La fin du nucléaire, on y est enfin dans 10 ans! 2024?

[rv45]

J’ai visité une unité biomasse combiné bi-énergie bois et gaz qui produit à la fois de la chaleur et de l’électricité.

Elle produit de l’électricité sur demande, si on ne lui demande pas de produire de l’électricité, elle n’en produits pas. C’est la le point crucial c’est un choix qui est à faire soit on baisse le nucléaire l’éolien où le solaire soit on baisse la production avec le gaz . Tout est question de contrat. 
 

Si on baisse la production des trois premières et dans ce cas aucune économie peut être faite. Soit on baisse la production au gaz et on fait l’économie de gaz et on pollue moins. 
Alors bien sûr il faut modifier les contrats et engagements. C’est aussi simple que cela où presque. 
 

une centrale combinée est très bien capable de produire de l’eau chaude sans produire de l’électricité, ce n’est absolument pas incompatible. Alors bien sûr maintenir une centrale au gaz qui ne produit pas d’électricité à un coût qui n’est pas zéro, il faut la maintenir l’entretenir et avoir les effectifs pour la faire fonctionner au cas où. Mais rien nous oblige de consommer du gaz comme des cochons. 

 

[triphase]

Dans Eco2mix, on peut voir que la production électrique à base de gaz a fortement chuté (comme chaque année) le 1er avril à 0h. Ou encore le 31 mars vers 23h45, on ne va pas chipoter sur les minutes. Et elle remontera il me semble le 1er octobre.

 

Il s'agit en effet d'une histoire de contrat de cogénération. J'ai visité un jour une installation de chauffage urbain au gaz. A côté des énormes chaudières "classiques", il y avait une turbine (très bruyante) alimentée en gaz pour faire tourner un alternateur injectant 10MW électriques dans le réseau. Les gaz d'échappement de la turbine étaient envoyés dans les échangeurs pour le chauffage urbain. Il y avait même moyen de mettre une "post-combustion" si les besoins de chauffage étaient importants. Pendant la période hivernale cette turbine fonctionnait à pleine puissance h24, tandis que les chaudières traditionnelles fonctionnaient plus ou moins pour compléter la production de chaleur selon la météo. Mais à partir du 1er avril il n'est plus intéressant de produire ainsi du courant électrique et donc la turbine est arrêtée, tandis que les chaudières chauffent de moins en moins à mesure que le printemps radoucit les mœurs!

[cornam]

Clairement la cogénération n'est pas la panacée, dans le sens ou la chaleur n'est pas "gratuite". Ce qui veut dire que toute centrale de cogénération qu'elle soit, soit il faut des turbines/bruleurs ou autre en plus, ou brûler plus vite du gaz.

Tout cela a une incidence sur la quantité de gaz consommée. Donc sur les émissions de C02.

Récupérer la seule chaleur des gaz brûlés pour générer de l'électricité n'est pas viable pour deux raisons : d'une la quantité de chaleur est insuffisante pour l'hiver. De deux, les besoins en chaleur seraient liés aux Dunkelflaute bref aux nuits sans vent en hiver. Ce qui voudrait dire qu'on se les gèleraient la grande majorité du temps en hiver ? Ce n'est pas raisonnable.

 

Ça me fait penser à la chaleur des moteurs thermiques : perdue dans 80% du temps et hors de question de laisser tourner le moteur d'une voiture pour avoir de la chaleur dans l'habitacle. 😱 euh.... Mais attendez... ce n'est pas ce que je verrai se passer TOUS les hivers quand les gens attendent leur pizza ou un occupant allé chercher leur baguette de pain ? 🤬

 

Récupérer la seule chaleur des gaz brûlés pour générer de l'électricité n'est pas viable pour deux raisons : d'une la quantité de chaleur est insuffisante pour l'hiver. De deux, les besoins en chaleur seraient liés aux Dunkelflaute bref aux nuits sans vent en hiver. Ce qui voudrait dire qu'on se les gèleraient la grande majorité du temps en hiver ? Ce n'est pas souhaitable.

Donc à long terme, il faudrait pouvoir réutiliser le réseau de chaleur pour faire de la géothermie sur sondes ou aquifères selon les capacités géologiques.

Inversement à court/moyen terme il serait idéal de ne plus brûler de gaz sans récupérer la petite partie chaleur résiduelle. Mais quid de la rentabilité de l'investissement pour ces centrales à gaz qui ne sont pas ne cogénération ? En effet si elles n'ont pas de réseau de chaleur, l'installation de celui-ci devrait prévoir intrinsèquement un ré-usage le jour ou la centrale à gaz sera à l'arrêt définitivement. Car le réseau de chaleur est un investissement considérable en infrastructure : on sait pourquoi l'Allemagne prévoit 1 milliards en infrastructure (+ un peu de BITD accessoirement). C'est probablement plus couteux que la centrale à gaz en elle-même (je suis preneur si certains connaissent les chiffres pour corroborer cette supposition plus que probable).

 

PS: @gatouille merci pour ta réponse construite. Par manque de temps je reporte ma réponse pour qu'elle soit aussi... construite

Modifié 4 avril par cornam

[triphase]

Rien n'est la panacée, attention à ne pas tomber dans le sophisme de la solution parfaite. Je ne cherche pas spécialement à "défendre" la cogé, j'ai juste décrit sommairement ce que j'ai vu et qu'on m'a expliqué.

