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

[Niala91]

Le 03/05/2025 à 09:32, rv45 a dit :

Je suis mort de rire,  certaines personnes n’ont pas peur de se ridiculiser devant la réalité. Les pays bas devraient sûrement s’écrouler! C’est un scoop mais la réalité est tout autre il ne doit pas y avoir de soleil dans ce pays pour qu’ils soient capable de produire 86% de leur électricité a un moment donné dans que leur réseau ne s’écroule pas. Tout simplement parce qu’il agissent et ne passent pas leur temps à palabrer stérilement pendant des heures. Avec une nouvelle réalisation en

projet de 50 MW de stockage
 

https://energynews.pro/vattenfall-operera-un-parc-de-batteries-de-50-megawatts-aux-pays-bas-des-2026/

 

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.

Modifié samedi à 10:38 par Niala91

[rv45]

Le 03/05/2025 à 13:37, Niala91 a dit :

 

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.

Oui vous avez raison, il faut adapter les outils. Un mixte plus renouvelable et dans le cas des Pays-Bas il ne compte pas sur le gaz pour le régler mais bien sur des batteries stationnaires mais aussi sur les systèmes éolien et photovoltaïques qui peuvent aussi réguler la fréquence.

 

le gaz peut avoir un intérêt la nuit quand on a pas assez de stockage où de vent mais quand on a du stockage plus besoin de gaz et c’est dans cette voie que vont les Pays-Bas. 

Modifié samedi à 11:33 par rv45

[cornam]

Le 03/05/2025 à 12:37, Niala91 a dit :

RTE indique qu'entre 60 et 80% de solaire et éolien il y a un risque d'instabilité en fréquence, 

Sachant que l'Espagne n'est qu'à 39% de solaire+éolien sur les dernières 72h (et 40% sur l'année 2024) le problème de fréquence ne serait donc pas dû à une surcharge du réseau en solaire comme vous l'affirmiez il y a, à peine, quelques jours ?

Du coup la France ayant produit 466,8 TWh en 2024 en nucléaire et hydro (tout sauf solaire+éolien) [soit à moins de 13% à l'année], on pourrait monter à 60% de solaire+PV sans aucune instabilité de fréquence ? Soit 466,8 TWh / 0,4 : 1167 TWh

Donc plus que doubler notre production électrique sans instabilité ni rien avoir à faire pour stabiliser la fréquence par RTE ? 

Citation

le mix du réseau ibérique, à l’instant de son effondrement, ne comportait aucune originalité nettement visible sur les courbes de REE. Le pays est habitué à intégrer un forte part de production intermittente et a même couvert à plusieurs reprises la totalité de sa demande électrique à partir des énergies renouvelables. Par ailleurs, les images satellites ne montrent pas non plus de couverture nuageuse significative sur l’Espagne durant la journée du 28 avril, qui expliqueraient une chute de la production solaire. 

(...)

« Une radio m’a invité à commenter cet événement. N’ayant aucune idée de ce qui s’est passé, j’ai décliné et leur ai dit que la seule entité qui me semblait éventuellement pouvoir avoir des choses pertinentes à dire à ce stade était RTE » explique Maxence Cordiez, un ingénieur nucléaire et vulgarisateur en énergie. « Quand je vois certains militants (notamment anti-EnR) autoproclamés experts profiter de l’occasion pour prendre la lumière sur les plateaux télé sans même savoir si les EnR sont ou non à l’origine de la panne, je me dis qu’il y a un problème » s’est-il agacé sur son compte Linkedin.

#Bref

Modifié samedi à 22:14 par cornam

[futur]

Le 03/05/2025 à 20:21, cornam a dit :

Sachant que l'Espagne n'est qu'à 39% de solaire+éolien sur les dernières 72h (et 40% sur l'année 2024) le problème de fréquence ne serait donc pas dû à une surcharge du réseau en solaire comme vous l'affirmiez il y a, à peine, quelques jours ?

