Niala91

C'est pareil pour moi, le tarif base serait moins cher que le tarif HC/HP, j'ai un écart de 8% entre les 2.

Bonjour, Je suis abonné Tempo avec un compteur 6 kVA, chauffage et eau chaude non électriques (réseau urbain). Je suis passé en Tempo en juin 2024. Si je reprends toutes mes consommations depuis juin mais en appliquant le tarif 2025 je suis patriquement au même total en EUR (- 1%) y compris abonnement. Le tarif reste encore intéressant par rapport au HC/HC (-13%) mais je me rapproche du base (-6%) car on consomme trop en rouge HP (réfrigérateur/congélateur et cave à vin qui fonctionnent h24 7j/7, c'est pratiquement 50% de notre consommation d'électricité). Notre VE est sur wallbox via le réseau du prestataire de la copropriété au tarif HC/HP mais plus cher qu'EDF (0,17/0,34 vs 0,17/0,21). Je crois que la CRE veut faire fuire les client de cette option Tempo sauf pour ceux qui s'effacent très fortement en HC rouge. La CRE indique que cette tendance va s'accentuer en 2026 car ils ont changé, une fois de plus, leur méthodologie de calcul des tarifs pour 2025 mais en voulant lisser l'impact sur 2025 et 2026.

Merci, ça marche. En fait je trouve que l'application Ionity est plus performante pour trouver les chargeurs Ionity, j'exporte donc l'itinéraire de Ionity vers Google Maps sur mon Iphone puis "envoyer au véhiucle" pour le télécharger dans Google Maps de l'auto.

Je me réponds 😀 je vois qu’en passant par un email avec le lien Google Maps, lu avec le navigateur Vilvadi (intégré à OpenRlknk), l’itinéraire passe dans le Google Maps d’Automotive…. À suivre.

C'est sûr. Mon concessionnaire m'avait donné la carte à la commande de la voiture livrée 1,5 mois après.

Bonjour, J'ai la Mobilize Charge Pass avec abonnement intense et la ChargeMap Pass en backup, Même sur les autres réseaux que Ionity les tarifs Mobilize sont plus intéressant que ChargeMap qui applique 10% de frais charge. Par exemple chez Totalenergies (bornes 350 kW) je paye 0,59 EUR avec Mobilize quand chez ChargeMap c'est 0,65 EUR. Comment transférer un itinéraire Google Maps d'un ordinateur ou smartphone vers de Google Maps intégré à la Scenic ? Je cherche encore la solution. Merci

Les CGV du contrat EDF indique qu'il y a tacite reconduction du contrat tous les ans à sa date anniversaire. Les CGV indiquent que les tarifs de l'option choisie sont définis dans la grille tarifaire fixé par les pouvoirs publics qui peuvent la modifier. Les horaires HP/HC sont fixés par ENEDIS qui peut les modifier avec un préavis de 6 mois, notifié par EDF au client. Concernant le nombre de jours rouges, blancs, bleus j'ai l'impression qu'ils ne peuvent pas être modifiés sauf si les pouvoirs publics prononcent la mise en extinction de l'option (auquel cas les clients engagés peuvent conserver l'option) ou la suppression de l'option que le client pourra conserver un an avant d'être basculer dans la correspondance tarifaire d'une nouvelle option. Avez-vous la même lecture de ces CGV?

L'application Google Maps intégrée dans Android Automotive du système embarqué Renault est bien plus efficace que l'application My Renault. On peut filtrer sur un seul réseau (Ionity par exemple), ou plusieurs, pour préparer son itinéraire ou trouver une borne proche, chose que je n'arrive pas à faire sur l'application My Renault ni même sur Google Maps dans l'environnement IOS.