 

Lorsqu'on fait brûler du gaz pour se chauffer en hiver, et qu'en plus on consomme (séparément car en un autre lieu) du gaz pour faire tourner une turbine et un alterno, avec donc un échappement qui chauffe les moineaux, alors il est logique de se dire "on réunit les deux", ce qui permet de récupérer la chaleur fatale de la turbine dans le chauffage urbain. Ce raisonnement ne fonctionne évidemment qu'en hiver, et tout particulièrement lorsque le prix spot du kWh est élevé et que de toutes parts (pas qu'en France) on brûle des hydrocarbures pour compléter le mix (Dunkelflaute...).

[Gégé]

Le 04/04/2025 à 07:17, rv45 a dit :

une centrale combinée est très bien capable de produire de l’eau chaude sans produire de l’électricité, ce n’est absolument pas incompatible.

C’est TOTALEMENT  incompatible.

Contrairement à une centrale nucléaire, une centrale à gaz moderne ne brûle pas du gaz pour chauffer de l’eau qui, ensuite, ferait tourner une turbine à vapeur.

Cette centrale brûle du gaz "G" pour faire tourner un arbre d’entraînement "A". 

 

 

https://fr.m.wikipedia.org/wiki/Turbine_à_gaz

 

La chaleur que l’on récupère à l’échappement "Ec" est un sous-produit de l’électricité : la quantité de chaleur récupérée à  l’échappement est directement proportionnelle à la quantité de gaz brûlé.... et à la quantité d’électricité produite.

Si tu fais fonctionner ta turbine "à vide" (sans récupérer l’énergie présente sur l’arbre) elle va très rapidement s’emballer, dépasser son régime maxi... et se désintégrer.

 

 

Le 04/04/2025 à 07:17, rv45 a dit :

Alors bien sûr maintenir une centrale au gaz qui ne produit pas d’électricité à un coût qui n’est pas zéro, il faut la maintenir l’entretenir et avoir les effectifs pour la faire fonctionner au cas où.

Mais rien nous oblige de consommer du gaz comme des cochons. 

L’aspect économique découle directement du point précédent. 

Avec un ratio électricité/chaleur de 80/20, par exemple, il est évident qu’arrêter la production électrique conduirait mécaniquement à augmenter massivement la part de coûts fixes qu’il faudrait facturer à l’acheteur de chaleur.

 

 

Le 04/04/2025 à 07:17, rv45 a dit :

Alors bien sûr il faut modifier les contrats et engagements. C’est aussi simple que cela où presque. 

  

[rv45]

Le 04/04/2025 à 13:52, Gégé a dit :

C’est TOTALEMENT  incompatible.

Contrairement à une centrale nucléaire, une centrale à gaz moderne ne brûle pas du gaz pour chauffer de l’eau qui, ensuite, ferait tourner une turbine à vapeur.

Cette centrale brûle du gaz "G" pour faire tourner un arbre d’entraînement "A". 

 

 

https://fr.m.wikipedia.org/wiki/Turbine_à_gaz

 

La chaleur que l’on récupère à l’échappement "Ec" est un sous-produit de l’électricité : la quantité de chaleur récupérée à  l’échappement est directement proportionnelle à la quantité de gaz brûlé.... et à la quantité d’électricité produite.

Si tu fais fonctionner ta turbine "à vide" (sans récupérer l’énergie présente sur l’arbre) elle va très rapidement s’emballer, dépasser son régime maxi... et se désintégrer.

 

 

L’aspect économique découle directement du point précédent. 

Avec un ratio électricité/chaleur de 80/20, par exemple, il est évident qu’arrêter la production électrique conduirait mécaniquement à augmenter massivement la part de coûts fixes qu’il faudrait facturer à l’acheteur de chaleur.

 

 

  

Et moi qui croyait qu’il y a bien trois modes de fonctionnement de centrale à cogeneration!!!  Il faut pas faire trop le malin. Il n’y a pas qu’un type de centrale à cogeneration.

 

Dans le cas d’Orleans une grosse partie de l’année la centrale ne fonctionne qu’avec du bois seul et seulement une partie de l’année elle produit son électricité avec un appoint de gaz sur demande du réseau. 
 

Ne faudrait-il pas mieux utiliser le gaz que quelques jours de l’année avec des centrale bi énergie biomasse gaz plutôt que des centrales au gaz qui fonctionnent du 1 er octobre au 31 mars de chaque année?

 

Les différents types d’installations de cogénération

La cogénération par turbine à combustion

En fonction de l’utilisation d’une turbine ou d’un moteur, il y aura quelques nuances sur le fonctionnement d’une centrale de cogénération.

Dans le cas d’une centrale par turbine à combustion, cela repose sur le principe thermodynamique d’une turbine à gaz. Ainsi, un compresseur agit pour aspirer et comprimer l’air qui est ensuite transféré dans ce qu’on appelle une chambre à combustion.

La turbine opère ensuite pour détendre les gaz de combustion chauds et à haute pression. Puis, l’alternateur permet de changer le gaz en énergie électrique.

La chaleur qui naît de la combustion des gaz est ensuite récupérée par une chaudière pour, le plus souvent, être transformée en eau.

Les centrales par turbine à combustion sont habituellement installées dans les industries.