Du coup la France ayant produit 466,8 TWh en 2024 en nucléaire et hydro (tout sauf solaire+éolien) [soit à moins de 13% à l'année], on pourrait monter à 60% de solaire+PV sans aucune instabilité de fréquence ? Soit 466,8 TWh / 0,4 : 1167 TWh

Donc plus que doubler notre production électrique sans instabilité ni rien avoir à faire pour stabiliser la fréquence par RTE ? 

#Bref

Désolé, mais  y'a pas que le mixt à prendre en compte.

Le problème se complique avec un mixt ET un réseau transport non dimensionné pour les contraintes supplémentaires, comme c'est le cas pour l'éolien ( multiples points de production et " artères " de transport d'élec insuffisantes).

C'est un des inconvénients supplémentaires des ENR, la régulation du réseau (avec des coûts de réseaux transport supplémentaires non pris en compte, comme ceux du remplacement des moyens mis en oeuvre lors de l'intermittence...) .

[rv45]

Aujourd’hui le réseau français a donner la mission de la régulation de l’énergie à certains modes de productions d’énergies il doit s’adapter à l’évolution du mixte énergétique cela n’a rien de surprenant il en est de même pour les solutions de stockages il y a encore 5 ans on entendait certains nous expliquer que l’électricité ne se stockait pas. Une plaisanterie de mauvaise goût aujourd’hui.

 

Il faut bien évidemment faire plus pour la résilience des systèmes électriques. Les effets climatiques ne sont que devant nous. 

[Niala91]

Le 03/05/2025 à 13:16, rv45 a dit :

Oui vous avez raison, il faut adapter les outils. Un mixte plus renouvelable et dans le cas des Pays-Bas il ne compte pas sur le gaz pour le régler mais bien sur des batteries stationnaires mais aussi sur les systèmes éolien et photovoltaïques qui peuvent aussi réguler la fréquence.

 

le gaz peut avoir un intérêt la nuit quand on a pas assez de stockage où de vent mais quand on a du stockage plus besoin de gaz et c’est dans cette voie que vont les Pays-Bas. 

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.

Modifié dimanche à 09:03 par Niala91

[Niala91]

Le 04/05/2025 à 10:09, rv45 a dit :

Aujourd’hui le réseau français a donner la mission de la régulation de l’énergie à certains modes de productions d’énergies il doit s’adapter à l’évolution du mixte énergétique cela n’a rien de surprenant il en est de même pour les solutions de stockages il y a encore 5 ans on entendait certains nous expliquer que l’électricité ne se stockait pas. Une plaisanterie de mauvaise goût aujourd’hui.

 

Il faut bien évidemment faire plus pour la résilience des systèmes électriques. Les effets climatiques ne sont que devant nous. 

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.

Modifié dimanche à 14:03 par Niala91

[Niala91]

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.

Modifié hier à 04:39 par Niala91

[rv45]

Le 04/05/2025 à 12:00, Niala91 a dit :

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.

Et bien non justement vos affirmations sont inexacte. On vous a donner l’exemple qu’un seul opérateur va gérer au PB 50 GW de stockage, La stabilisation du réseau ne se fait pas uniquement avec des alternateurs, les onduleurs photovoltaïques peuvent eux aussi générer le signal de la fréquence. Les PB ne font pas un mauvais choix et en étant déjà 87%de photovoltaïque et ils peuvent même allez au delà avec de l’éolien et atteindre et dépasser 90 voir 95% de ses deux ENR dans leur production. 

Le Costa Rica le fait tout les jours ok c’est un cas particulier mais les solutions techniques existent et ce ne sont pas les solution du XIX siècle où du début XX eme!
 

Il semble que même l’écrétage des renouvelables n’est pas exclu vu les coûts d’installations et des stockages. On le fait bien également avec l’hydraulique et le nucléaire. 
 

l’objectif des PB c’est bien de réduire le plus possible des fossiles pétrole charbon et gaz. Et la mobilité est particulièrement bien traiter aussi dans ce pays qui lui fait très attention à ses finances depuis des siècles😴 Donc ils progressent encore.

