RTE : record elec sucessifs

[energy_isere]

Coup de vent Isha.

L'éolien à 16.1 GW ce matin à 5h00.

[GillesH38]

ça veut dire quoi Isha ?

[energy_isere]

ça veut dire quoi Isha ?

Ca n'est pas un nouveau produit Apple.

Après le froid et la neige, un changement radical de temps s'opère sous l'influence d'une tempête nommée Isha qui provoque un fort coup de vent entre dimanche soir et lundi dans le nord du pays avec des rafales tempétueuses près de la Manche.

Isha a pris naissance au large des côtes américaines samedi matin. Dynamisée par un puissant courant jet (250 km/h vers 9000 mètres d'altitude), cette dépression est propulsée vers le sud des îles britanniques qu'elle traverse dans la nuit de dimanche à lundi.

https://actualite.lachainemeteo.com/ale ... a-140-km-h

[GillesH38]

ah ok merci je ne connaissais pas le prénom

[energy_isere]

l'éolien à produit à 20h30 16.14GW dont 15.24 GW en terrestre et 0.90 GW en mer



c'est ma connaissance le plus gros chiffre de notre éolien en mer.

Sachant que St Nazaire fait 480 MW max, cela doit signifier que Saint Brieuc doit déjà produire 420 MW ??

[energy_isere]

Joli coup de vent ce jour. ( depression Louis : https://actu.fr/meteo/depression-louis- ... 30831.html )

17.88 GW d'éolien à 15h15. dont 926 MW d'éolien en mer.

Du coup 15.0 GW d'exportation à cette heure la.

[energy_isere]

RTE prévoit un doublement de ses investissements entre 2023 et 2027
Selon les chiffres publiés par la Commission de régulation de l’énergie (CRE), le gestionnaire de réseau de transport prévoit d’investir près de 4 milliards d’euros en 2027, notamment pour l’intensification des projets de raccordements et d’adaptation du réseau existant dans le cadre des schémas régionaux S3REnR.

FÉVRIER 21, 2024 GWÉNAËLLE DEBOUTTE

Le gestionnaire de réseau de transport d’électricité RTE prévoit d’investir pour ses travaux d’infrastructures près de 4 milliards d’euros en 2027. Il s’agit d’un doublement par rapport aux 2,07 milliards d’euros dépensés en 2023. Selon les chiffres présentés dans la délibération de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) publiée le 19 février, les investissements prévus par RTE pour 2024 se montent à 2,28 milliards d’euros, représentant une augmentation de 10 % par rapport à 2023. Par la suite, 2,8 milliards d’euros sont envisagés pour 2025 et 3,43 milliards d’euros pour 2026.

D’après RTE, cette trajectoire s’explique « par différents facteurs, dont la poursuite du programme de renouvellement du réseau, l’accélération du développement du réseau en mer pour le raccordement des parcs offshore ainsi que l’intensification des projets de raccordements et d’adaptation du réseau existant (raccordements de producteurs dans le cadre de schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables (S3REnR) et de grands consommateurs industriels dans les zones de décarbonation) ».

Dans le détail, dans la continuité du programme d’investissements de l’année 2023, le renouvellement du réseau demeure le principal poste de dépenses pour l’année 2024, avec 715,3 millions d’euros, répartis entre 70 % pour les liaisons (lignes, pylônes…) et 30 % pour le remplacement ou la construction de postes électriques. Par ordre d’importance, la deuxième dépense prévisionnelle porte sur l’adaptation du réseau et le raccordement de nouveaux utilisateurs (hors producteurs éoliens en mer). Elle s’élève à 490,9 M€, en augmentation de 21 % par rapport au programme révisé 2023. Cette hausse s’explique principalement par la croissance des créations d’infrastructures dans le cadre des S3REnR, qui représentent environ un quart des dépenses de la catégorie en 2024, ainsi que par l’accélération du raccordement de nouveaux consommateurs, en particulier les datacenters (environ 30 M€) et les producteurs d’hydrogène (environ 14 M€). Dans ce cadre, la CRE demande à RTE de transmettre, avant fin juin 2024, une analyse détaillée des nouveaux projets décidés dans les schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables (S3REnR) et suivis dans les états techniques et financiers de ces derniers, au regard de la trajectoire transmise dans le cadre du présent programme d’investissements.

https://www.pv-magazine.fr/2024/02/21/r ... 3-et-2027/

[energy_isere]

Électricité: RTE a accéléré ses investissements en 2023 pour renouveler le réseau

AFP le 28 févr. 2024

Le gestionnaire du réseau électrique français à haute tension RTE a accéléré ses investissements en 2023, lesquels ont dépassé pour la première fois les deux milliards d'euros, principalement pour renouveler un réseau vieillissant.

