Le 15 avril 2024, 13h, la part de l'électricité fossile tombe à un plancher record de 2,4 % dans le mix britannique.
La part de la prod éolienne/PV atteint 70,9 %, celle des productions non synchrones 79,9 % (?!).
Thread technique sur la stabilité du réseau britannique👇
1/15
Beaucoup d'opposants aux EnR utilisent le rapport de l'IEA-RTE de 2021 pour indiquer que le 100 % EnR est technologiquement impossible.
Ceux qui prennent le temps de lire le rapport au-delà de la synthèse vous citeront ce passage :
3/15
... mais ceux-là oublient également de citer les solutions existantes pour générer l'inertie que n'apportent pas les onduleurs ou lignes HVDC classiques.
4/15
En 3 ans, les technologies ont eu le temps d'évoluer à grande vitesse. Les "solutions techniques" présentées comme non disponibles sur le plan commercial le sont désormais. Et des systèmes synchrones de grande taille comme la Grande-Bretagne les mettent en place.
5/15
Ainsi, dans son rapport, l'IEA-RTE estimait la limite de production non-synchrone (dans le rapport éolien et PV) à 60-80 % pour pouvoir garantir la sûreté d'un réseau synchrone.
En 2024, cette limite a été dépassée à de nombreuses reprises en Grande-Bretagne (GB).
6/15
Notons que le rapport IEA-RTE parle bien d'un taux de pénétration à l'échelle d'une zone synchrone... et sur ce point, il va falloir rentrer un peu dans la technique.
Une zone synchrone est une région électrique pour laquelle la fréquence est la même à chaque instant.
7/15
La synchronisation nécessite une interconnexion en courant alternatif... or, toutes les interconnexions de la GB sont des lignes en courant continu, que l'on appelle également HVDC. La fréquence du réseau en GB est différente de celle en Fr.
Les convertisseurs des lignes HVDC présentent la particularité de fonctionner comme des onduleurs.
Dit autrement, lorsque la Grande-Bretagne importe, le convertisseur de la ligne HVDC fonctionne comme un parc PV et/ou éolien.
Voir @MrBidouille :
9/15
Ainsi, les lignes HVDC ainsi que les parcs éoliens et PV peuvent être tous trois considérés comme des productions non-synchrones, à la différence des productions synchrones telles que l'hydro, le nucléaire, le fossile ou la biomasse.
10/15
Pour revenir au cas de la G-B, le seuil de 60-80 % a été régulièrement dépassé en 2024 :
1⃣ Le chiffre de 60 % de production non synchrone a été dépassé 38 % de l'année 2024 (?!),
2⃣ Le 70 % près de 12 % de la même année,
3⃣ Et le 80 % pendant 0,3 %, soit 8h à ce jour !
11/15
Ces seuils ont également été dépassés pour le PV et l'éolien sans tenir compte des imports par ligne HVDC :
1⃣ Le chiffre de 60 % a été dépassé 7,5 % de l'année 2024,
2⃣ Et celui de 70 % 0,36 % de la même année.
Alors, comment la Grande-Bretagne, 6e économie mondiale, fait-elle pour éviter le black-out malgré le dépassement de ces seuils❓
Eh bien c'est simple, les solutions considérées comme non disponibles sur le plan commercial par IEA-RTE le sont désormais.
13/15
La GB a donc installé :
- des compensateurs synchrones,
- des onduleurs "grid forming" capables de fournir de la stabilité au réseau à la différence des onduleurs classiques.
Voir :
14/15 carbonbrief.org/analysis-fossi…
Donc ce problème technique, que beaucoup considéraient comme insurmontable, l'est à grande échelle 3 années plus tard.
Si vous êtes anglophone, je vous conseille fortement la lecture de l'article précédent de @CarbonBrief :
15/15
@CarbonBrief Et un autre sur les blocages existants sur les Zones Non Interconnectés en France où des seuils de puissance instantanée EnRv sont toujours fixés par les PPE locales :
Quelques compléments à ce fil pour comprendre d'où vient ce débat sur "l'impossibilité technique" qui a énormément été exagérée, en particulier en 2021 et 2022 :
Le prix des batteries au lithium s'effondre, passant en dessous de 100 $/kWh en avril en Chine. Avec de tels prix, le stockage électrochimique, dans les Véhicules Électriques (VE) et dans les batteries stationnaires va se développer massivement dans les années à venir.