La cogénération par cycle combiné

Dans une centrale de cogénération par cycle combiné, deux éléments moteurs travaillent ensemble : une turbine à combustion et une turbine à vapeur.

Pour faire fonctionner la turbine à combustion, des fumées issues d’une combustion de gaz à haute température sont nécessaires. 

Les échangeurs de chaleur permettent ensuite de récolter les fumées générées par cette combustion à très haute température. Ces fumées créent dans une chaudière une vapeur qui active ensuite la turbine à vapeur. 

Ce type de centrale cogénération est principalement utilisée pour alimenter des systèmes de chauffage ou de production d’eau chaude. 

La cogénération par turbine à vapeur

La cogénération par turbine à vapeur se met en marche grâce à la combustion d’une source d’énergie primaire comme le pétrole, le gaz ou encore le bois. Cette combustion crée une vapeur à haute pression qui est stockée dans une chaudière. 

Ensuite, la vapeur est envoyée vers la turbine, puis elle repart vers la chaudière et le cycle fonctionne ainsi.

La cogénération par turbine à vapeur est la solution technique retenue lorsqu’il s’agit d’utiliser la biomasse pour chauffer des bâtiments ou des établissements publics. 

Ainsi, on récolte des résidus de bois, des déchets agricoles, végétaux ou encore des ordures ménagères et c’est leur combustion qui engendre la vapeur qui fera tourner la turbine.

Modifié 4 avril par rv45

[Gégé]

Ben oui, suffit de lire. 

Les centrales qui utilisent exclusivement des turbines à combustion (gaz) "sont habituellement installées dans les industries" (lire : production électrique chez EDF, Engie etc...) ;

Ce sont ces centrales qui te hérissent en brûlant du gaz, même en plein été.

 

Les centrales qui utilisent des turbines à vapeur, dans tout ou partie de leur fonctionnement, sont "principalement utilisée pour alimenter des systèmes de chauffage ou de production d’eau chaude" ; une "solution technique retenue lorsqu’il s’agit d’utiliser la biomasse pour chauffer des bâtiments ou des établissements publics".

Ces centrales n’ont pas pour objet principal de produire de l’électricité.

Il est fort probable que, hors période de chauffe, leur consommation de gaz soit nulle.

 

Accessoirement : pourcentage d’électricité "gaz" produit par les divers types de centrales ? 

 

Qu’il faille réfléchir aux solutions les mieux adaptées pour l’avenir, est une évidence.

Qu’il faille faire avec l’existant en est une autre.

 

Modifié 4 avril par Gégé

[rv45]

Oui je pense qu’il est nécessaire de se passer le plus possible et rapidement possible du gaz en générale et en particulier pour produire de l’électricité. Cela ne me choque pas d’avoir recours à ses centrales en cas d’extrême besoin qui a payé leur entretient et la mise sous cocon. Mais les faire fonctionner alors que nous avons d’autres moyens disponibles bas carbone me paraît insupportable. 😉 Idem fioul charbon

Modifié 4 avril par rv45

[rv45]

Alors exercice pratique comment participer aux solutions pour faire face aux variations de consommations mais aussi aux variations de productions.

 

Jusqu’a maintenant on agissait principalement sur les heures creuses la nuit pour le surplus du nucléaire et pour les pics de consommations, on faisait appelle aux hydrauliques et au gaz. Mais on coupait aussi des productions nucléaire et ENR pour préservé la consommation de gaz, c’est délirant!
 

Demain on va enfin commencer à mettre des heures creuses en journée pour adsorber un peu plus le photovoltaïque à défaut d’avoir des tarifs variables dans la journée et on va stocker sur batteries. Une des solutions qui a un énorme avenir enfin en France. Nos voisins ayant déjà commencer de très grosse unités et le développement domestique avec le photovoltaïque . En France nous commençons à découvrir cette solution au niveau du réseau, mais les solutions domestiques résidentiel et industriel sont absolument gigantesque. En voici donc une petite infographie en France , et le potentiel est énorme mais pourrait faire beaucoup d’ombre au nucléaire alors bien sûr il faut essayer de cacher ce sein que nous sérions voir. Alors commençons pour éradiquer le gaz pour produire notre électricité pour utiliser pleinement notre nucléaire et nos renouvelables. 
 

On serait bien inspiré d’élargir rapidement l’électrification de nos usages pour nous séparer plus rapidement de notre dangereuse dépendance aux hydrocarbures. Les solutions existent déjà au moins pour 75% de nos usages assez facilement.  Le transport et le chauffage et même notre électricité. Alors qu’attendons-nous pour vraiment le faire et économiser 60 milliard d’€ par an. 
 

https://www.xerfi.com/presentationetude/le-marche-du-stockage-de-l-energie-en-france-et-dans-le-monde_SCO17

Modifié 5 avril par rv45

[rv45]

https://www.usinenouvelle.com/article/quand-les-renouvelables-affectent-la-competitivite-du-nucleaire.N249583

Quand les renouvelables affectent la compétitivité du nucléaire

 

Évidemment la compétitivité du Nucléaire est lourdement impactée par la compétitivité des ENR. 
 