"En 2023, les investissements de RTE sont en progression de 21% par rapport à 2022" et ont "dépassé pour la première fois les 2 milliards d'euros", à 2,077 milliards d'euros, dont 1,750 milliard pour le réseau, a annoncé mercredi RTE.

RTE a accordé une place conséquente au renouvellement du réseau existant, "dont une partie a été construite dans l'immédiat après-guerre", a-t-il rappelé.

Une tendance qui va s'accentuer en 2024: pour cette année, la Commission de régulation de l'énergie (CRE) "a approuvé un programme d'investissements en croissance de 10%, qui s'élève à 2,28 milliards d'euros, dont près de 2 milliards d'euros pour le réseau", a indiqué RTE.

Le renouvellement du réseau électrique à haute tension en France reste le principal poste d'investissement, conformément aux priorités stratégiques établies dans le dernier schéma directeur de RTE.

Le programme d'investissements prévoit le démarrage des travaux d'interconnexion avec l'Espagne et l'Irlande et la montée en cadence progressive du raccordement des énergies renouvelables terrestres ou en mer (raccordement des parcs de Noirmoutier et du Tréport).

En 2023, RTE a également finalisé des chantiers "emblématiques", tels que le remplacement par des liaisons souterraines, des liaisons aériennes électriques qui surplombaient le futur village olympique des athlètes des JO de Paris 2024.

RTE a aussi a également mis en place les liaisons de raccordement des parcs éoliens en mer de Fécamp, Saint-Brieuc et Courseulles-sur-Mer.

L'an passé, les comptes du groupe public, filiale à 50,1% d'EDF, le reste étant détenu par la Caisse des Dépôts et la CNP, ont été affectés par la diminution de la consommation d'électricité, qui a entraîné "un repli sensible des soutirages sur le réseau de transport" (-21 TWh, -5% par rapport à 2022), et un résultat net 2023 en baisse de 14% par rapport à 2022, à 417 millions d'euros.

"Malgré un niveau de recettes d'interconnexion qui est resté élevé, le résultat intègre une forte progression des coûts d'exploitation du système électrique. Ces coûts sont majoritairement dus aux achats d'énergie et de réserves effectués à prix élevés en 2022 au titre de l'année 2023", a précisé RTE.

La dette nette s'élève à 10,4 milliards d'euros fin 2023, en hausse de 5% par rapport à celle de 2022 (9,905 milliards d'euros) conséquence notamment de la croissance des investissements.

https://www.connaissancedesenergies.org ... eau-240228

[energy_isere]

Grosse reduction de la production du nucléaire qui passe de 39 à 29 GW, certainement en lien avec la perspective de prix négatif de l'elec ce jour en Europe entre 10 h et 16 h.

[Jeuf]

Grosse reduction de la production du nucléaire qui passe de 39 à 29 GW, certainement en lien avec la perspective de prix négatif de l'elec ce jour en Europe entre 10 h et 16 h.

c'est curieux,
même l'éolien vient de se faire écreter de 4GW. La dernière fois que c'est arrivé, c'était en pleine heure creuse de la nuit.

Un samedi, grand soleil sur tout le continent et pas mal de vent..? non même pas

[energy_isere]

Effectivement les éoliennes se sont fait couper les pales de 10 h à 16 h à hauteur de 4 GW perdus :

[GillesH38]

bah oui tant qu'on n'a pas d'électrolyseurs pour absorber les excédents ca va arriver de plus en plus souvent ...

[Jeuf]

Moins cher et avec meilleurs rendement (pour moins de 24heure) que les électrolyseurs (ou les batteries), des batteries de stockage par inertie (masse en rotation) permettraient de faire face à ce genre de situation. Le problème ce jour et hier , c'est qu'il y avait du vent, associé à un pic solaire important en Allemagne.
Mais le soir même, les moyens avec stockage (pas de la production fatale) sont de nouveau mobilisés.

Les parc PV pourraient écréter leur production, et le stockage injecter pendant la soirée. Rebelote entre 2 et 6 h du matin, les stockage se rechargent avec l'électricité abondante (nucléaire+éolien) et fournissent la pointe du matin. On aurait un stock intra-journalier qui sert 2 fois par jour (enfin, peu-être 1 seul au coeur de l'hiver où il y a peu de production PV). Les STEP seraient plutot utilisé pour un stock interjournalier.
L'electrolyse , qui a un très mauvais rendement, seraient utilisé en dernier recours et représenterait finalement peu de volume annuel, notament des périodes de plusieurs jours sans vent en hiver.

