https://www.connaissancedesenergies.org ... ges-240312Adaptation climatique: la Cour des comptes veut des améliorations pour les centrales nucléaires et les barrages
AFP le 12 mars 2024
La Cour des comptes demande des investissements supplémentaires pour adapter les 18 centrales nucléaires, les barrages et le réseau de distribution d'électricité français au réchauffement climatique.
Le changement climatique "est largement intégré dans les référentiels et normes de sûreté, mais l'adaptation fait peser des exigences nouvelles pour les exploitants", en particulier la Compagnie Nationale du Rhône (CNR), gestionnaire de barrages, et EDF, souligne la Cour dans son rapport publié mardi.
La Cour recommande d'envisager "si nécessaire" un accroissement "des capacités d'entreposage" des centrales, comme cela a déjà été envisagé à Civaux sur la Vienne après la canicule de l'été 2022 afin de stocker les effluents lorsque l'étiage des cours d'eau (leur plus bas niveau) est trop faible pour que ceux-ci soient rejetés sans dommage pour l'environnement.
Le rapport souligne aussi le besoin d'installation de tours aéroréfrigérantes dans les centrales dont la période de vie sera rallongée, afin de "réduire les températures de réchauffement des rivières".
La Cour chiffre à 500 millions d'euros le coût unitaire de chaque aéroréfrigérant qu'EDF prévoit d'installer "systématiquement" pour les nouveaux EPR2 en bord de fleuve.
En bord de mer, les futurs réacteurs EPR2 prévus à Penly en Seine-Maritime seront installés à "11 mètres au-dessus du niveau de la mer". Mais "ce n'est pas le cas" de ceux prévus à Gravelines (Nord) à côté de Dunkerque, s'inquiète la Cour.
Or le scénario d'une accélération de la fonte des calottes glaciaires "dont le Haut Conseil pour le Climat estime qu'il est prudent de tenir compte" induit "dès 2075 une élévation du niveau de la mer de 0,9 à 1,25 mètre, soit deux fois ce qui a été projeté à la même date", relève le rapport.
Pour les barrages, le changement climatique les expose à des "crues exceptionnelles" ou des "glissements de terrain", avec des "risques de rupture" ou "d'inondations".
La Cour réclame aussi des "mesures d'adaptation à renforcer" sur les réseaux de distribution d'électricité, à la suite de celles déjà prises après les tempêtes de décembre 1999.
Le rapport demande aux gestionnaires de réseau RTE et Enedis de réexaminer leurs stratégies d'investissement pour en tenir compte.
Dans sa réponse, le PDG d'EDF rassure la Cour en disant que des "plans d'adaptation au changement climatique ont bien été établis aussi bien pour les infrastructures nucléaires que pour les aménagements hydroélectriques".
Situation énergétique : La France en particulier
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Re: Situation énergétique : La France en particulier
https://www.connaissancedesenergies.org ... e-240314-0Un plan à 100 milliards d'euros pour moderniser le réseau électrique
AFP le 14 mars 2024
Raccorder les éoliennes en mer, les nouveaux réacteurs nucléaires, mais aussi remplacer des lignes vieilles de 70 ans... le réseau électrique français devra subir des travaux de modernisation évalués à environ 100 milliards d'euros d'ici 2040, selon un plan mis en consultation jeudi par RTE, le gestionnaire du réseau à haute tension.
"De l'ordre de 100 milliards"
Ce schéma décennal de développement du réseau (SDDR) "a pour but de garantir que le réseau public de transport d'électricité est adapté aux objectifs de politique énergétique fixés par l'État", explique RTE.
En 2019, il prévoyait un budget de 33 milliards d'euros à 2035.
Depuis, l'État a redéfini ses orientations, souligne le groupe public: relance du nucléaire, accélération des renouvelables, réindustrialisation via le développement de zones industrielles bas-carbone.
"En première analyse, les perspectives d'investissements d'ici 2040 sont de l'ordre de 100 milliards d'euros, en intégrant le renouvellement des infrastructures (...), aujourd'hui premier poste d'investissements de RTE", note le plan.
Ces dépenses passent notamment par la taxe d'acheminement de l'électricité (Turpe), payée par les consommateurs via leurs factures. Elles s'ajoutent à celles prévues par Enedis, qui gère le réseau de distribution moyenne et basse tension (96 milliards sur 2022-40).
