Niala91

Des avantages comme celui-ci on s’en passe avec plaisir.

0,40 EUR/kWh pour les particuliers, quasi le double de la France. Mon fils qui vit dans le nord de l'Allemagne a un budget énorme en électricité et gaz (chauffage), les logements sont d'ailleurs très mal isolés dans les villes qui ont été reconstruites à la va vite après la guerre. L'engagement politique du nouveau gouvernement allemand reprend le vocabulaire de la directive européenne RED III âprement négociée fin 2023. Nous avons pu obtenir une ouverture sur l'hydrogène décarboné alors qu'ils voulaient limiter l'usage industriel du H2 à sa production exclusive à partir des EnR. Dans le chapitre H2 le gouvernement parle bien de H2 neutre en carbone, donc en ligne avec RED III. A noter qu'ils vont installer des compteurs intelligents (la copie de nos Linky) et construire 20 GW de nouvelles centrales gaz (soit une trentaine de tranches d'ici 2030) pour la restitution électrique du H2 neutre en carbone (donc issu du CCS ou nucléaire ou EnR) stocké et nécessaire aux EnR, ces nouvelles centrales tourneront avec du gaz (US ?) avant que le H2 vienne le remplacer. Voir le documentaire Arte sur ce sujet. La France s'oriente sur un mix qui ne nécessite pas de H2, ni de nouvelles centrales gaz, pour sa flexibilité (voir projet PPE). Il faudra par contre produire du H2 pour les autres filières, 4 GW d'électrolyseurs en 2030, 8 GW en 2035.

Tout est possible dans le démarrage de la réaction en chaine, je pense notamment aux variations de flux et fréquence qui ont initialement été controlés par REE et RTE une demie heure avant le black-out. Mais visiblement la chute du réseau est due à une baisse de fréquence et une augmentation de tension qui est bien le marqueur d'une demande supérieure à la production, on voit d'ailleurs qu'il y a eu une perte de production de 2,2 GW dans le sud juste avant le black-out suivi d'une baisse continue de fréquence comme l'indique l'ENTSO. Après tout va très vite et se joue en quelques secondes, sans réserve de sécurité et de stabilité ainsi qu'une grande réactivité (automatique) du gestionnaire, c'est la chute assurée au niveau national. Le délestage de la France, à commencer par un petit secteur du coté du 64, qui était alors importateur (donc consommateur) allait dans le sens de la stabilité pour l'Espagne. Le futur rapport de la commission d'experts de l'ENTSO devrait nous éclairer.

Quelques informations précises sur la séquence des évènements données par l'ENTSO-E (organisme européen appuyant les opérateurs de rėseaux) : ENTSO-E Reste à éclaircir l'origine des délestages de production du sud de l'Espagne (sont-ils impliqués dans les fluctuations de flux et fréquence observés 1/2 heure avant) et à expliquer la perte de contrôle de fréquence en deçà de la limite du déclenchement à 48 Hz des protections de délestage (load shedding).

Bonjour, désolé pour l'introduction un peu rapide de mon précédent message. Toutes les hypothèses livrées dans le podcast du Monde ont déjà évoquées, y compris les défauts 1+2. J'attends de connaitre la séquence des évènements suite aux défauts initiaux, techniques et/ou humains, mais surtout la(es) raison(s) qui a (ont) conduit le centre national de contrôle à perdre le réseau, marge de sécurité trop fortement réduite par la configuration du réseau et son mix, prise de risque, erreur humaine ?

On n'apprend rien de neuf dans ce podcast qui s'adresse surtout aux personnes voulant découvrir le sujet. A noter que la future liaison Espagne-France HVDC de 2 x 1 GW arrivera très près de la centrale nucléaire du Blayais (4 réacteurs PWR de 900 MW soit 3,6 GW au total), donc une localisation du réseau de transport 400 kV très résiliante qui n'a pas été choisie par hasard.

Le H2 vert, et se dérivés comme le méthane, le méthanol, l’ammoniac, sera nécessaire pour l’industrie, la chimie, le transport lourd (bateau, aviation) mais également pour le stockage moyen/long terme d'électricité. Ce stockage nécessite de construire des moyens de production supplémentaire d'électricité nécessaires aux bancs d'électrolyse produisant le H2 ainsi que les moyens de restitution qui seront essentiellement des centrales gaz cycle combiné dédiées (décarbonées), c’est loin d’être négligeable surtout pour les mix encore très carbonés. Pour la France RTE a estimé ces moyens et leur production en fonction de chaque scénario de futur mix. Concernant le V2G, RTE a estimé le total à 1,7 GW en 2050 soit environ 2% d'un parc VE (stockage à ne pas confondre avec les batteries stationnaires qui en fonction du scénario atteignent les 25 GW).