[energy_isere]

Électricité : pourquoi des prix négatifs devraient être observés ces prochains jours[
La période actuelle est propice à la chute des prix de l’électricité sur les marchés, jusqu’à atteindre des valeurs négatives. En effet, le solaire et l’éolien fonctionnent à haut régime et la demande est en berne lors des multiples jours fériés. La tendance devrait se poursuivre jusqu’en mai.

Ugo PETRUZZI 27 Mar 2024

Le week-end du 23 et 24 mars, les prix de l’électricité ont oscillé autour de… zéro euro le mégawattheure (€/MWh). Ils sont même descendus à –7 €/MWh durant une heure. La chute des prix a été limitée et moindre qu’observée chez nos voisins allemands, par exemple, car le solaire et l’éolien français sous contrat pour différence (CfD) a réduit sa production. Ils ne sont pas subventionnés en cas de prix négatifs, au contraire des allemands, qui le sont pendant 6 heures consécutives avant que les subventions ne disparaissent. Bien que 15 gigawatts (GW) de nucléaire se soit effacé et 5,5 GW de solaire et éolien aient été bridés, les prix sont quand même descendus sous le seuil de 0 €/MWh.

Prix négatifs : un phénomène récurrent à cette période

Jeudi 28 mars, du vent entre 50 et 95 km/h est prévu sur tout le territoire. La production éolienne devrait avoisiner 14 GW. Sa grande contribution devrait encore faire baisser les prix. Globalement, la fin de l’hiver est encore propice à de forts vents. À cela s’ajoute la production solaire qui va augmenter à mesure que l’été se rapproche. La combinaison d’un vent persistant et des beaux jours qui arrivent induira une plus grande part des renouvelables dans la production, dominant même certains mix européens.

Côté consommation, la demande en électricité observée en 2023 est passée, en moyenne, de 65 GW en février à 47 GW en mai. Les températures plus clémentes expliquent en partie cette baisse. Les jours fériés à venir, comme ce week-end de Pâques, soutiendront la baisse des prix à travers la baisse de la demande lors de ces jours à faible activité industrielle. Alors que nous exportons l’électricité française majoritairement lors de pics de consommation, ce surplus de production ne peut pas être exporté lors des creux de consommation. Les prix encore plus bas observés chez nos voisins européens rendent la situation toujours plus baissière.

Cette situation est observée chaque année et, à mesure que les énergies renouvelables progressent, le défi est de gérer cette surproduction à travers des moyens de stockage notamment. D’autres outils peuvent également aider, comme les panneaux solaires bifaciaux, qui produisent en début et fin de journée lors des pics de consommation. Le « gaspillage » via l’écrêtement de la production devra être limité afin de ne pas décourager les investissements dans le secteur des renouvelables.

https://www.revolution-energetique.com/ ... ins-jours/

[GillesH38]

voila on commence à toucher le problème économique du doigt. Comme le dit l'article, un système décarboné avec de l'intermittence n'est possible que si il y a des systèmes de stockage qui se mettent en route quand on est en surplus et redonnent de l'électricité quand on en manque. Là par exemple on devrait allumer des électrolyseurs à hydrogène géant qui bouffent l'électricité en excès, au lieu de couper les éoliennes. Et l'hydrogène produit servirait à compenser les éoliennes quand il n'y a pas de vent. Sur le papier, ça marche.

Sauf que on comprend que pour que ça marche, il faut une puissance installée quasiment équivalente à la puissance crête de la demande, pour faire à de possibles périodes où la demande est forte et il n'y a pas de production (typiquement soirée d'hiver froide et sans vent, surtout si on convertit en plus tous les chauffages aux fossiles en PAC, ça va méchamment tirer sur le réseau à ce moment) - même si le foisonnement réduit les risques, il y aura quand même des périodes où globalement les EnR produisent peu. Ce sont des investissements énormes à effectuer, qui dupliquerait pratiquement le réseau en terme de puissances.

Mais ces installations ne seraient sollicitées que quand les EnR ne produisent pas assez. ILs ne seraient rentables que par la différence de prix entre l'électricité peu chère quand les EnR produisent beaucoup et chère quand elles produisent peu. Le problème est que cette différence de prix n'existe que parce que ces stokages n'existent pas. Au fur et à mesure qu'ils seraient installées, la différence de prix s'effacerait puisque justement ils consommeraient l'électricité en excès et en redélivreraient quand on en a besoin, réduisant l'écart entre l'offre et la demande. Donc la rentabilité de ces installations diminue tendanciellement plus on en installe. Qui va en installer avec le risque de ne pas les rentabiliser ? Et si on ne les installe pas, c'est la rentabilité des EnR qui s'effondre , plus il y en a, plus les "délestages" seront nombreux et les périodes de prix négatif longues.