En France, le réseau électrique doit se transformer en profondeur
Pour des électrons libres et égaux !
Les réseaux électriques sont soumis à des changements importants, aussi bien sur la production (avec la montée en force du solaire et de l’éolien) que l’acheminement et la sécurité. Cela soulève des questions sur la stabilité des réseaux, d’autant plus avec le récent black-out ibérique.
Le 28 avril, l’Espagne et le Portugal étaient plongés dans le noir à cause d’un black-out électrique de plusieurs heures. Le réseau européen des gestionnaires de réseau(x) de transport d’électricité a lancé une enquête officielle, mais les conclusions ne sont pas encore connues.
Une des pistes vient de la forte présence des énergies renouvelables dans la péninsule ibérique : au moment du black-out, la production ibérique « provenait à environ 70 % de l’éolien et du solaire ». Des niveaux importants, mais déjà atteints par le passé. L’Espagne a depuis détaillé la chronologie de l’incident, sans en relever les causes profondes.
De multiples enjeux : solaires, éoliens, cybermenaces, climat…
C’est dans cette situation assez particulière que l’Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques vient de publier une note [PDF] intitulée « Adaptation des réseaux électriques : enjeux technologiques et scientifiques ».
L’Office n’y va pas par quatre chemins : « Face à l’essor des énergies renouvelables et des nouveaux usages, aux effets du changement climatique et aux cybermenaces, le réseau électrique français doit profondément se transformer ». Cela va évidemment de pair avec « des investissements massifs » (on parle de près de 200 milliards d’euros pour RTE et Enedis) et une coordination européenne.
Ce n’est pas tout. Selon le rapport de l’OPECST, la réussite de cette transition énergétique des réseaux, avec une échéance aux alentours de 2040, « suppose d’intensifier la recherche, l’innovation et le développement des compétences humaines ». L’Office veut remettre au goût du jour un métier trop souvent délaissé.
Commentaires (25)
Modifié le 10/06/2025 à 12h57
Dans certaines zones rurales, je note qu'il y a souvent des projet d'enfouissement de lignes électriques. Je me demande si c'est une volonté locale ou bien une stratégie nationale.
Le 10/06/2025 à 22h08
Le 10/06/2025 à 13h20
Le 10/06/2025 à 15h15
Le choix entre l'un ou l'autre doit se faire de manière raisonnée.
Au Japon, les lignes sont en aérien pour facilité les réparations en cas de tremblement de terre violents notamment.
En France, ce soucis est bien moins présent, mais il existe dans certains lieux malgré tout.
Le 10/06/2025 à 15h31
Le 10/06/2025 à 19h11
Le 10/06/2025 à 20h28
Alors déjà, on ne règle pas le problème de la synchronisation, on est toujours derrière un onduleur qui copie ce qu'il entend.
Et puis quelle quantité de temps la batterie doit-elle stocker ? quelques minutes ? un nuage qui passe, mais ça ne règle pas le côté cyclique non plus.
Dernière question que pose win100 plus bas, quel est l'intérêt de les mettre avec les panneaux solaires ?
Pourquoi pas plutôt chez les consommateurs, ou en centralisé ?
Surtout qui contrôle l'algorithme de stockage/fournisseur, en fonction de quelles données ?
Par exemple une batterie de 5GWh peut donner 50GW pendant 6minutes, ou 5GW pendant 1h, ou se décharger toute la nuit en donnant 500MW pendant 10h
Le 10/06/2025 à 22h52
l'électricité en sortie d'un panal solaire (un panal, des panneaux!
la transfo DC->AC bouffe du jus, et envoyer 1W dans le réseau EDF est plus source d'emmerdes qu'autre chose, en envoyer en DC directement... suffit de prendre un livre d'histoire pour voir que c'est pas viable...
les batteries en local permettent de stocker la production, et de pouvoir piloter a minima (ou au moins d'amortir les coupures et baisses électriques selon la météo).
le stockage centralisé, pourquoi pas, mais comment on fait pour transférer l'électricité de la ferme de panneaux située a 50 bornes (voir le clash edison/tesla)?
pour le stockage chez le client, le souci principal est d'ordre économique: enedis ne pourra plus lire ni revendre les big data qu'il récupère grace au linky étant donné que la batterie "aplatira" les pics de conso...
personne n'en parle vraiment, mais le souci des batteries, c'est leur durée de vie: entre 2 et 3 ans de durée de vie à raison d'1 cycle de charge/décharge par jour avant que les pertes soient trop importantes... (quid de la dépendance à la chine? quid du recyclage? qui paye? etc.)
je vois beaucoup de personnes parler des batteries du futur, seulement, on est dans le présent, pas dans le futur. la plupart des gens évitent de miser sur des trucs qui n'existent pas...