Équipements vieillissants
La France compte 106.000 km de lignes de 63.000 à 400.000 volts, dont 6.000 km souterraines, et 2.800 postes électriques.
Plus de 20 % des lignes aériennes ont 70 ans, et l'âge général moyen est de 55 ans (supérieur aux autres réseaux européens).
Leur édification a connu trois périodes: après la Seconde Guerre pour la reconstruction (réseau à 225.000 volts); à partir des années 70 avec le boom de la production centralisée (charbon et surtout nucléaire) et du 400.000 volts; puis dès les années 2010 avec la transition énergétique.
Or à partir de 85-90 ans, les équipements sont à remplacer pour raisons de vétusté, note-t-on chez RTE.
Ce programme de renouvellement est déjà engagé. Un "plan corrosion" est en cours depuis 2020 pour remplacer les pylônes.
Résister au réchauffement climatique
L'enjeu concerne les ouvrages futurs, mais plus encore les équipements existants. Les hausses de température et les tempêtes sont un sujet pour la résistance des lignes, les inondations pour les postes électriques.
Après les tempêtes de 1999, RTE a lancé un "programme de sécurisation mécanique" de quinze ans pour 2,7 milliards d'euros. Il assure actuellement la résistance à des vents de 180 km/h, et "a montré son efficacité lors du passage des tempêtes Ciaran et Domingos en 2023".
RTE prévoit aujourd'hui de renouveler en priorité les ouvrages combinant enjeux de vétusté et d'adaptation au réchauffement.
Nouveaux consommateurs
Autre volet du chantier, un programme de raccordements "sans précédent", pour électrifier de nouvelles industries (usines de batteries...) à Dunkerque, Fos-sur-Mer, Le Havre-Port-Jérôme... Objectif, renforcer le réseau à haute tension avant 2030.
Pour la production renouvelable terrestre (éolien et photovoltaïque), le mouvement est déjà à l'oeuvre, avec des infrastructures de raccordement attendues sur tout le territoire avant 2035.
Pour le nucléaire, il est d'abord prévu de raccorder durant la seconde partie de la décennie 2030 quatre réacteurs (Penly et Gravelines), ainsi que de futurs "petits" réacteurs (SMR) en cours de conception, note RTE.
Pour l'éolien en mer, quatre parcs étaient raccordés à fin 2023, mais une nette accélération est prévue avec 18 GW (une vingtaine de parcs) à mettre en service d'ici 2035, impliquant "un programme industriel" de raccordement.
Défis
"Il n'est plus possible de différer les renforcements structurels sur le réseau au risque de ne pas pouvoir raccorder les projets", avertit RTE.
Le gestionnaire du réseau appelle aussi les acteurs à mieux anticiper pour mutualiser les équipements, dans cette consultation destinée notamment aux territoires, fournisseurs de matériaux, porteurs de projets...
Il faudra "un plan industriel pour renforcer la capacité de l'industrie européenne en général, et française en particulier, à produire les matériels nécessaires", ajoute RTE, qui note que les délais de livraison ont triplé entre 2021 et 2023 pour les câbles ou les transformateurs.
Une fois la consultation close, le 30 avril, le plan de RTE sera soumis notamment à l'État, à la Commission de régulation de l'énergie et à l'Autorité environnementale.
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Re: Situation énergétique : La France en particulier
https://www.connaissancedesenergies.org ... rix-240412L'électricité en France en 2023 : production, consommation, prix
le 12 avril 2024
Après une année 2022 marquée par de nombreuses crises, le système électrique français a pu retrouver « un nouvel équilibre » en 2023, selon le gestionnaire du réseau de transport d'électricité RTE.
Quelles sont les principales sources du mix d'électricité en 2023 ?
En 2023, la production totale d’électricité en France métropolitaine a atteint 494,3 TWh, soit 11% de plus qu'en 2022 (année durant laquelle la production française était à son plus bas niveau depuis 1992, avec une forte chute des productions nucléaire et hydraulique).