Croire qu’il suffirait d’étouffer les ENR pour faciliter le développement du nouveau nucléaire est absurde. Pourquoi tout simplement pour la même raison que l’on ne peut pas imposer le transport de marchandises par le ferroviaire en France. 
Mais pourquoi les Suisses y arrivent et pas nous. La réponse est assez simple par ce que le transport ferroviaire de marchandise en Suisse fonctionne parfaitement. En France,  le transport de marchandises est un échec total depuis plusieurs décennies perte de containers, de wagon, grèves à répétitions. Donc les donneurs d’ordre ont tous pratiquement abandonné cette solution, même les plus volontaires. En France c’est la même chose pour électricité, pourquoi voulez vous qu’un industriel où un particulier n’installe pas lui même à ses frais du photovoltaïque si la solution lui permet de payer son électricité moins cher. On sait aujourd’hui que l’électricité du nouveau nucléaire coûte beaucoup plus cher que les ENR  alors que quand on installe à ses frais son installation on connaît des factos le prix de son électricité. De plus les gros consommateurs signent des PPA pour maîtriser une partie des coûts de leur électricité. Et si les industriels ne peuvent le faire en France ils iront chez nos voisins. 
 

Alors le nouveau nucléaire ne pourra jamais continuer à s’accaparer 70% de l’électricité en France comme il l’a fait. Il devra partager dans un mixte optimum des nouvelles solutions de productions et de stockages  mais aussi de régulation de la consommation qui seront foncièrement complètement différentes des réseau centralisé que nous avons connu jusqu’à aujourd’hui.

[rv45]

Le 04/04/2025 à 19:12, Gégé a dit :

Qu’il faille réfléchir aux solutions les mieux adaptées pour l’avenir, est une évidence.

Qu’il faille faire avec l’existant en est une autre.

 

Faire avec l’existant ça coute cher d’autant plus que l’on retarde des décisions inéluctables. 
 

“Ce mix équilibré n’a pas été trouvé entre les renouvelables et le gaz. Sous l’effet de l’accès prioritaire de l’électricité photovoltaïque et éolienne sur le réseau électrique, presque 40 GW de centrales à gaz ont été fermées en Europe car ces unités ne fonctionnaient plus assez pour être rentable. GDF Suez, l’un des leaders européens, a dû déprécier 9,1 % d’actifs thermiques pour prendre en compte cette distorsion du marché européen.”

 

https://www.usinenouvelle.com/article/quand-les-renouvelables-affectent-la-competitivite-du-nucleaire.N249583

Certains n’avaient pas voulu comprendre que le vent l’eau et le soleil ne coûte rien alors que la gaz on l’achète on le stock on le brûle et il faut recommencer tout les ans et pire on en a plus sur notre sol cela fait déjà belle lurette que l’on en a déjà tout brûler seul l’effet de serre reste lui et il a couté 5 milliards d’euros en catastrophes naturelles en France en 2024. Et ce ‘est qu’un début…

 

Le pire étant d’investir lourdement dans un nouveau nucléaire qui serait déjà obsolète avant même sa mise en production dans 39 an. 

Modifié 5 avril par rv45

[cornam]

Le 05/04/2025 à 09:27, rv45 a dit :

 

https://www.usinenouvelle.com/article/quand-les-renouvelables-affectent-la-competitivite-du-nucleaire.N249583

 

Déjà rien que le titre est un peu trompeur mal ficelé 😕.

En effet c'est la variation de la consommation qui nécessite que la production fluctue (avec le fait qu'on n'avait quasiment pas de stockage d'électricité à l'époque, juste de l'adaptation préventive avec les barrages sans pompage). Et ceci depuis le plan Messmer !

Exemple : Jeudi dernier on étant au plus creux (nuit) à 42MW et en pic de journée à plus de 55MW. Soit +31%. Alors que dans ce même pic, la production solaire+PV a été de 10,5 à 12,2MW de 8h30 à 9h30. Alors qu'au creux de la nuit 4h30 l'éolien était juste sous les 9,4 MW. 

 

Donc la variation de production solaire+PV est de 3MW comparé à la différence de consommation de 13MW. Mais en plus le sens de production solaire+PV va dans le même sens que les besoins !

 

Certes après le titre trop accrocheur, il y a dans le sous-titre trop le "encore très faible". Ensuite cela manque de détail sur le "phénomène" d l'arrêt d'une centrale certains WE depuis un an. Donc impossible d'ne tirer la moindre conclusion même sur un épiphénomène ponctuel.

 

Par contre le chiffre super intéressant pour moi, c'est la baisse de puissance de 40MW par minute. Donc en 13 minutes un réacteur est capable de diviser sa puissance de production par deux.

 

Bref c'est loin d'être le pire article de l'Usine Nouvelle   

Modifié 5 avril par cornam

[rv45]

J’en conclus que la production nucléaire idéale n’est pas en adéquation avec nos modes de consommation actuelle, pas plus que les ENR brute de production. Il faut donc le meilleur mixte mais encore plus être capable d’adapter nos consommations à l’optimum de nos productions qu’elle soit nucléaire et ENR et également être capable de stocker cette énergie électrique de la manière les plus efficaces possible. 
 

l’équation étant pourtant assez simple. Une bonne IA devrait être capable de nous sortir régulièrement les meilleurs senaris si nos politiques ne dont pas capable de le comprendre! 

[cornam]

Le 05/04/2025 à 11:04, rv45 a dit :

J’en conclus que la production nucléaire idéale n’est pas en adéquation avec nos modes de consommation actuelle, pas plus que les ENR brute de production.

