire : à partir du moment où on est capable de faire 70% de nucléaire c'est pas plus difficile de faire 70% d'EnR, juste différent...
Maintenant pour répondre à la question, on peut faire une centrale virtuelle qui suit la consommation de l'Allemagne avec 70% de la production solaire+éolien si on dispose de 10 GW de réservoir et 40 GW de biogaz, la France a actuellement 25 GW de barrage hydraulique et une production de vent plus table avec encore plus de ressources en biogaz...
Par contre l'ennui quand on fait ça c'est qu'on commence à avoir un problème de ressources s'il faut répondre à l'enjeu véhicule puisqu'on ne peut pas utiliser à la fois la biomasse pour faire du biocarburant ou faire de l'électricité... Donc après deux choix possible : soit on importe du biocarburant de l'extérieur, soit on convertit de l'électricité en carburant sous une forme qui peut être stocké de façon saisonnière (exemple: hydrolise de l'eau et méthanation).
Keep it in the Ground !
au lieu de faire marcher le chauffe eau la nuit on peu le faire marcher le jour, c'est une facon de faire du stockage sans aucun investissement.
brevet 2018 moteur générateur à azote liquide pour le stockage énergie.
Il me semble que le sujet est épuisé. Bonne journée à tous.
Philou67 pour la modération.
:'( Plus j'apprends, et plus je mesure mon ignorance