Non, il s’agit bien d’environ 7 GW, voir mon post précédent et son lien vers le document RTE, qui en terme de capacité de stockage doit donner de l’ordre de 5 GWh

RTE a justement fait un bilan sur le sujet batteries stationaires; 1 GW installé dont 1/3 sur le réseau de transport. Les batteries sont surtout rémunérées pour le service d'équilibre en temps réel du réseau (stabilité en fréquence) qui est déjà couvert à hauteur de 50% pour la réserve primaire, le besoin en France étant d'environ 1 GW (réserve primaire et secondaire) car notre réseau est déjà très résilient avec une très grande majorité de machines tournantes. Plus de 7 GW de projets ont réservé leurs droits d’accès au réseau de transport d’électricité car c'est un marché ouvert pour la réserve de stabilité primaire, RTE constate que la localisation (dans le nord) de ces projets est éloignée des besoins de la production photovoltaique (dans le sud ouest) et indique que ces acteurs vont devoir se réorienter sur des services de flexibilité de la production PV, donc lisser la producttion, qui est une activité locale. Analyse RTE A noter qu'une batterie stationnaire n'est pas une unité de production mais une unité de stockage d'énergie, il est difficile de faire des comparaisons avec des unités de production. Une batterie stationnaire a un taux de décharge de l'ordre de 1.5 C, une puissance de 7 GW correspond a une capacité de stockage d'environ 5 GWh. Un réacteur nucléaire d'une puissance de 1.4 GW produira la totalité des 5 GWh en 3h30.

Concernant le H2 vert à destination de l'industrie/chimie et du stockage de l'électricité, l'avenir est semé d'embuches. Les Allemands vont y être rapidement confrontés. Finalement ils se rendent compte qu'ils ne pourront pas produire les 130 TWh/an nécessaires (2 à 3 fois plus en électricité pour le produire) et compte sur de très grosses importations en provenance de pays à fort potentiel photovoltaïque, finalement on remplace une dépendance (gaz) par une autre. Arte a produit un documentaire, orienté sur l'Allemagne, que je trouve excellent https://www.arte.tv/fr/videos/110248-000-A/hydrogene-revolution-ou-illusion/

Bonjour, Je comprends du principe du chargeur embarqué bidirectionnel ou V2G, V2L, V2H, V2X qu’il est nécessaire de le raccorder à une wallbox compatible, elle même raccordée à un point de livraison non-partagé. De facto, dans un réseau IRVE avec son(es) PDL(s) partagé(s), sans lien avec les logements, le V2L sera bien sûr impossible mais également le V2G qui nécessite une communication bidirectionnelle entre le chargeur et le réseau via la wallbox. On pourrait imaginer une gestion centralisée entre le réseau et le gestionnaire de l’IRVE qui à son tour devrait gérer la fonction V2G avec chacune des bornes V2G actives faisant ainsi un gestion dynamique des flux de puissance individuels en fonction de flux général avec le réseau de distribution. Je ne sais pas si cela existe encore mais l’impact coût serait important pour le gestionnaire de l’IRVE qui devrait changer les bornes et mettre en place un nouveau système de gestion de l’IRVE avec la bonne répartition de la facturation des flux d’énergie au niveau individuel. Par expérience je vois que le gestionnaire d’IRVE va au moins cher et se contente d’une gestion statique des wallbox, donc sans communication avec les bornes, simplement avec de petits automates dans ses armoires qui vont simplement couper ou mettre sous tension les wallbox en fonction de l’horaire (HP/HC) et en délestant de temps en temps pour lisser la charge totale du PDL.

Je n'arrive pas à connaitre précisément le type de commande de l'onduleur V2G et la norme européenne le définissant. On voit quelques fois des références à la gestion optimale des flux de puissance sans autres précisions, je pense qu'il s'agit plutôt dans ce cas d'une gestion dynamique de la charge/décharge sans lien avec un objectif de la stabilité dynamqiue du réseau, tout comme l'on fait dans la gestion statique ou dynamique de puissance des IRVE sans V2G. D'autre part on apprend que le V2G n'est pas utilisable pour les IRVE, sauf exception si le prestataire prévoit de petits sous-groupes dédiés de bornes qui pourraient faire du V2G. En d'autres mots le V2G est plutôt une application individuelle qui nécessite un PDL dédié.

Disons que je reste prudent sur l'origine du(es) défaut(s) mais je reste convaincu que le manque de résilience des EnR intertimentes, lorsque leur proportion dans le mix est trop importante, expose le réseau à des instabilités régionales, ou pire, nationales. L'Espagne est très faiblement interconnectée et ne peut compter que sur ses propres moyens pour garantir la stabilité et la flexibilité de son réseau.

On le sait depuis le début. A noter qu'il est passé en arrêt automatique et non pas en ilôtage volontaire.

Attendons de connaitre la séquence réelle des défaillances. L'Espagne était bien en surproduction avant les premiers défauts.