Modifié hier à 06:22 par rv45

[rv45]

Le 05/05/2025 à 07:13, Niala91 a dit :

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.

On pourrait croire vous lire  que les véhicules ne roulent qu’entre 11h et 17h.

De mon côté n’avait en tête que les véhicules roulaient en moyenne une heure sur 24 et donc que les véhicules était à l’arrêt et possiblement en capacité de recharge pendant 23h. 
 

le déplacement d’heures creuses en milieu de journée est au contraire un plus pour tout le monde mais bien tardif comme réaction.  La durée de recharge des véhicules est de l’ordre d’une à deux heures par jour en moyenne. Avoir la possibilité de deux créneaux dans la journée est un plus. 
 

Mais il faut allez plus loin encore avec des tarifs variables dans la journée en fonction des tarif est aussi une nécessité comme cela est en place dans de nombreux pays européens. Octopus commence à avoir une offre qui s’en inspire si j’ai bien compris. 
 

La charge intelligente doit se développer plus largement en

france. Nous devrions être en capacité de consommer l’électricité quand elle est la plus disponible avec un signal prix claire. 
car non seulement pouvoir choisir l’heure dans la journée mais aussi les jours où l’électricité est la plus disponible par exemple le WE. 
 

Par exemple j’ai une borne de recharge qui connaissant le prix en fonction des heures peut déclencher où pas la recharge. Dans l’exemple ci dessous tant que le tarif ne décent pas en dessous de 5 ct d’€ je ne recharge pas. Hier dimanche le tarif a descendu mais pas aujourd’hui. 

 

 

Modifié hier à 05:55 par rv45

[Niala91]

Le 05/05/2025 à 07:34, rv45 a dit :

Et bien non justement vos affirmations sont inexacte. On vous a donner l’exemple qu’un seul opérateur va gérer au PB 50 GW de stockage,

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.

Modifié hier à 09:41 par Niala91

[triphase]

Le 05/05/2025 à 08:24, Niala91 a dit :

Ce n'est pas sérieux, vous confondez Gigawatt (GW) et Mégawatt (MW), il y a un rapport 1000 entre les deux.

Euh... Pour le stockage, c'est pas des GWh ou des MWh?

[triphase]

Le 03/05/2025 à 11:22, futur a dit :

Le plus amusant est qu,ils envisagent la construction d'une centrale nuke, pour une production de base ...CONSTANTE !!!, indépendamment de la présence ou de l'absence de vent et de soleil .

Et oui, le pilotable, ça aide bien ! 😛

Si c'est constant, c'est pas pilotable. Contradiction, non?

[futur]

Le 05/05/2025 à 09:59, triphase a dit :

Si c'est constant, c'est pas pilotable. Contradiction, non?

Ben si, dés lors qu'on décide du fonctionnement, et qu'on pilote ce dernier, la production est effective, constamment, et non aléatoire, contrairement à l'éolien et au solaire.

 

[Niala91]

Le 05/05/2025 à 09:56, triphase a dit :

Euh... Pour le stockage, c'est pas des GWh ou des MWh?

 

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.

Modifié hier à 09:24 par Niala91

[Niala91]

Le 05/05/2025 à 07:34, rv45 a dit :

Le Costa Rica le fait tout les jours ok c’est un cas particulier mais les solutions techniques existent et ce ne sont pas les solution du XIX siècle où du début XX eme!

? 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.

[rv45]

Et oui mais il y a d’autres exemples l’hydraulique est une solution ancienne pour l’électricité mais avec beaucoup moins d’hydraulique moins de 20% cela va aussi le faire  aussi.

Modifié hier à 11:02 par rv45

[rv45]

Ce que l’on doit comprendre de l’incident électrique Espagnol sans démagogie.