Euh non, je n'irai pas jusque là. La complexité est hors d'accès a une quelconque IA actuelle. 

La consommation d'électricité a été stationnaire en France car les économies d'énergies (électrique) ont compensé les nouvelles consommations liées à l'électrification des usages.

https://www.edf.fr/groupe-edf/comprendre/electricite-au-quotidien/usages/consommation-electricite-en-chiffres#:~:text=LA CONSOMMATION D'ÉLECTRICITÉ EN,effets calendaires) atteint 473 TWh.

Sauf que le prochaine nucléaire sera en 2040... 15 ans c'est très très long. Quand on voit qu'en 2018 considérer une voiture électrique pour des trajets trans-européens ça semblait un peu fou ou très compliqué, Donc dans 6 ans en 2031 la pénétration du VE aura fait encore plus de progrès que les 6 dernières années ("S curve"), idem pour les pompes à chaleur et donc les besoins en électricité (sans oublier les industries). Donc continuer à développer les EnR c'est éviter d éprendre du retard et assoir notre souveraineté (bis), mais en le faisant à un rythme permettant de continuer les efforts d'adaptation à la modularité en puissance. Mais ce qui est clair c'est que notre lenteur en EnR, est loin de déstabiliser le réseau.

Modifié 5 avril par cornam

[rv45]

Toujours en retard sur l’action et même l’anticipation. En France on agit rarement on réagit avec malheureusement pas toujours les bonnes solutions , pourtant certaines sont évidentes et même parfaitement identifier mais avec un temps de retard. C’est le cas sur les prix négatifs de l’électricité.

la modification des heures creuses ont bien été identifiées mais probablement pas incrémenter assez vite et largement sur le calendrier. Les tarif négatif sont deja là mais pas encore les heures creuses. Nous manquons probablement de réactivité et de souplesse dans les décisions. La machine serait-elle trop lourde? Trop administrative et pas assez réactive. Le gestionnaire de réseau lui l’est pourtant parfaitement depuis des 10 aine d’années, mais le consommateur lui on lui propose où demande pas grand chose. Est-il  stupide au point de ne pas l’impliquer plus activement tout simplement en le motivant sur le facteur prix. 

 

De simplement agir sur les heures creuses n’est peut être pas suffisant. La recharge dynamique en fonction de tarifs variable serait aussi un moyen d’agir sur la consommation. Le retard de la France sur les batteries stationnaire en est une autre. Il faut agir sur les deux mamelles.😉

 

 

 

https://tecsol.blogs.com/mon_weblog/2025/04/observatoire-des-prix-de-lélectricité-des-prix-à-zéro-en-journée-en-mars-reflet-dun-désajustement-en.html?utm_source=feedblitz&utm_medium=FeedBlitzEmail&utm_content=193437&utm_campaign=Daily_2025-04-07_01:30:00

 

Quelles sont les fournisseurs qui nous proposent un tarif pour déclencher nos consommation quand le tarif est inférieur à une certaine limite en pleine transparence des coûts 24h à l’avance comme cela existe dans d’autres pays Européens!

Modifié 7 avril par rv45

[rv45]

Le gros avantage du nucléaire c’est qu’il est peu émissif en co2. Mais il nécessite de très gros inconvénients au niveau finance publique et la maitrise des dépenses pas contrôlées aujourd’hui. Par contre le photovoltaïque a une réussite mondiale incontestée. Il n’y a pas de hasard dans la vie alors je vous soumets être réflexion au débat qui montre que les retours sur investissement sont directs et visibles rapidement:

 

« 

En 2024, 5 GW de solaire photovoltaïque ont été installés en France. 

👏 👏 👏Une année record, bravo à toute la filière ! Des retombées partout dans les territoires.

Ces 5 GW ont représenté environ 5 milliards d'euros d’investissement, dont seulement 600 millions d'euros pour l’achat des panneaux (en grande partie, en effet, importés d’Asie).

💡 Ces 5 GW produiront chaque année pendant 40 ans, sans aléa géopolitique, sans aucune dépendance extérieure, de quoi parcourir en véhicule électrique 40 milliards de km ! Pour parcourir une telle distance en véhicule thermique, il faut importer chaque année pour 1,8 milliards d'euros de pétrole (hors taxes), produit dans des pays qui sont rarement nos « amis », et avec une disponibilité décroissante (le « peak oil » a peut-être eu lieu en 2018). 