Le nucléaire (dont la production - bien que toujours « à un niveau bas » - est remontée l'an dernier de 41,5 TWh par rapport à 2022) a compté pour 64,8% de la production d'électricité en France métropolitaine en 2023, restant ainsi de loin la principale source d'électricité devant :
l'hydraulique (11,9%) ;
l'éolien terrestre et en mer (10,2%) ;
le gaz naturel (6,1%) ;
le solaire (4,3%) ;
les sources thermiques renouvelables et les déchets (2,1%) ;
le fioul (0,3%) ;
le charbon (<0,2%).
Les productions éolienne et solaire photovoltaïque ont en particulier atteint des nouveaux niveaux record l'an dernier (respectivement 50,7 TWh et 21,5 TWh).
La production française d'électricité à partir de combustible fossile a quant à elle chuté de 34% en 2023, atteignant avec 32,6 TWh son plus bas niveau annuel depuis 2014. RTE souligne que la sortie du charbon en France est « de fait déjà quasi effective pour ce qui concerne les volumes produits ».
Combien la France a-t-elle consommé d'électricité en 2023 ?
En 2023, la consommation d’électricité corrigée des aléas climatiques et des effets calendaires (« à température normale ») en France métropolitaine s'est élevée à 445,4 TWh selon RTE : elle a conservé sa « dynamique nettement baissière amorcée dès l’automne 2022 » (- 3,2% par rapport à 2022 et - 6,9% par rapport aux valeurs moyennes entre 2014-2019).
La chute de consommation électrique touche tous les secteurs et s'explique en partie par les efforts pour réaliser des économies d'énergie (un second plan gouvernemental a été lancé en octobre 2023) et également par une conjoncture macroéconomique dégradée.
RTE précise que les températures élevées en 2023, deuxième année la plus chaude jamais enregistrée en France, « ont tiré la consommation « brute » (sans correction des effets du climat) davantage à la baisse » (438,7 TWh, soit le plus faible niveau depuis 2002).
Quels étaient les prix de l'électricité en 2023 ?
Après la flambée des prix de l'électricité sur les marchés de gros en 2022, les cours en France ont connu « une baisse significative passant de 276 €/MWh en 2022 à 97 €/MWh en 2023 en moyenne annuelle en ce qui concerne les prix spot » hebdomadaires. Soit une baisse de près de 65%.
Cette baisse a entre autres été permise par « l’amélioration du productible nucléaire et hydraulique, la baisse des prix du gaz et un niveau de consommation faible », constate RTE.
Les prix de l'électricité restent toutefois élevés en comparaison avec les niveaux d'avant-crise, rappelle le gestionnaire de réseau. Ce dernier mentionne par ailleurs « un nombre inédit d’épisodes de prix négatifs, s’élevant à 147 heures » en 2023 (ces épisodes étant liés au développement des capacités renouvelables à production variable).
La France est à nouveau le premier pays européen exportateur net d'électricité
Les exportations d'électricité ont contribué à réduire la facture énergétique de la France de 4 milliards d'euros en 2023 selon RTE (contre 2 milliards d'euros par an en moyenne entre 2014 et 2019).
Le plus faible niveau d'émissions depuis... « le début des années 1950 »
Les émissions de gaz à effet de serre liées à la production d'électricité en France ont atteint 16,1 MtCO2eq en 2023, soit leur plus faible niveau depuis le début des années 1950 (alors que la production est beaucoup plus importante aujourd'hui) et 32% de moins qu'en 2022.
L’intensité des émissions de la production française d'électricité s'est élevée à 32 g de CO2eq/kWh en 2023 : elle était l'an dernier presque 10 fois inférieure à celle de l’Allemagne (303 g CO2eq/kWh) et plus de 8 fois inférieure à celle de l’Italie (270 g CO2eq/kWh).
« Seuls quelques pays dotés des mix de production les plus décarbonés, notamment les pays disposant d’une production hydraulique abondante, comme la Suède, la Norvège, la Suisse ou l’Autriche, ont atteint une intensité carbone comparable à celle de la France », souligne RTE.