Il est certifié avec marquage sur chaque prise CE IEC 62196-1, TUV et NF EN 17186. L'étanchéité est IP54 conformément à la fiche technique jointe avec le manuel, le IP55 mentioné sur le site ne correspond pas à ce produit. Le câble comporte des marquages EVC H07BZ5-F/ 62893 IEC 123 3G6mm2 + 2x0,5mm2 450/750V EN50620/IEC 62893-3 2017. Il s'agit donc d'un câble classique utilisé sur les cordons de recharge de VE en monophasé avec 3 fils de 6 mm2 dont la terre (G = Ground) et des fils pilote, qui convient à 32 A max. Plus d'info ICI En cas de doute je peux joindre les photos des marquages et de la fiche technique jointe au produit.

https://amzn.eu/d/1BTv2dq

Pour le calcul de l'abonnement figurant dans la grille tarifaire d'EDF, la formule est la suivante : Abonnement grille TTC = [Abonnement HT + (Composante de gestion + Composante de comptage + Part fixe de la Composante de soutirage x Puissance) x Taux de CTA] x Taux de TVA Pour un abonnement Tempo 12 kVA nous devrions avoir au 01/11/2024: Abonnement annuel grille TTC = [(15,81 x 12 mois) + (15,48 + 19,92 + 9,96 x 12 kVA) x 21,93%] x 1,055 = 236 EUR soit 19,66 EUR TTC/mois. Cela correspond bien au tarif abonnement de la grille. La composante CTA est donc de 33,97 EUR HTVA/an que l'on a ajoutée au tarif de l'abonnement. A noter qu'au 01/02/2024, malgré la baisse du prix du kWh, la CRE a indiqué une augmentation du tarif d'acheminement de l'ordre de 10% qui de facto augmentera aussi la CTA, nous ausons aussi une augmentation de l'accise (CSPE). Globalement la facture devrait diminuer de 15%.

Nous avons des pics de consommation à 82-83 GW. Nous avions ces mêmes pics l'année dernière mais plutôt la 2ème semaine de janvier, alors que notre nucléaire était au maximum 50 GW (pour 55 maintenant) et les EnR était un poil mieux, on importait alors de 5-6 GW alors qu'aujourd'hui on exporte encore autour des 5 GW mais on a pas mal d'hydroélectrique.

Je pense qu'EDF ajoute la taxe CTA dans l'abonnement car celle-ci est directement liée à l'abonnement (ça doit être un peu plus de 21% pour le coût d'acheminement, TURPE, qui est inclu dans l'abonnement) et non pas à la consommation, ces montants étant soumis à la même TVA de 5,5%. Voir conditions de l'offre figurant dans la grille tarifaire EDF :

Pour ceux étant avec un abonnement Tempo, c'est mon cas, vous aurez constaté qu'EDF est en train de grouper les jours rouges en janvier alors qu'il a jusqu'au 31 mars 2025 pour placer ces 22 jours. A ce jour il ne reste de 5 jours rouges disponibles sur un total de 22 alors que nous ne sommes même pas à la moitié de l'hiver. 🤔 après réflexion je pense qu'il s'agit d'une conséquence de l'annonce par la CRE de la baisse des tarifs de 15% à partir du 01/02/2025, en effet autant placer tous les jours rouges avant la date fatidique de la baisse pour maximiser les recettes. Je pense que le 28/01 la totalité des 22 jours rouges aura été utilisée.

Il faut du matériel homologué pour cet usage. C'est une cable type 2 mode 3, donc monophasé, pouvant être utilisé jusqu'à 7,2 kW (32 A), prises IP54, température ambiante -35°C/+50°C, résiste à 2,5t de pression, plus de 10000 connections/deconnections, + 25000 courbures du cable, etc. Je ne pense pas que le certificat soit bidon car la marque est très diffusée.