😱 💥 𝐃𝐢𝐭 𝐚𝐮𝐭𝐫𝐞𝐦𝐞𝐧𝐭, 𝐞𝐧 𝐢𝐦𝐩𝐨𝐫𝐭𝐚𝐧𝐭 𝐩𝐨𝐮𝐫 𝟔𝟎𝟎 𝐦𝐢𝐥𝐥𝐢𝐨𝐧𝐬 𝐝'𝐞𝐮𝐫𝐨𝐬 𝐝𝐞 𝐩𝐚𝐧𝐧𝐞𝐚𝐮𝐱 𝐞𝐧 𝐮𝐧𝐞 𝐬𝐞𝐮𝐥𝐞 𝐚𝐧𝐧𝐞́𝐞, 𝐨𝐧 𝐞́𝐯𝐢𝐭𝐞 𝐝’𝐢𝐦𝐩𝐨𝐫𝐭𝐞𝐫 𝐜𝐡𝐚𝐪𝐮𝐞 𝐚𝐧𝐧𝐞́𝐞 𝐩𝐨𝐮𝐫 𝟏,𝟖 𝐦𝐢𝐥𝐥𝐢𝐚𝐫𝐝𝐬 𝐝'𝐞𝐮𝐫𝐨𝐬 𝐝𝐞 𝐩𝐞́𝐭𝐫𝐨𝐥𝐞 🛢️ 𝐩𝐞𝐧𝐝𝐚𝐧𝐭 𝟒𝟎 𝐚𝐧𝐬, 𝐬𝐨𝐢𝐭 𝟕𝟐 𝐦𝐢𝐥𝐥𝐢𝐚𝐫𝐝𝐬 𝐝'𝐞𝐮𝐫𝐨𝐬 ! 

600 millions vs 72 milliards d'euros, et on nous parle encore du déficit commercial du solaire ! Il ne s'agit même plus d’émissions de CO2, mais de bon sens et de maîtrise des ordres de grandeur ! ✔️ 

🇫🇷🇪🇺 𝐄𝐭 𝐞́𝐯𝐢𝐝𝐞𝐦𝐦𝐞𝐧𝐭 𝐩𝐨𝐮𝐫 𝐠𝐚𝐠𝐧𝐞𝐫 𝐞𝐧 𝐫𝐞́𝐬𝐢𝐥𝐢𝐞𝐧𝐜𝐞, 𝐜’𝐞𝐬𝐭 𝐞𝐧𝐜𝐨𝐫𝐞 𝐦𝐢𝐞𝐮𝐱 𝐝𝐞 𝐩𝐨𝐮𝐯𝐨𝐢𝐫 𝐢𝐧𝐬𝐭𝐚𝐥𝐥𝐞𝐫 𝐝𝐞𝐬 𝐩𝐚𝐧𝐧𝐞𝐚𝐮𝐱 𝐟𝐫𝐚𝐧𝐜̧𝐚𝐢𝐬 𝐨𝐮 𝐞𝐮𝐫𝐨𝐩𝐞́𝐞𝐧𝐬 (HoloSolis CARBON VOLTEC SOLAR) - 𝐦𝐞̂𝐦𝐞 𝐩𝐥𝐮𝐬 𝐜𝐡𝐞𝐫𝐬 ! 
 
Donc au lieu de vouloir ralentir la croissance de la production d’électricité bas-carbone en France dans la PPE (programmation pluriannuelle de l'énergie), les pouvoirs publics devraient surtout se préoccuper des incitations permettant d’électrifier notre économie, à commencer par la mobilité. 🔌

On sait fabriquer les véhicules électriques en France et en Europe, l’autonomie a beaucoup progressé, le réseau de bornes de recharge s’est déployé à un rythme vertigineux, les utilisateurs sont en très grande majorité satisfaits, le bilan carbone est évidemment meilleur, alors go ! 🎯 »

 

Je vais de ce pas acheter une voiture électrique 😂😂😂😂

Modifié 8 avril par rv45

[ManuTaden]

Le 08/04/2025 à 19:24, rv45 a dit :

Le gros avantage du nucléaire c’est qu’il est peu émissif en co2. Mais il nécessite de très gros inconvénients au niveau finance publique et la maitrise des dépenses pas contrôlées aujourd’hui.
 

J'aime bien lire la presse d'extrème gauche tendance écolo, on y apprend un tas de trucs sur le nucléaire, comme, par exemple que EDF ne parvient toujours pas à identifier la cause expliquant le dysfonctionnement de la turbine du réacteur de l'EPR.

 

Après un chantier maudit, le réacteur normand de l'EPR de Flamanville a démarré le 21 décembre dernier, avec douze ans de retard sur le calendrier initial. /../ Selon nos informations, les difficultés rencontrées au niveau du groupe turbo-alternateur, la pièce maîtresse d'une centrale nucléaire, empêcheront le premier EPR tricolore de délivrer la totalité de sa puissance électrique en l'absence d'une lourde intervention nécessitant le montage d'un échafaudage à l'intérieur d'une pièce difficile d'accès.

/.../ « Si techniquement le réacteur pourrait bien monter à sa pleine puissance thermique dans les prochains mois, la puissance électrique, elle, sera diminuée de 10 à 20% du fait du vide partiel »,

réaliser cette lourde intervention à l'occasion de l'arrêt prévu à l'issue du premier cycle de production de l'EPR. Attendu au bout de 18 mois de fonctionnement du réacteur

Contrairement à un arrêt classique pour rechargement du combustible, qui dure en moyenne 30 à 40 jours, cette première pause devrait, elle, s'étaler sur « au moins 250 jours »,

Dans l'attente de cette opération, les différents éléments de la turbine, en raison de son fonctionnement anormal, pourraient bien s'abîmer. Et pour cause, si en baissant le niveau de vide le défaut devient acceptable, il ne disparaît pas. De sorte que les paliers s'usent de manière hétérogène et maltraitent la turbine

 

Source : La Tribune ICI

[rv45]

Il n’y a pas de fatalité aux variations de productions d’électricités, et des consommations, il y a des solutions. L’utilisation d’un logiciel qui permet l’exploitation de la batterie de stockage en tenant compte des tarifs variables de l’électricité. En voici un exemple:
 