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Re: Situation énergétique : La France en particulier
Pour les ménages c'est toujours au delà de 200 euros/MWh, sans compter l'abonnement!
https://www.jechange.fr/energie/electricite/prixLe prix du kWh de l'électricité a augmenté au 1ᵉʳ février 2024 de 10%. Il est aujourd'hui de 0,2516€ en option base, 0,27€ en heures pleines et 0,2068€ en heures creuses.
https://youtu.be/0pK01iKwb1U
« Ne doutez jamais qu'un petit groupe de personnes bien informées et impliquées puisse changer le monde, en fait, ce n'est jamais que comme cela que le monde a changé »
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Re: Situation énergétique : La France en particulier
Non, avec l'offre tempo, c'est 13 et 16 centimes 82% de l'année. 4% du temps, le kWh est beaucoup plus cher. 96% de l'année, il est entre 130 et 190 €/MWhmobar a écrit : ↑12 avr. 2024, 17:01Pour les ménages c'est toujours au delà de 200 euros/MWh, sans compter l'abonnement!https://www.jechange.fr/energie/electricite/prixLe prix du kWh de l'électricité a augmenté au 1ᵉʳ février 2024 de 10%. Il est aujourd'hui de 0,2516€ en option base, 0,27€ en heures pleines et 0,2068€ en heures creuses.
il suffit de ne pas vouloir lisser son prix sur l'année, les kWh de pointe font largement monter la moyenne, faire attention les jours de pointe (qui sont les plus froids).
https://particulier.edf.fr/content/dam/ ... f_Bleu.pdf
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Re: Situation énergétique : La France en particulier
y a pas que du bon avec Tempo, surtout pour ceux qui se chauffent à l'élec!Jeuf a écrit : ↑12 avr. 2024, 17:54Non, avec l'offre tempo, c'est 13 et 16 centimes 82% de l'année. 4% du temps, le kWh est beaucoup plus cher. 96% de l'année, il est entre 130 et 190 €/MWhmobar a écrit : ↑12 avr. 2024, 17:01Pour les ménages c'est toujours au delà de 200 euros/MWh, sans compter l'abonnement!https://www.jechange.fr/energie/electricite/prixLe prix du kWh de l'électricité a augmenté au 1ᵉʳ février 2024 de 10%. Il est aujourd'hui de 0,2516€ en option base, 0,27€ en heures pleines et 0,2068€ en heures creuses.
il suffit de ne pas vouloir lisser son prix sur l'année, les kWh de pointe font largement monter la moyenne, faire attention les jours de pointe (qui sont les plus froids).
https://particulier.edf.fr/content/dam/ ... f_Bleu.pdf
https://www.quechoisir.org/actualite-el ... o-n103999/Dans ces deux cas, l’option Tempo est assurément économique. De 22 h à 6 h du matin en tous lieux du territoire, ses heures creuses sont inférieures à celles de l’option heures pleines/heures creuses toute l’année sans exception, de -15 à -40 % selon les périodes.
Concernant les heures pleines, elles sont moins chères 343 jours par an, de -10 à -30 %, mais absolument prohibitives de 6 h à 22 h les 22 jours les plus froids de l’hiver, à 55 centimes d’euros le kWh. Les week-ends et jours fériés ne sont jamais rouges, en revanche une période de 5 jours consécutifs peut l’être du lundi au vendredi. Il faut vraiment pouvoir consommer essentiellement la nuit ces jours-là pour que l’option Tempo d’EDF réduise la facture annuelle d’électricité.
https://youtu.be/0pK01iKwb1U
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Re: Situation énergétique : La France en particulier
....pour ceux qui se chauffent à l'élec sans possibilité d'effacement de chauffage électrique. Ceux là n'ont pas à prendre un abonnement tempo.
Ce qui est le cas d'une partie des abonnés, mais pas de tous.
Quand il est évoqué 5 millions d'abonnés tempo visés, il y a assez de ménages, parmi les 26 millions qui n'ont pas de chauffage électrique (ou en ont avec appoint), pour pouvoir atteindre cet objectif.
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Re: Situation énergétique : La France en particulier
Après faudrait savoir quel est le pourcentage réel de ménages qui ont choisi Tempo et ce qu'ils en pensent!
De mon coté je suis dans une régie municipale d'électricité et dans un tout autre schéma tarifaire
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https://youtu.be/0pK01iKwb1U
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Re: Situation énergétique : La France en particulier
https://www.rouchenergies.fr/photovolta ... emain.html
Les prévisions de prix émises en 2011 pour 2024 sont dans les clous et le seront donc probablement pour 2030
https://youtu.be/0pK01iKwb1U
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Re: Situation énergétique : La France en particulier
suite de ce post du 1er mars 2024 http://www.oleocene.org/phpBB3/viewtopi ... 7#p2386817
https://www.usinenouvelle.com/article/l ... s.N2211614La CGT redoute qu’EDF renonce à la conversion de la centrale charbon de Cordemais
La CGT appelle ce mercredi 17 avril à un rassemblement sur le site de la centrale EDF de Cordemais (Loire-Atlantique). Si le projet de conversion du site a obtenu l’autorisation de l’Etat, et même le principe d’aides considérables, le syndicat redoute qu’il ne soit abandonné en raison de son coût.