 

https://www.linkedin.com/posts/mathieu-bineau-42017611_le-débat-méga-panne-électrique-en-espagne-activity-7325054537549889536-MxOe?utm_source=share&utm_medium=member_ios&rcm=ACoAABPob0YBtorDRELEOuHGbxqFzjbn5Je6fYI

le terme flexibilité est à l’ordre du jour et encore plus celui de la consommation adapter à la production. On a eu historiquement que le mot production à la bouche alors que les consommations sont tout au moins aussi importante. 
le pilotage fin des deux mamelles à une importance majeure.

 

 

Modifié hier à 11:35 par rv45

[rv45]

On parle bien sur de flexibilité des réseau electriques mais on peut aussi évoquer de la résilience des réseaux et même jusqu’à la résilience de son logement. 
 

On ne peut présenter toutes les solutions mais quelques unes simple où et adapter à des solutions complémentaires à ce qui nous tend la mains facilement. 
 

la première solution on ne peut plus simple et bien sûr la batterie bi directionnelle. Il faut précisé qu’en cas de black up comme en Espagne il faut disjoncter la protection avec le réseau le disjoncteur Enedis en France celui qui est à proximité de son compteur Enedis. 
À) Première solution

le système actuellement qui a le vent en poupe est celui de Zendure nulle doute sur les conçurents vont vite suivre. 
https://fr.zendure.com/products/zendure-solarflow-2400-ac?gad_source=1&gbraid=0AAAAAqWprGyCuwCsk-E7PvkAe5JIDR0mV&gclid=Cj0KCQjww-HABhCGARIsALLO6Xxspp5wuy-FlP8SDdxreWXWJdbKMwPW7qkMS0C4Kwvj7SmQ8bGNJ-UaAiJqEALw_wcB

 

Ce système est accessible à un particulier qui n’a ni installation photovoltaïque ni même de voiture électrique avec le V2H. La première brique est à moins de 1500€ c’est mieux qu’il y a un an mais le prix est encore un peu élevé. 
avantage du système c’est qu’il est très facilement mobile et peut être alimenter par brique de 3kWh. 
 

la deuxième solution:

en faite la moins cher, c’est votre voiture électrique avec le V2H comme la R5 électrique mais de plus en plus de véhicules depuis des années offre cette possibilité alors si vous avez une réflexion en achat de véhicule à réfléchir bien sûr. Inconvénient si vous êtes en appartement cela n’est pas forcément utilisable. Par contre la première solution est valable à chaque fois. 
 

 

la troisième solution :

c’est le cas où vous avez déjà une installation photovoltaïque. Alors bien sûr la première solution est aussi toujours valable mais il y a moyen d’avoir des batteries moins cher moins de 200€ du kWh par exemple. 
 

pour cela on peut définir trois grande solution avec du photovoltaïque. 
 

A) la plus simple et la moins cher c’est d’avoir un onduleur dit hybride en somme il est fait pour charger une batterie doit en 48v doit en haute tension. les onduleur hybride sont maintenant au même prix que les normaux qui disparaissent même des gammes d’onduleurs. 
Mais cet onduleur hybride peuvent avoir une prise PV point c.a.d en cas de coupure de réseau c’est prise est quand même capable de vous produire 3kW un

 peux comme le V2H de votre voiture mais la ce n’est pas la voiture qui fourni l’énergie mais bien votre production solaire. Donc pas de production PV point la nuit. C’est le cas des onduleurs hybride Gen24 de Fronius il y en a certainement d’autres bien sûr et cela bien sûr sans avoir de batterie. 

 

 

la solution B c’est d’avoir une batterie où plusieurs batteries avec votre onduleur hybride  C’est presque la solution ultime. La solution ultime étant d’ajouter un module de basculement automatique en cas de coupure du réseau et le rétablissement automatique quand le réseau revient. 
 

https://www.fronius.com/fr-fr/france/energie-solaire/proprietaires/produits-et-solutions/stocker-l-energie/reserva

 

de très nombreux fournisseurs propose des solutions qui deviennent maintenant la solution ultime. 

 

la solution C) c’est le système avec un micro onduleur couplé à une batterie nomade où même la solution où la batterie a le micro onduleur intègre au bms de la batterie. La aussi les solution se multiplient. 
 