 

« Ou tout simplement d’être maître de son autoconsommation ! Une autre fonction ECA « Energy Cost Assistant », configurable depuis Solar.web Premium, optimise l’utilisation de la batterie en fonction d’une tarification flexible de l’électricité. Pour les particuliers en Belgique ou au Luxembourg qui disposeront prochainement d’un contrat d’énergie électrique flexible, le prix de l’électricité varie chaque heure. Ce sera le cas en France prochainement. Historiquement certains fournisseurs européens ont présenté des écarts de tarifs de plus de 2€ par kWh dans la même journée en fonction de l’intermittence des énergies. L’ECA détermine le moment optimal pour charger ou décharger votre batterie afin d’augmenter la rentabilité globale de l’installation tout en veillant à préserver la durée de vie de la batterie. »

 

https://tecsol.blogs.com/mon_weblog/2025/04/stockage-pour-fronius-solar-energy-autoconsommer-cest-prévenir-ses-consommations-.html?utm_source=feedblitz&utm_medium=FeedBlitzEmail&utm_content=193437&utm_campaign=Daily_2025-04-09_01:30:00

Modifié 9 avril par rv45

[cornam]

@ManuTaden aïe 250 jours d’arrêt ! C’est plus long qu’un été ça, non ? 
sans jouer de fausse innocence, idéalement il faudrait que ça soit en début de mars 2026 du point de vue de la puissance consommée mais aussi de ces 18 mois en question. 
bref ce n’est pas pas une petite tuile ça  

PS: d’ailleurs ton intro a attiré mon attention sur Rodolphe Saadé propriétaire de La Teibune, dirigeant de CMA-CGM, et qui vient d’acheter Altice Médias (en plus de BFMTV et RMC). intéressant
😕

Modifié 9 avril par cornam

[ManuTaden]

Le 09/04/2025 à 11:45, cornam a dit :

@ManuTaden aïe 250 jours d’arrêt ! C’est plus long qu’un été ça, non ? 

ça dépend de la provenance du calendrier :

Le jour EDF comprend 96 heures et pas 24 heures, donc 250 jours EDF ?  ou 250 jours horloge parlante 😎

planning prévisionnel de l'EPR de Flamanville : 54 mois / 1 647 jours / 158 112 heures

réalité : 215 mois / 6 558 jours / 157 392 heures 

Planning tenu, Bravo EDF 🤣

 

De toute façon il y a aussi la cuve à changer. Parce que plutôt que de l'installer avant le démarrage et de décaler ce dernier, la direction a préféré démarrer en 2024 et décaler le changement de cuve à plus tard.

 

 

[futur]

Le 09/04/2025 à 11:59, ManuTaden a dit :

ça dépend de la provenance du calendrier :

Le jour EDF comprend 96 heures et pas 24 heures, donc 250 jours EDF ?  ou 250 jours horloge parlante 😎

planning prévisionnel de l'EPR de Flamanville : 54 mois / 1 647 jours / 158 112 heures

réalité : 215 mois / 6 558 jours / 157 392 heures 

Planning tenu, Bravo EDF 🤣

 

De toute façon il y a aussi la cuve à changer. Parce que plutôt que de l'installer avant le démarrage et de décaler ce dernier, la direction a préféré démarrer en 2024 et décaler le changement de cuve à plus tard.

 

 

Finalement, c'est un mal pour bien, car en même temps qu'ils vont changer le couvercle de la cuve ( qui était prévu), ils vont réparer le défaut d'alignement de certains paliers de l'alternateur , dont ils ne pouvaient s'apercevoir qu'après mise en route de la centrale.

[rv45]

Non l’intermittence des EnR n’est pas un problème pour le nucléaire bien au contraire, « il n’est pas interdit d’être intelligent »

 

faire le l’économie combustible c’est quoi, reporter le coût des maintenances coûteuses… 

la baisse la  production nucléaire pour modulation en fonction de la consommation n’est pas nécessaire une perte, car EDF est rémunéré par le mécanisme de capacité. 
Le tout est de s’adapter et de le faire en bonne intelligence. Le stockage sur batterie est en partie une solution. 

toutes les explications sont là: 

 

https://www.linkedin.com/posts/cyril-batolo_nuclaezaire-enr-marchaez-ugcPost-7315623607617900544-lG2Q?utm_source=share&utm_medium=member_ios&rcm=ACoAABPob0YBtorDRELEOuHGbxqFzjbn5Je6fYI

 

Modifié 9 avril par rv45

[rv45]

Je me retrouve dans ses doutes!

 

« l’Espagne prendra la place de la France comme pays à l’énergie bon marché pour l’industrie, grâce au solaire. Le PDG d’EDF licencié l’a été pour avoir dit la vérité : On peut faire le choix politique du nucléaire mais il faut en assumer le coût – et dire adieu à la compétitivité de l‘industrie française. A 100 EUR le MWh, pour le nucléaire, le solaire est tellement compétitif qu’il doit être contenu pour laisser une place au nucléaire »

« Faudra-t-il attendre la ruine économique pour comprendre que la sauvegarde de certains intérêts va à l’encontre de l’intérêt général ?