EMMANUEL GUIMARD 17 avril 2024
Selon la CGT, EDF remettrait en question sa participation dans le projet Ecocombust 2 à Cordemais.
Le top départ d’EDF, pour le lancement d’Ecocombust 2, projet de conversion à la biomasse de la centrale électrique à charbon de Cordemais (Loire-Atlantique), tarde à venir. Le feu vert pourrait même ne jamais être donné. C’est la crainte de la CGT qui appelle ce mercredi 17 avril à un rassemblement sur le site auquel participeront plusieurs élus du territoire.
85 millions d’euros d’aides
«La direction d’EDF et son président Luc Rémont s’apprêteraient à annuler purement et simplement le programme Ecocombust 2 pour des raisons financières», croit savoir la CGT. En juillet 2021, une première version d’Ecocombust, portée par EDF et Suez, avait été abandonnée pour les mêmes raisons.
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Re: Situation énergétique : La France en particulier
https://www.usinenouvelle.com/article/l ... d.N2216374Les trois scénarios de GazelEnergie pour la reconversion de la centrale charbon de Saint-Avold
GazelEnergie a présenté le 18 juillet les trois options qu’il envisage pour reconvertir la centrale au charbon de Saint-Avold (Moselle). L’énergéticien, filiale du groupe tchèque EPH, espère une réponse des pouvoirs publics d’ici la fin de l'année 2024. 72 emplois sont en jeu.
Philippe Bohlinger 18 juillet 2024
La centrale thermique au charbon de Saint-Avold a fonctionné 1200 heures lors de l’hiver 2022-2023 et 150 heures lors de l’hiver 2023-2024.
Alors que la centrale thermique au charbon de Saint-Avold (Moselle) devrait encore fonctionner un dernier hiver, son exploitant, GazelEnergie, planche sur son avenir à moyen terme. Cette filiale du groupe tchèque EPH (propriété de Daniel Kretinsky) a présenté ce 18 juillet plusieurs scénarios qui permettraient de maintenir ses 72 emplois tout en conservant une activité de production d’électricité.
«La centrale Emile Huchet a joué un rôle essentiel dans l’équilibre du réseau électrique français ces deux dernières années. Nous avons trois propositions de valeur qui permettraient de maintenir ses installations en service», souligne Frédéric Faroche, le président de Gazel Energie.
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Re: Situation énergétique : La France en particulier
https://www.connaissancedesenergies.org ... gie-240718La centrale de Saint-Avold fonctionnera toujours au charbon cet hiver, annonce GazelEnergie
AFP le 18 juill. 2024
La centrale de Saint-Avold (Moselle) fonctionnera de nouveau au charbon l'hiver prochain en attendant que l'État se positionne sur une solution de conversion à la biomasse ou au gaz, ont indiqué jeudi les dirigeants de GazelEnergie, son propriétaire.
Une fermeture initialement prévue en mars 2022
Avec Cordemais (Loire-Atlantique), Saint-Avold est la dernière centrale à charbon de l'Hexagone. Grosse émettrice de CO2, elle devait fermer en mars 2022, mais entre guerre en Ukraine et déboires du parc nucléaire, elle a repris du service et assure un rôle de sécurisation de l'approvisionnement en hiver, notamment lors des pics de consommation.
"La règlementation actuelle nous empêche de tourner plus de 700 heures par an, mais l'année dernière on a tourné un peu moins de 200 heures", a précisé lors d'une conférence de presse Camille Jaffrelo, directrice de la communication de GazelEnergie. "On va faire la saison prochaine, d'ailleurs on a prolongé les contrats de travail de nos collaborateurs qui sont pour la moitié d'entre eux en CDD, jusqu'à fin avril 2025."
Pour la suite, l'incertitude est de mise, ce qui ne manque pas d'inquiéter les 120 salariés et 150 sous-traitants sur place.