Juste avant le black-out du 28/04, l'Espagne était en surproduction EnR intermittente (70%) et exportait environ 2 GW vers la France et autant vers le Portugal à des prix négatifs. Nous ne connaissons encore pas l'origine du défaut qui semble venir d'Espagne (au sud-ouest), une chose est sûre il y a eu des pertes de production en cascade au point de faire baisser la fréquence du réseau, la France a immédiatement ouvert les interconnexions, la chute continuant en Espagne jusqu'à la perte de 15 GW de production et le black-out, REE a précisé, durant sa conférence de presse du 30/04/2025 que la production électrique espagnole avait été réduite à néant (incohérence avec les informations disponibles ?), traduisant un effondrement complet du système FAQ RTE

? Le Costa Rica c'est 85% de production hydroélectrique, pratiquement 0 de solaire et un peu d'éolien (10-15%) à égalité avec les groupes diesel. Les alternateurs des hydroélectriques procurent beaucoup de stabilité au réseau.

Pour l'énergie stockée ou délivrée, la capacité de stockage, ce sont des MWh ou GWh mais pour la fourniture de puissance ce sont des MW ou GW. Un peu comme une batterie de VE, on parle de kWh pour le stockage ou la consommation d'énergie et de kW pour la puissance de charge ou celle délivée au(x) moteur(s). Entre les deux il y a la fameuse relation 1C ou 2C (voire plus maintenant) suivant la technologie de batterie. Dans les analyses de réseaux on utilise très souvent la puissance pour définir la batterie car elle a un rôle dans la flexibilité, tout comme les interconnexions de lignes THT ou la puissance des centrales décarbonnées, ces moyens doivent permettre de compléter et équilibrer en tout instant (on l'a vu, ça se joue à la seconde) l'appel de puissance de la consommantion. Le bilan énergétique vient après, la priorité étant la stabilité.

Ce n'est pas sérieux, vous confondez Gigawatt (GW) et Mégawatt (MW), il y a un rapport 1000 entre les deux. 50 GW c'est pratiquement l'appel de consommation totale de la France actuellement ou la production de tous nos réacteurs nucléaires en hiver.

J'ajoute que le manque de stockage va aussi commencer à se voir dans la politique tarifaire de la CRE qui va basculer des heures creuses de la plage nocturne à l'après midi à partir de novembre 2025, il devrait rester en été (avril-septembre) 6 à 5 heures la nuit et 2 à 3 heures entre 11h00 et 17h00, on incite donc les consommateurs à absorber la production solaire qui arrive au plus mauvais moment. Cela ne va pas arranger les affaires, entre autres, des recharges de VE à domicile.

Bonjour Hier nous avons eu un orange violent tournant à la grêle pendant 15-30 minutes en bord de Seine. Les grélons atteignaient au plus fort de l'orage un diamètre de 1 à 2 cm, impossible de récupérer la Scenic stationnée sur une place de parking à ciel ouvert, sur le coteau les rues se transformant en torrents. J'ai beaucoup craint pour le solarbay. Finalement RAS.

Mme et moi même avons acheté le même téléphone Iphone 13 le même jour. Après 18 mois, elle a un SOH de 96% et moi 99% ...... L'usage a quand même un impact sur le SOH. C'est plutôt moi qui utilise la Scénic, elle est un peu réfractaire à la gestion de la batterie (planification, recharge etc).

L'électricité se stocke depuis longtemps en hydroélectricité (STEP et barrages) mais il est limité par l'hydrographie de la plupart des pays, quelques uns sont plus chanceux avec la nature (Norvège, Suède, Suisse, Autriche ....). Les batteries stationnaires sont uniquement utilisables pour le stockage intra-journalier, pour le stockage moyen et long terme (donc équivalent à l'hydroélectrique) il faudra passer au H2 et ses dérivée.

Les Pays-Bas ont encore un niveau de stockage sur batteries faible en puissance max (moins de 1 GW max fin 2024) par rapport à leur production actuelle solaire (pic à 18 GW en été) et éolienne (8 GW max plutôt en hiver), en capacité de stockage d'énergie cela doit également être dans les mêmes proportions (d'où les centrales gaz), ils projettent d'avoir 7 GW en 2030. Quant à la résilience du photovoltaique ou éolien avec un contrôle VSG elle est limitée d'autant plus en période de surproduction solaire, en été, alors que très peu d'alternateurs, et leur inertie, sont raccordés au réseau. Mettre quasiment toutes ses ressources sur 2 filières intermittentes est à mon avis un mauvais choix, les alternateurs doivent faire partie intégrante du mix et si possible en bas carbone (donc nucléaire ou H2 vert), un 50/50 me parait un bon objectif à terme.

Il n'a jamais été écrit par les experts que le système devait s'écrouler dans ce cas, tant qu'il n'y a pas de défaut pas de problème. RTE indique qu'entre 60 et 80% de solaire et éolien il y a un risque d'instabilité en fréquence, il faut entendre qu'en cas de défaut local ayant pour conséquence un changement de fréquence il y a un risque de chute en cascade car ces productions suivent la fréquence du réseau sans inertie. Je vois que la capacité back-up des centrales thermiques gaz aux Pays-Bas est bien supérieure aux capacités solaires et éoliennes, ils les utilisent d'ailleurs la nuit. En cas de problème, ils pourront toujours utiliser les centrales gaz s'ils sont bien organisés sur la gestion du réseau (centrales disponibles pour demarrage immédiat, effacement/délestage consommation le temps de demarrer, etc), ce que n'a pas fait l'Espagne.