 

Au risque que l’« exception Française » ne devienne celle de la faillite énergétique. »

 

https://tecsol.blogs.com/mon_weblog/2025/04/tribune-edf-ma-tuer-par-gaëtan-masson-directeur-général-du-becquerel-institute.html

 

Modifié 11 avril par rv45

[ManuTaden]

Le 11/04/2025 à 18:04, rv45 a dit :

« l’Espagne prendra la place de la France comme pays à l’énergie bon marché pour l’industrie, grâce au solaire.rel-institute.html

L'Espagne est sortie de la régulation européenne de l'énergie, d'où un coût de l'électricité très avantageux pour les industriels.

C'est en tout ce qui ressort de la participation du patron de Stellantis Europe à la commission d'enquête su Senat sur les subventions aux grandes entreprises.

Dans l'ordre des tarifs : Espagne - France - Italie - Allemagne

 

 

[cornam]

L'intervention de Gaëtan Masson est une tribune. C'est-à-dire que le blog tecsol lui permet de donner ses options. Il n'y a donc aucune démonstration dans les propos de M. Masson. Certaines idées sont consensuelles, ou intéressantes. D'autre sont à prendre avec des pincettes parfois grandes.

 

1) Comme le fait que le mix électrique de l'Espagne est très très particulier : issu de la géographie due à laquelle le réglementation européenne ne s'applique pas (ou très peu). Il faut le rappeler et insister dessus. Le Marche de l'électricité de la péninsule ibérique (ES + PO) ne suit pas les mêmes règles (régulation) que les autres pays européens du fait de l'isolation des interconnections : il n'y en a qu'avec la Métropole française.

 

2) M; Masson utilise 4 fois el terme de transition. Les deux premières fois dans le bon sens du terme pour des notions consensuelles comme déjà dit. Mais la troisième fois il fait un mélange complet entre solaire baisse des émissions et transition énergétique. Un gloubiboulga en somme. Alors que l'usage du solaire baisse les émissions dans toutes l'Europe mais en France c'est bien plus compliqué. En ordre de grandeur c'est plus un changement qualitatif du mix électrique qui est en cause mais ni une hausse ni une baisse des émissions du mix électrique qui est en jeu. Remplacer le nucléaire par du solaire ne fera pas grand bénéfice ni mal à la transition.

 

On peu se "pignoler" (passez moi l'expression) avec les rapports RTE sur les émissions suivant les scénarios en oubliant que le probleme c'est l'usage des énergies fossiles fioul +/- lourd, pétrole (essence + diesel), et gaz [oublions le charbon en france] mais n'oublison surtout pas le bois énergie qui est une source loin d'être négligeable en carbone. Et non celui-ci n'est pas neutre car en pratique non renouvelable (car non généralisable à la population), et que son exploitation utilise les énergies fossiles.

 

Pour son 4ème usage, il parle de l'Allemagne qui n'aurait PAS raté sa transition. C'est un raccourci pour éviter de réfléchir. L'Allemagne a plus raté que réussi sa transition. IN FINE elle sortira des énergies fossiles pour son mix électrique. Mais sa PHASE de transition est par contre liée à un choix déontologique assumé qui est très critiquable et même raté. C'est temporaire mais délétère car le carbone est stocké dans l'atmosphère pour des millénaire. TOUT arrêt démissions est un gain. Idem pour le bois énergie : le laisser pousser dans la forêt est meilleur et même le laisser pourrir dan spa foret est meilleur que de le brûler. Ne parlons mêmes pas des énergies fossiles.

 

conclusion : Même si M. Masson émet des vérités et des idées faisant consensus, il mélange les faits pour être raccord avec ses options. On ne peut pas nier le fait que monter une usine (viable économiquement) de cellules photovoltaïques en France serait une excellente chose pour le marché européen du PV ! Cela décarbonaterait le mix électrique européen de manière indiscutable. Mais on peut aussi comparer l'efficience des fonds de soutien publiques indispensables à une telle filière de production PV, aux fonds de soutient de l'installation de PV bas carbone en Europe.

#Bref. Le diable est dans les détails et AMHA, en France plutôt que de tuer la filière de la petite installation de PV avec revente EDF OA, il aurait été préférable lui imposer l'usage de panneaux bas carbon et de réduire bien plus doucement les "subventions" au PV posés par des électriciens RGE que ce qui vient d'être fait (prix d'achat divisé par environ 3).

En effet le prix des cellules a été environ divisé par 3 en 2 ans. Tout d'abord, le prix des panneaux N'est PAS que des cellules. De plus le cout des panneaux dans une installation a été calculé il y a quelques années par l'ADEME comme environ 45% qu'on peut estimer à moins de 40% désormais. Même diviser le cout matériel par trois qui n'est que 40% du cout total. ça veut dire que les installations ne sont que 13% moins chères. Hors le tarif de rachat a été divisé par TROIS.

Un simple calcul sur un coin de nappe, démontre le choix politique qui a été fait. Il pénalise les PME/TPE, et les particuliers, sans toucher au prix de rachat pour la vente en totalité (incongruité de plus). En outr, on pourrait comparer cet usage en "subventions", à d'autres usages d'efficiences énergétiques. Et il n'a pas été évoqué de réduire la durée des nouveaux contrats EDF OA (20 ans actuels) à moins en relation à l'absence de nouveau nucléaire pour encore 15 ans. Mais cela n'a jamais été évoqué !