"Evidemment, le contexte politique inquiète beaucoup d'ouvriers et beaucoup d'entreprises, en attente d'un certain nombre de positionnements", a repris Mme Jaffrelo. "Sur un engagement du président de la République qui était celui de la fermeture des centrales à charbon, on a quelque peu souffert ces dernières années d'un manque de continuité politique d'un ministre à l'autre et on a aujourd'hui besoin d'une vision extrêmement claire sur l'avenir du site."
3 projets de conversion encore sur la table
Emmanuel Macron avait annoncé en septembre dernier la conversion des installations de Saint-Avold à la biomasse d'ici à 2027.
Toutefois, trois projets sont encore sur la table, pour lesquels aucune décision ferme n'a été arrêtée. Le premier prévoit un passage à la biomasse, pour une capacité de 550 MW et un investissement d'environ 100 millions d'euros.
Le deuxième consisterait en la construction d'une nouvelle centrale au gaz, un investissement beaucoup plus lourd estimé entre 0,5 et 1,2 milliard d'euros, pour une capacité de 900 MW.
Enfin, le troisième prévoit une conversion au gaz des installations existantes, un investissement de 110 millions d'euros pour une capacité de 540 MW.
"Ce qu'on a demandé à l'État c'est un signal clair avant la fin de l'année", pour savoir quelle solution sera privilégiée, a ajouté Mme Jaffrelo. GazelEnergie développe en parallèle un projet de production d'hydrogène sur le site, qui devrait être mis en service en 2027. Celui-ci prévoit un investissement de 780 millions d'euros pour 200 emplois directs et une production de 56.000 tonnes d'hydrogène par an à l'horizon 2030.
Dans un premier temps, l'hydrogène produit à Saint-Avold devrait alimenter l'aciériste allemand Saarstahl Hoolding Saar (SHS), situé à quelques dizaines de kilomètres, de l'autre côté de la frontière.
L'utilisation de l'hydrogène produit à Saint-Avold permettra d'économiser jusqu'à 448 000 tonnes d'émissions de CO2 par an, selon GazelEnergie, soit l'équivalent des rejets d'une ville de 50 000 habitants.
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Re: Situation énergétique : La France en particulier
https://www.pv-magazine.com/2024/07/23/ ... e-project/Harmony Energy to build France’s largest battery storage project
The 100 MW project is announced as the first large-scale, two-hour duration battery in France. The project will employ Tesla Megapack and Autobidder technology.
JULY 23, 2024 MARIJA MAISCH
image: Harmony Energy
UK-based renewables developer Harmony Energy is looking to deliver France’s largest battery energy storage system (BESS)—the Cheviré project – using Tesla Megapack technology.
The 100 MW project will mark a significant milestone for the French energy system, being the nation’s first large-scale two-hour battery, the developer said. Construction is set to begin shortly, and the system is expected to be fully operational in winter 2025.
Located in Nantes Saint-Nazaire Harbour, on a site previously occupied by the Cheviré power station, which was operational from 1954 to 1986 and fuelled by coal, gas and oil, the Cheviré BESS will provide enough electricity to power an estimated 170,000 homes for two hours – greater than the population of the City of Nantes.
The project will provide critical balancing services to the French electricity grid network and enable the replacement of fossil fuels with renewable energy.
It will utilize Tesla Megapack and Autobidder technology, the battery maker’s real-time trading platform which enables BESS owners and operators to configure operational strategies in a bid to maximize revenue according to their business objectives and risk preferences.
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Re: Situation énergétique : La France en particulier
https://www.connaissancedesenergies.org ... rie-240917A Dunkerque, l'électricité étend sa toile pour verdir l'industrie
AFP le 17 sept. 2024
A Dunkerque (Nord), entre mer, centrale nucléaire et cheminées d'usines, un immense chantier d'infrastructures électriques prend forme: fer de lance de la réindustrialisation verte, le territoire se prépare à répondre à une demande exponentielle en électricité.
Les enjeux sont gigantesques pour ce bassin portuaire qui représente à lui seul 21% des émissions de gaz à effet de serre industrielles de la France et ambitionne d'être un modèle de décarbonation pour lutter contre le réchauffement climatique.
Depuis deux ans, les projets se sont accélérés, souligne Laurent Cantat-Lampin, directeur régional de RTE, le gestionnaire du réseau de lignes à haute tension.