Ce n’est évidemment pas exhaustif vous avez peut être d’autres solutions qui peuvent vous sortir d’un black out où tous simplement un incident climatique où coupure Enedis? Qui sont malheureusement de élu de plus en plus courants. 
 

Modifié hier à 13:01 par rv45

[cornam]

Le 04/05/2025 à 10:02, futur a dit :

Désolé, mais  y'a pas que le mixt à prendre en compte.

Le problème se complique avec un mixt ET un réseau transport non dimensionné pour les contraintes supplémentaires, comme c'est le cas pour l'éolien ( multiples points de production et " artères " de transport d'élec insuffisantes).

C'est un des inconvénients supplémentaires des ENR, la régulation du réseau (avec des coûts de réseaux transport supplémentaires non pris en compte, comme ceux du remplacement des moyens mis en oeuvre lors de l'intermittence...) .

Il faudrait dire cela à @Niala91 dont je reprenais les chiffres de son argumentation (ce N'est PAS mon opinion). (notons qu'il a réagit depuis, mais pas à ses incohérences).

 

L'intermittence est un paramètre en plus qui est déjà pris en compte par RTE et ça se passe très très bien en France :). A-t-on déjà eu un shutdown des 15/20 dernières années ? Le seul problème qu'on ait eu récemment, c'est le manque du nucléaire en hiver 2022 et heureusement qu'on a eu de l'éolien (au passage). 

 

Pour le (sur)coût en réseau, c'est intégré dans le calculs de RTE (bah oui c'est leur coeur de métier hein 😇) et publié dans leur rapport qui a pour but de planifier leur axe de développement suivant le choix politique qui serait fait (et a été fait d'ailleurs en contraire des projections les moins risquées...).

Modifié hier à 12:40 par cornam

[Niala91]

Le 03/05/2025 à 20:21, cornam a dit :

Sachant que l'Espagne n'est qu'à 39% de solaire+éolien sur les dernières 72h (et 40% sur l'année 2024) le problème de fréquence ne serait donc pas dû à une surcharge du réseau en solaire comme vous l'affirmiez il y a, à peine, quelques jours ?

 

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

Modifié hier à 13:29 par Niala91

[rv45]

Le 05/05/2025 à 15:17, cornam a dit :

Il faudrait dire cela @Niala91 dont je reprenais les chiffres de son argumentation (ce N'est PAS mon opinion). (notons qu'il a réagit, mais pas à ses incohérences).

 

L'intermittence est un paramètre en plus qui est déjà pris en compte par RTE et ça se passe très très bien en France :). A-t-on déjà eu un shutdown des 15/20 dernières années ? Le seul problème qu'on ait eu récemment, c'est le manque du nucléaire en hiver 2022 et heureusement qu'on a eu de l'éolien (au passage). 

 

Pour le (sur)coût en réseau, c'est intégré dans le calculs de RTE (bah oui c'est pas qu'un peu leur job hein 😇) et publié dans leur rapport qui a pour but de planifier leur axe de développement suivant le choix politique qui serait fait (et a été fait d'ailleurs en contraire des projections les moins risquées...).

Merci pour ce partage d’informations FAQ de RTE.

 

Aujourd’hui nos mixtes électriques Européens évoluent fortement et nous devons nous y adapter. Le consommateur a aussi son rôle à jouer mais à condition qu’on lui donne les moyens d’y participer. 
Comme il est également écrit dans cette FAQ RTE aucun responsable Français de RTE pourrait garantir que cela ne peut arriver en France.  D’ailleurs l’incident électrique Espagnol a été jusqu’à la déconnection d’un de nos réacteurs nucléaire à Golfeche si j’ai bien lu. Quand même!