... ce post est beaucoup trop long
Le 12/06/2025 à 11h47
Alors évidemment, les batteries n'ont pas une durée de vie illimitée mais j'ai comme l'impression qu'il y a plus de craintes parce que les constructeurs refusent de s'engager n'ayant pas assez de recul que de vérités :)
Et depuis 8 ans, les technologies ont également évolué.
Modifié le 12/06/2025 à 18h38
Le 14/06/2025 à 17h42
Le AC ou DC ne sont pas un problème, ils ont tous les 2 des avantages et inconvénients.
Le DC prend l'avantage pour des très longues distances de nos jours ;)
Par contre la tension doit être très haute pour les 2 pour éviter des pertes résistives dans les cables (IR drop).
Après la perte du convertisseur, que ce soit pour des batteries ou pour une ligne HV, c'est moins de 4%, peanut. Et plus c'est gros moins ça perd.
Et pour la durée de vie des batteries, on a aujourd'hui des LiFePO4 qui tiennent 6000 cycles à 80% de stockage, donc 8-10ans en cycle journalier, oui.
Modifié le 10/06/2025 à 22h53
Et qui est censé payer cette note très salée ? Les usagers, au travers de la taxe TURPE (Tarif d'Utilisation des Réseaux Publics d'Électricité ), qui a augmenté de 7.7% au 1er Février, et qui est prévue d’augmenter encore dans les 4 années à venir (TURPE 7).
Donc ces EnR déjà ultra subventionnés vont encore, avec les mégas travaux d'ajout de lignes THT pour relier les champs d'éoliennes Off-shore et on-shore, les centrales solaires dispersées..., se traduire par une augmentation de s tarifs d'électricité, alors qu'il y a surproduction d'électricité et prix négatifs en journée au printemps et en été.
"Les barèmes du TURPE HTA-BT évoluent en moyenne de +7,7 % HT au 1er février 2025 "
On n'a absolument pas besoin, en tant que particulier consommateur, de cette "adaptation" du réseau pour les EnR.
Avec en plus des risques de blackout comme en Espagne.
Le 14/06/2025 à 18h01
Tu pourrais baisser ta conso, en tant que consommateur ;
Tu pourrais être acteur aussi, soit en produisant toi-même ton énergie soit en participant au collectif qui propose de l'électricité aux consommateurs.
Et même si tu restes avec cette vision que ton foyer est le centre du monde, tes enfants auraient pû bénéficier de ces transformations de consommation que tu as pu constater pendant ta génération, non ?
Exit les ampoules à filaments, les radiateurs grille-pain, ...
Les choses évoluent, oui.
Et désolé pour le côté taquin, j'ai cru que tu tendais un peu la joue
Le 10/06/2025 à 22h37
La CRE commence à envisager devoir prévoir dans ses scénarios une stagnation, voire une baisse de la consommation électrique dans les années à venir (grâce à la "sobriété", que l'on nous a demandé...).
Le 13/06/2025 à 19h43
Le 10/06/2025 à 22h42
Autrement, je vois pas trop comment ils justifient de pas avoir de solution technique pour réguler un parc de production électrique avec 15% de renouvellable non pilotable.
Si l'Espagne à eu un pic (ou des) avec 70% de production de ce type c'est qu'ils arrivent à savoir le piloter? Ou qu'ils s'en estiment capables.
Est-ce une volonté de freiner de ce côté de la filiaire ou bien réellement un soucis auquel on fait face en France et pas ailleurs (Espagne, Allemagne)?
Le 11/06/2025 à 08h00
Et sinon, 15% c'est une moyenne sur l'année, au printemps et en été, c'est bien plus que cela, on grimpe à 30 ou 40%, c'est à ce moment là, en journée entre 10h et 16h, que l'on a une surproduction, et pas seulement en France, mais en général en Europe.
En fait, l'Europe compte beaucoup sur les centrales nucléaires françaises pour assurer la production quand le solaire ne produit pas (et l'éolien quand il n'y a pas de vent), et stabiliser le réseau européen, qui, je le rappelle aussi est en fait un seul grand réseau à 50 Hz, coordonné par le gestionnaire ENTSO-E.
Le 11/06/2025 à 08h08
"Désormais, les parcs éoliens en mer de Saint-Nazaire, de Fécamp et de Saint-Brieuc, seront incités à arrêter leur production lors de ces plages de prix négatifs."
https://www.revolution-energetique.com/actus/electricite-a-prix-negatifs-comment-les-parcs-eoliens-en-mer-francais-ny-participeront-plus/
C'est quand même normal... Mais bien sûr ils seront dédommagés :
"En contrepartie, les producteurs bénéficient d’une compensation équivalente à l’électricité qui aurait été générée durant l’arrêt."