Dans la zone industrialo-portuaire, le long de la mer du Nord, les usines traditionnelles veulent abandonner le gaz et le pétrole fossiles, et de nouvelles industries liées aux batteries de voitures électriques ou à l'hydrogène vert émergent: toutes veulent de l'électricité. Or les infrastructures actuelles ne suffisent pas pour répondre à ces nouveaux besoins.
"Dunkerque est un laboratoire", résume Laurent Cantat-Lampin, "il y a toutes les problématiques de transition énergétique": des questions de consommation électrique mais aussi de production, avec "un projet de deux nouveaux réacteurs EPR2 sur la centrale nucléaire de Gravelines et un parc éolien en mer" à raccorder.
Face à ce nouveau paysage, RTE met les moyens, avec 1,5 milliard d'euros d'investissements prévus jusqu'en 2030. Le chantier portera la capacité du réseau dunkerquois de 1.500 megawatts de puissance à 6.000 MW.
Concrètement, RTE prévoit de créer deux nouveaux postes de 400.000 volts - l'un à l'ouest du port, dans le prolongement de Gravelines, l'autre à l'est pour alimenter les nouveaux besoins industriels - et de déployer, entre les deux, deux liaisons aériennes de 400.000 volts sur 11 kilomètres.
- "Dans deux ou trois ans" -
Les grands travaux commenceront dans "deux ou trois ans". L'enjeu: se frayer un passage dans la forêt de lignes électriques qui strient déjà le ciel de Dunkerque, tout en limitant l'impact sur les riverains.
Emblème du territoire, et l'un des premiers sites industriels émetteurs de CO2 du pays, le sidérurgiste Arcelor Mittal se retrouve au coeur de cette révolution électrique. L'aciériste, qui exploite là trois hauts-fourneaux au charbon, envisage d'investir 1,4 milliard d'euros pour produire de l'acier sans émettre de CO2 d'ici à 2050.
Pour cela, il devra quintupler la capacité installée de 200 MW, à 1.000 MW... voire à plus de 2.000 MW lorsqu'il utilisera de l'hydrogène vert à la place du charbon aujourd'hui.
A côté, de nouveaux industriels arrivent: Verkor et Prologium avec leurs projets de giga-factories de batteries; Orano et son partenaire chinois XTC New Energy, qui veulent recycler des composants de batteries, et H2V, qui veut produire de l'hydrogène vert à partir d'énergies renouvelables.
En attendant de démarrer ses machines fin 2024, l'usine Verkor, longue de 800 m, est raccordée au réseau RTE depuis cet été, un nouveau poste inauguré en 2021. "C'est la première fois que RTE crée un poste par anticipation", avant que les projets ne soient confirmés, souligne Cyril Wagner, directeur adjoint du centre développement ingénierie RTE.
Les acteurs locaux y ont vu "un facteur d'attractivité". Pari tenu puisqu'en 2022, Verkor choisissait Dunkerque, notamment séduite par "la capacité de se connecter à la multiprise dans un délai raisonnable", explique Sylvain Paineau, son cofondateur.
Pour couvrir les nouveaux besoins en électricité, les industriels devraient pouvoir compter sur le parc éolien en 2028, puis sur les deux futurs EPR2 à Gravelines à partir de 2039.
Mais l'abondance d'électricité ne suffira pas pour alimenter la réindustrialisation, celle-ci devra aussi être "compétitive", alerte Laurent Courtois, directeur Energie et climat d'Aluminium Dunkerque.
Son usine consomme l'équivalent d'une ville d'un million et demi d'habitants, ce qui en fait la plus grosse consommatrice d'électricité du pays.
Pour réduire ses émissions de plus de 70% d'ici à 2050, un chantier à 3 milliards d'euros, l'entreprise doit trouver 300 MW.
Mais pour l'heure, Aluminium Dunkerque comme d'autres industriels, se dit peu convaincu par les nouvelles conditions tarifaires proposées par EDF.
Et le temps presse à l'approche de l'extinction en 2026 du mécanisme spécial qui leur permet d'accéder à une électricité bon marché.
"Il nous faut absolument un contrat qui soit décarboné et compétitif et surtout dans des quantités suffisantes", assure Laurent Courtois. Une question de "survie" selon lui.