L'Allemagne a déjà signé plusieurs accords de coopération sur l'hydrogène avec des pays comme le Canada, la Norvège, les Émirats arabes unis et l'Australie. Une chose est sure, même en couvrant leur pays, côtes, d'éoliennes et PV, ils n'arriveront pas à répondre à leur besoin en H2 vert qui est estimé à plus de 100 TWh/an, tout juste pourraient-ils atteindre les 30 TWh/an .... ils n'ont pas le choix, pour atteindre leurs objectifs de neutralité carbone tout en se passant des énergies fossiles et du nucléaire, ils vont devoir importer de manière massive du H2 vert et ses dérivées (méthanol, ammoniac etc). La désindustrialisation est synonyme de décroissance, donc d'appauvrissement de la société et de son modèle social (sauf à être un petit pays producteur d'énergies fossiles et/ou un paradis fiscal pour attirer les devises).

La question reste ouverte. Le sujet est exclusivement articulé autour des besoins de l'Allemagne qui n'ayant pas les capacités de production EnR suffisantes, fait le pari d'importer le H2 vert nécessaire à la décarbonation de son industrie, voire éventuellement pour alimenter les centrales électriques décarbonées nécessaires à la flexibilité de sa production EnR. Ce qui serait un passage de la dépendance au gaz russe à celle des fournisseurs de H2 vert mais avec coût bien plus important. Les Norvégiens rêvent de continuer à exploiter leurs gisements de gaz mais en stockant le CO2 de son vaporeformage en H2 bleu pour l'exporter en Europe. On se rend compte que l'équation du zéro émission de CO2 est techniquement extrêmement compliquée à résoudre en ne comptant que sur les EnR dans un pays industriel comme l'Allemagne, sans oublier les aspects financiers (investissements) immenses et leur dépendance à de nouveaux exportateurs d'énergie. On leur souhaite de reussir car il serait dommageable pour l'Europe que l'industrie allemande ne puisse pas résister au coût des concurrents qui se posent moins de questions sur leur comportement vertueux.

Merci pour ce retour d’expérience complet. Pour les pertes de charge en AC, j’ai le chargeur 22 kW et une wallbox de 3,7 kW (suffisant pour mon utilisation normale en recharge de nuit en HC), je constate une perte d’un peu moins de 10% entre l’énergie que j’injecte en AC (et qui m’est facturée par le prestataire de la copropriété) et la recharge DC de la batterie que m’indique la Scénic. En augmentant la puissance de la wallbox les pertes relatives (%) devraient baisser. Pour le câble, je laisse chez moi celui d’origine Renault qui pèse le poids d’un âne mort (type 2 mode 3 triphasé 22 kW) et j’ai acheté un monophasé court (3,5 m) premier prix (80 EUR), léger, peu encombrant avec sa petite sacoche en toile que je laisse dans le coffre, j’ai également un type 2 mode 2 qui reste à demeure dans le bac sous le plancher du coffre pour la recharge de dépannage sur prise domestique standard ou renforcée.

Bonjour, En cette période hivernale la consommation du chauffage et autres accessoires (chauffage siège, volant) est significative. J’ai ma Scenic (87 kWh Techno-Iconic jantes 19 pouces) depuis mi-décembre, je n’ai fait que 1200 km, les températures oscillent entre 0°C et 10°C, la voiture est parquée sur son emplacement en sous-sol où la température est clémente. Ma courte utilisation a été surtout urbaine/périphérique (80-110 km/h). La section My Driving m’indique une consommation moyenne de 20,1 kWh/100 km et 4,8 kWh/100 km pour la Clim. et autres (Clim en auto à 21°C et chauffage fréquent d’un siège). J’imagine que les 4,8 sont compris dans les 20,1 car à la recharge à 80% l’autonomie annoncée est de 366 km. Sur un court trajet dans les embouteillages la consommation moyenne augmente au delà de 30 kWh/100 km, je pense que c’est le chauffage qui plombe ce résultat car sa consommation est moyennée dans ce cas sur une faible distance. Le mois prochain nous allons nous rendre en Allemagne du nord et Danemark, cela nous permettra d’avoir une meilleure visibilité des consommations en conditions hivernales.