Encore le subventionnement des EnR, que finalement, nous les consommateurs payons.
Le 12/06/2025 à 22h05
Le 19/06/2025 à 21h17
EDF est par ailleurs embourbé dans le financement des réacteurs d'Hinkley Point en Angleterre, qu'ont quitté les chinois et pourrait l'être avec le projet Sizewell
Ce qui est par contre imposé par l'Etat, c'est de construire des centrales françaises. On pourrait envisager d'acheter des centrales étrangères (ce qu'ont fait des voisins européens), par exemple des centrales coréennes. Qui ont prouvé qu'elles pouvaient être construites plus vite pour moins cher. Et on pourrait comme pour les premières centrales en France, sous licence Westinghouse.
C'est un peu tabou pour l'instant, mais regarder ce qui se fait à l'étranger plutôt que de s'enfermer dans un type de réacteurs dont la construction est très mal maitrisée, à moins cher, en rachetant les licences et en construisant sur place, pourrait être une option.
Comme de regarder vers les réacteurs de 4eme génération, comme ceux à sels fondus, comme ont commencé à faire les chinois, serait une autre option.
Le 26/06/2025 à 11h20
Au Royaume-Uni, il est subventionné via le tarif de rachat garanti à EDF de 105€/MWh (même si on ne sait toujours pas si ce tarif sera suffisant pour couvrir les coûts).
En France, le sujet est sur la table, avec les tractations au niveau européen pour ajouter le nucléaire dans les énergies bas carbone (donc subventionnables). Sans subventions et fléchage de financement, il y a peu de chance que le nouveau nucléaire puisse sortir.
Le 03/07/2025 à 08h01
Et pour rappel, Le Royaume-Uni ne fait plus partie de la CEE.
En France, EDF a voulu négocier un prix cible de ~100 € le MWh (bien inférieur à celui garanti aux EnR, par exemple 196 €/MWh pour l'éolien off-shore de la baie de Saint-Briec, avec obligation d'achat par EDF). Il a été retoqué par le gouvernement, qui veut plutôt un prix cible (qui fluctue selon le marché), de ~70 € le MWh.
Et pour rappel, qui rachète en France l'électricité produite par les EnR à un prix garanti pendant 20 ans ? EDF.
On voit mal EDF se racheter la propre électricité à un prix deux fois plus élevé que ses coûts de revient... Ce serait sa ruine assurée.
Modifié le 13/06/2025 à 19h58
*
En même temps si on se base sur les prix de gros négatifs à ce moment là, la compensation va être rapidement calculée si elle est basée sur les prix du marché
Après, je suppose que les fournisseurs ont un contrat à terme de production lissée sur un an avec un volume garanti à l'achat comme à la vente: si ils fournissent plus, c'est à perte, si ils fournissent moins, pénalités, les contrats, c'est souvent comme ça, ça vaut en production, comme en consommation avec des marges de dépassement prévues bien sûr.
Le 21/06/2025 à 09h15
"*TARIF PHOTOVOLTAÏQUE 2eme TRIMESTRE 2025 S21 : BAISSE DU PRIX DE VENTE DU SURPLUS A EDF OA
Le tarif rachat edf oa 2025 (vente totale ou autoconsommation avec vente de surplus) pour ce deuxième trimestre 2025 du 1er avril au 30 juin 2025 sont connus.
Le tarif de vente en surplus pour les installations photovoltaïques de moins de 9 kWc baisse massivement passant de 12,69 c€/kwh à 4 c€/kwh.
Pour rappel, l’arrêté tarifaire relatif aux installations d’une puissance inférieure à 100 kWc :
– fixe les tarifs d’achat de l’électricité photovoltaïque en vente totale pour un contrat de 20 ans
– instaure une prime à l’investissement pour les installations en autoconsommation avec vente de surplus.
Depuis 2023, le versement de la prime à l’autoconsommation est effectué en intégralité à la première échéance de facturation (jusqu’à maintenant le paiement de cette prime était échelonné sur 5 ans). De plus, le prix du kWh en surplus n’est plus vendu en prix fixe mais indexé sur l’inflation et réévalué tous les trimestres.*"
https://www.les-energies-renouvelables.eu/conseils/photovoltaique/tarif-rachat-electricite-photovoltaique/
Le 21/06/2025 à 11h30
"Obligations d'achat pour l'éolien en mer
Il est de 240 €/MWh."
Voir : https://www.connaissancedesenergies.org/questions-et-reponses-energies/electricite-dorigine-renouvelable-comment-fonctionnent-les-tarifs-dachat
Et après, on dira que l'électricité produite par les EnR est moins chère que celle produite par le nucléaire et autres centrales conventionnelles.
Signaler un commentaire
Voulez-vous vraiment signaler ce commentaire ?