🧶
1/13
Il faut ici bien distinguer deux grands usages énergétiques du stockage électrochimique :
- le stockage d'électricité pour le transport, principalement pour voitures électriques aujourd'hui, mais de plus en plus sur des véhicules lourds de type bus voire camions.
2/13
- le stockage stationnaire visant à apporter des services système au réseau électrique et/ou des flexibilités, de plus en plus utiles dans les pays ayant fortement déployé des EnRv dans leur mix.
Il existe un facteur 100 entre la production d'énergie à l'hectare pour des biocarburants de 1ère génération (utilisés dans une voiture thermique)... et la production d'électricité PV pour alimenter une voiture électrique.
Notons également que l'on ne remplace pas les champs par du PV. Il y a bien coproduction, ici les champs de céréales sont ainsi remplacés par une prairie utilisée par un élevage ovin avec un bail à long-terme.
Pour voir le reportage : france.tv/france-2/envoy…
JinkoSolar construit une usine de 56 GW/an en Chine, à elle seule, elle serait capable d'approvisionner toute l'Europe en modules. Ce volume est environ 10 fois plus important que les projets les plus ambitieux sur notre continent.
1/17
En juin 2023, le fabricant chinois a annoncé la construction d'une usine intégrée verticalement. La production concerne ainsi la fabrication des lingots de silicium monocristallin, les plaquettes de silicium, les cellules et les modules.
Source :
2/17 pv-magazine.com/2023/06/16/chi…
Le projet se répartit en 4 phases de 14 GW, les deux premières devant se terminer dans les deux premiers trimestres de cette année, les deux suivantes courant 2025.
Source :
3/17 pv-magazine.com/2024/03/29/chi…
Ce fil ne répondra pas à cette question qui nécessiterait une mise à jour complète de l’étude. Il vise toutefois à donner quelques pistes de réflexion, notamment au vu de l’analyse de sensibilité de l’étude « Futurs énergétiques 2050 ».
2/17
En 2021, une première estimation donnait un coût de 51,7 Mds€ pour les 6 premiers EPR2, 3 ans plus tard, celui-ci est passé à 67,4 Mds€2020 soit une augmentation de 30 % en euros constants.
Source :
3/17lesechos.fr/industrie-serv…
La transition du système électrique a bien lieu en UE. Les émissions de CO2 de ce secteur ont connu un pic en 2007 à 1218 MtCO2, elles sont depuis passées à 653 MtCO2, soit une réduction de 46 % en 16 ans !
La même réduction s'observe également sur l'intensité carbone qui passe de 413 gCO2/kWh en 2007 à seulement 242 gCO2/kWh 16 ans plus tard, soit -41 %.
2/15
Comment expliquer une telle évolution sur les émissions de CO2 ?
Principalement par la baisse de l'utilisation des énergies fossiles pour produire de l'électricité.
Comment le Nordeste (hors Maranhão), état du Brésil de 46 M d'habitants, est passé de 240 gCO2/kWh à 43 gCO2/kWh (moins que la France en 2023 !) en seulement 7 ans ?
Essentiellement par le développement du solaire et de l'éolien.
Mini-🧶
Source : 1/5 app.electricitymaps.com/zone/BR-NE
D'après les données d'electricity maps, la production éolienne et PV a représenté 70 % de la consommation d'électricité. L'hydroélectricité 24 % (grosse sécheresse en Amazonie en ce moment).
L'éolien était déjà développé en 2017 (43 %), mais pas le solaire (1 %).
2/5
Le reste de la production provenait donc de l'hydroélectricité (environ 15 %), et de moyens de production fossiles, ce qui explique l'intensité carbone estimée par electricity map.
Les exports/imports avec les autres états jouent aussi un rôle :