Je suis bien sûr d’accord sur le fait que tous les pays d’Europe ont diminué leur dégagement de CO2 à commencer par les plus pollueurs. Même la France, qui est pourtant l’un des moins émetteur depuis des décennies, a diminué son ratio à 5,8 t CO2e/habitant (2023) alors que la moyenne européenne est à 7,3. Les pays que vous citez dépassent encore tous la moyenne européenne en 2023, même le Danemark qui est souvent cité en exemple est à 7,1. Ne soyons pas trop exigeants et encourageons les bonnes volontés, la tendance générale va dans le bon sens,. Je réagissais surtout, comme je l’ai toujours fait ici et ailleurs, aux commentaires qui laissent croire que les EnR intermittentes peuvent se suffire à elles-mêmes pour alimenter la consommation d’un pays. J’entends souvent dire que les éoliennes produisent de 75% à 95% du temps, voire même 95% du temps dans le discours de certains politiques, ce qui sans faire référence à l’intermittence et au facteur de charge est un discours volontairement trompeur pour le grand publique. Vous indiquez pour les Pays-Bas Vous laissez sous-entendre que les Pays-Bas vont progresser vers le 100% renouvelable. En contre-exemple j’ai mis les courbes de production des derniers jours qui montrent une génération électrique massive en gaz et charbon, ainsi que le détail du jour de mon post où ils sont à pratiquement 90% fossile. Quelles sont ces fameuses 20 journées à 100% EnR (sans aucun doute en été et en journée), afin de comprendre comment la flexibilité a été assurée ? Cette configuration est-elle extrapolable aux périodes de forte consommation (hiver et ses pics la nuit) et sur plusieurs jours. Techniquement vous ne pouvez pas échapper au stockage massif (à défaut à la production fossile ou un mix stockage/production fossile) pour une proportion massive d’EnR intermittentes. D’ailleurs l’article de l’IEA que vous avez mis en lien fait bien référence au nécessaire stockage via le H2 vert.

Les Pays-Bas assurent la flexibilité des EnR avec des centrales thermiques gaz et charbon, sans oublier les interconnexions avec leurs voisins, soit un schéma très simimaire à celui de l'Allemagne. Ils ont du nucléaire, en fait un seul petit réacteur de 500 MW, qu'il font tourner à 100% sauf quelques arrêts pour maintenance. Même en période de basse consommation, à savoir les mois d'été, ils ont 35% de production gaz. En hiver c'est plutôt 60% de production gaz et charbon. Leur niveau de dégagement CO2 est similaire à celui de l'Allemagne à plus de 300 g CO3 eqv/kWh en moyenne annuelle. Je joins quelques enregistrements: - Production par filière à l'instant de ce post. On est à plus de 85% gaz et charbon. Dégagement CO2, plus de 500 g/kWh - Production des filières gaz, charbon, éolien on shore, éolien off shore et solaire ces derniers jours. On voit clairement que le gaz est là pour assurer la flexibilité, sa production est la plus importante tout en compensant les pertes de charge de l'éolien et les variations horaires de la consommation hivernale (pic en soirée et en matinée). La production charbon est quasi constante à environ 3,5 GW. Le solaire est aux abonnés absents. Désolé par la qualité des images, surtout les courbes de puissance, mais le site transforme mes fichiers en vignettes de 80 kB et ne conserve pas les originaux qui ne sont plus accessibles. Je pense qu'il faudrait que je passe par un serveur FTP afin de faire un lien vers les images stockées sur le serveur. Avez-vous des recommandations à ce sujet ?