 

Alors il faudrai proposer à nous consommateurs d’être capable de consommer aux bons moments par exemple avec la recharge intelligente par exemple et il n’y a pas mieux que le signal prix pour cela. On peut voir aussi  jusqu’à réinjecter le courant au moment où nous sommes en tension par exemple avec le G2V .où avec nos batteries stationnaires. Mais ses différents systèmes existants sont archaïques comme les heures creuses basée sur notre productions  nocturnes essentiellement les ballons d’eau chaude. Mais il faut bien reconnaître qu’aujourd’hui ce n’est plus adapté. Et les prochaines modification des heures creusent  ce n’est pas avant octobre 2025 et pas pour tout le territoire qu’elle manque de réactivité! C’est pas très adapter au fluctuation de production extra journalière par exemple, et ne répond pas à la question quand je fait la lessive où la recharge de mon véhicule aujourd’hui demain où après demain. Moi je connais déjà ma production sur au moins 48h alors RTE aussi. De même pour le G2V mis courageusement par Renault il a été déconnecté à cause de la panne des serveurs ce WE un mal chronique chez Renault. Ils ne sont pas du tout au niveau loin de là et leurs organisations semblent très fragile pour être très aimable!

Quand à la recharge intelligente elle n’existe pas pas en France. Regardé ce que cela pourrait être ce matin un peu plus tôt dans la journée je vous ai communiqué plus haut dans ce fil ce que peut être un tarif variable dans la journée la France vient de se doter des moyen d’avoir une tarification au 1/4 pour info c’est un début! Si un consommateur informé des tarif 24h a l’avance il peut décider de dire s’il accepte de recharger dès que le tarif d’à atteind 5ct d’€ et arrêter la recharge si cela te dépasse 7 ct par exemple. Il peut dire aussi dire qu’il veut recharger à zéro et attendre le jour où sui peut être le lendemain où trois jours plus tard. 
Certains pays le proposent déjà et les bornes sont capable de le faire depuis plus de trois ans déjà. 
 

Qu’attendent nos responsables pour que ses systèmes soient disponible rapidement en France. 
 

Cela rendrait les voitures électriques plus désirable.

 

Il n’y a pas de secret si nous devenons bientôt l’un des derniers élèves en Europe en matière d’électrification de notre parc automobile ce n’est pas par hazard c’est par inaction!

 

 

 

 

Modifié hier à 18:12 par rv45

[cornam]

Le 05/05/2025 à 15:21, Niala91 a dit :

 

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

Ok donc toi qui concluait que c'était liée à la surproduction de solaire tu te dédies. Pas de souci ... mais ça pose toujours un souci de tirer à balles réelles sans savoir la cause.🤷‍♂️

[cornam]

Le 05/05/2025 à 16:14, rv45 a dit :

1) Comme il est également écrit dans cette FAQ RTE aucun responsable Français de RTE pourrait garantir que cela ne peut arriver en France.

2) D’ailleurs l’incident électrique Espagnol a été jusqu’à la déconnection d’un de nos réacteurs nucléaire à Golfeche si j’ai bien lu.

1) ce sont des ingénieurs-scientifiques qui ne diront jamais que ça ne peut pas arriver. Tout est dans l'évaluation du risque d'occurence (%)

2) Ah je n'vais pas lu ça. Pourrais-tu me donner une source stp ?

[futur]

Le 05/05/2025 à 18:04, cornam a dit :

Ok donc toi qui concluait que c'était liée à la surproduction de solaire tu te dédies. Pas de souci ... mais ça pose toujours un souci de tirer à balles réelles sans savoir la cause.🤷‍♂️

C'est un peu rapide de ta part d'affirmer qu'il se contredit...

Une des hypothèses est bien, qu'il y avait surproduction de solaire, dont ( pour une raison  encore inconnue)la production s'est brusquement interrompu ( en cascade), et pas d'inertie, comme c'est le cas des alternateurs de centrales classiques. ( Thermique Nuke ou Hydro), qui permettent d'absorber certains défauts, et de rester dans la bonne plage de fréquence, malgré une baisse de production.

Il n'empêche que techniquement, un effondrement du réseau est toujours possible chez nous, faute de réaction assez rapide, et de délestage, mais moins probable, car meilleur maillage, production actuelle avec plus d'inertie, et couplage avec nos voisins.