Je ne trouve pas cette information. Je ne comprends pas votre commentaire 98% EnR et 2% gaz. L’unique tableau que j’ai présenté dans cette discussion est un comparatif France/Allemagne de la production d’énergie électrique 2024. Les GW sont utilisés pour les puissances installées par filière à décembre 2024, les TWh pour la production d’énergie sur l’année 2024. J’ai détaillé les filières éolien (off shore + one shore), solaire, gaz, charbon, nucléaire et le reste dans une seule ligne. Je ne pense pas avoir confondu puissance et énergie. La conclusion est que nous sommes bien plus performants que l'Allemagne en terme de dégagement de CO2 et d'efficience des filières. Le CCS n'est pas retenu par RTE, un chapitre y est consacré dans leur rapport, je suis de leur avis. Le H2 vert, voire le CH4, est bien sûr possible mais sous réserve que cette filière non mature passe à l'échelle industrielle pour un coût raisonnable ce qui est loin d'être aujourd'hui le cas. On observe d'ailleurs plutôt un recul sur cette filière, hors démonstrateur, esperons que l'amélioration des rendements techniques/financiers seront au rendez-vous dans un avenir proche pour la decarbonation de l'industrie.

Dans le cadre de ses missions légales (bilan prévisionnel) et en réponse à une saisine du Gouvernement, RTE a organisé et synthétisé les études technico-économiques de transition énergétique à l’horizon 2050-2060 suivant 6 scénarios de production et 3 variantes de consommation, soit un total de 18 cas. Je n’ai jamais écrit que RTE se substitué aux décideurs, mais était dans son rôle en formulant des recommandations ou points d’attention. RTE a bien attiré l'attention sur les rythmes d'installation hors norme historique, même en Allemagne, des scénarios 100% EnR. Il y a bien une différence importante à l’horizon 2060, le scenario M23 est fixé à 100% EnR et NO3 à 50% EnR- 50% nucléaire. A quelle étude faites-vous référence ? Je rappelle que pour le scénario M23 en 2050 la production est à 87% EnR et 13% nucléaire existant (passant à 0% en 2060), nécessite l’installation de 20 GW de nouvelles centrales thermiques décarbonnées (soit 40 groupes), la même puissance d’électrolyseurs et 13 GW de batteries stationnaires (pour le solaire). Moyens à augmenter en 2060. On est loin d’une production sporadique de 2% en centrales gaz mais bien d’un moyen de flexibilité de masse sollicité de manière hebdomadaire, voire journaliere. Je reprends les mots de Thomas Veyrenc, directeur exécutif en charge de la stratégie chez RTE : Au niveau technologique, la création d’un « système hydrogène bas-carbone » performant est considérée comme un atout pour décarboner certains secteurs difficiles à électrifier, et une nécessité dans les scénarios à très fort développement du renouvelable afin de stocker l’énergie. Il suffit pour s’en convaincre de visualiser les courbes de production de l’éolien et du solaire.

Effectivement c'est la production qui compte. J'ai fait la synthèse 2024 sur la base des chiffres Electricitymap: A noter que l'Allemagne est peu électrifiée par rapport à la France (consommation équivalente alors qu'ils ont 17 millions d'habitant en plus et une grosse industrie), ils utilisent beaucoup d'énergies fossiles primaires, on le constate dans le bilan global d'empreinte carbone qui est de 664 MTonnes de CO2 vs 380. Rien que sur l'électricité ils dégagent 12 fois plus que nous. Les facteurs de charge du solaire sont très faibles, l'éolien est à 21%. Notre production électrique charbon est quasi à 0 et le gaz un peu plus de 3% du total. Le nucléaire se redresse fortement, actuellement nous produisons jusqu'à 90% de facteur de charge (54 GW pour 61 installés), en moyenne 2024 nous sommes quasi à 67% car l'on baisse en été pour cause de surproduction. Nous avons exporté 89 TWh (record) dont 24 importés par l'Allemagne.

Merci, je pensais que l'installation était beaucoup plus couteuse. Je n'ai pas regardé ça de près car j'habite dans une copropriété, je ne suis pas trop concerné par les PV. Le gars a plutôt un profil bricoleur sympathique mais son installation avec les batteries et les onduleurs sur la table et au mur de son atelier font un peu peur.