epi.proteos.info - Un peu de comptabilité: les tarifs de rachat des énergies renouvelables - Commentaires2024-01-29T18:04:47+01:00urn:md5:b4142a9e03055f816529678847e1d39eDotclearUn peu de comptabilité: les tarifs de rachat des énergies renouvelables - jmdespurn:md5:e829fe46e6a95d6e56e8fb890e50d8212013-02-19T21:05:38+01:002013-02-19T21:05:38+01:00jmdesp<p>Une remarque sur l'horizon de stockage des stations de pompage. C'est effectivement un facteur essentiel et pas intuitif initialement.</p>
<p>Une station se remplit ou se vide complètement en 4 à 5 heure. Mais une fois pleine, elle ne gagne plus d'argent jusqu'à ce que le marché se renverse et qu'elle puisse se vider. En plus il faut minimum 30% d'écart de prix pour que cela commence à être rentable.</p>
<p>Pour couvrir les frais de fonctionnement, il faut en fait que les flux se renversent le plus souvent possible. Et attendre une semaine, donc seulement 52 renversement par an, ce n'est absolument pas possible.</p>
<p>La bonne situation, c'est un renversement par jour, plus de 300 changements de flux par an (les STEP allemandes était même au dessus à l'origine). Mais voilà, les périodes de vent élevé, ou faible, ont le plus souvent des variables de temps de l'ordre de la semaine, absolument pas adaptées au STEP.</p>
<p>Le solaire est en fait potentiellement plus intéressant. Certes à faible pénétration il commence par casser la pointe de prix du midi. Mais ensuite il crée des variation en dos de chameau (pointe à 10 et 16h, creux à 12h) qui sont pas mal.<br />
Sauf que le phénomène ne se produit pas tout au long de l'année avec une régularité suffisante pour être vraiment intéressant.</p>
<p>Donc, le coup des STEP qui sauvent la situation fait long feu, car il leur faudrait en réalité des capacités énormes de volume de stockage, qui ne sont simplement pas envisageables.</p>
<p>D'autant plus qu'une bonne partie des STEP européennes se remplissent aujourd'hui à vitesse fixe, et ne sont pas adaptées à des variations aussi complexes sans des travaux couteux, <a href="http://www.enerzine.com/7/14960+step---une-meilleure-integration-de-leolien-dans-le-reseau-electrique+.html" hreflang="fr" rel="nofollow">voir cet article</a></p>Un peu de comptabilité: les tarifs de rachat des énergies renouvelables - Proteosurn:md5:1fe112fe00aed22c1210af48731562aa2013-02-18T17:33:13+01:002013-02-18T17:33:13+01:00Proteos<p>Pour comprendre pourquoi des sources d'énergies sont subventionnées, il faut retourner aux raisons originelles. Au départ, il s'agissait d'aider les petits producteurs (petits barrages...) et les techno nouvelles ou émergentes (éolien, solaire PV). Dans le premier cas, pour couvrir leurs coûts plus élevés que chez les gros, mais en continuant de profiter des bénéfices sociaux: les petits barrages sont déjà construits, il s'agit plus d'éviter leur destruction en fin de concession ou quand ils ne respectent plus la nouvelle norme X ou Y. Pour les autres, pour amener des baisses de prix et qu'ils soient compétitifs (raté à cause de légers problèmes de coût marginaux nuls, de la crise, etc).</p>
<p>Les stations de pompage n'entraient ni dans l'un (opérées uniquement par EDF en France et des industriels ailleurs) ni dans l'autre (constructions dans les années 70). D'où leur absence. Elles seront peut-être incluses dans un schéma de subventions lorsque les politiques se diront que le stockage, c'est ce qu'il faut faire. Ce qui ne voudra pas dire que ce sera une bonne idée de les subventionner à ce moment-là!</p>Un peu de comptabilité: les tarifs de rachat des énergies renouvelables - HollyDaysurn:md5:0abf4d8ba2fcb5a609b66c68ffecbbcf2013-02-18T17:06:35+01:002013-02-18T17:06:35+01:00HollyDays<blockquote><p><em>les hydrauliciens sont plutôt sceptiques sur la rentabilité effective en ce moment des nouvelles stations de pompage</em></p></blockquote>
<p>Tant que dans la tête du politique, le kWh d'électricité garantie aura la même valeur que le kWh d'électricité fatale, cela restera le cas. Il faudrait un vrai changement de paradigme chez ceux qui nous gouvernent pour que ça change.</p>Un peu de comptabilité: les tarifs de rachat des énergies renouvelables - Proteosurn:md5:3defc25ebd83ec7dc1ee5555d7060b7e2013-02-17T11:15:48+01:002013-02-17T11:15:48+01:00Proteos<p>Dr. Goulu,</p>
<p>Merci pour les encouragements.</p>
<p>En fait le modèle que vous décrivez, où les producteurs subventionnés s'arrêteraient quand le prix négatif mangerait toute la subvention, est en fait celui d'une prime de marché ou de crédit d'impôt. Le crédit d'impôt est pratiqué aux USA, la prime de marché est maintenant le modèle dominant en Allemagne pour l'éolien depuis l'année dernière (cf le <a href="http://www.bdew.de/internet.nsf/id/17DF3FA36BF264EBC1257B0A003EE8B8/$file/Energieinfo_EE-und-das-EEG-Januar-2013.pdf" rel="nofollow">document</a> de l'assoce des sociétés des services de réseaux allemand, p62). Par contre, avec un tarif de rachat fixe et un système d'achat obligatoire, il n'y a pas de limite basse théorique, il n'y a que le plancher fixé par l'organisateur du marché. Comme le signale jmdesp, de toute façon, même dans le cas d'un arrêt forcé pour préserver le réseau, le producteur peut avoir droit à une subvention.</p>
<p>Comme je le dis dans un <a href="http://epi.proteos.info/index.php?post/2012/09/17/Le-coût-exorbitant-de-la-course-aux-renouvelables%3A-2e-édition" rel="nofollow">autre post</a>, je suis plus favorable à un système de prime de marché qu'à un système de rachat à prix fixe. D'abord, parce que ça oblige les producteurs subventionnés à se soucier de ce qui se passe au niveau de la demande, et ensuite, parce que ça permet de lier la prime aux gains qui vont à la société, comme de moindres émissions de CO₂, et non aux coûts de la technologie subventionnée. Si on veut faire de la R&D, on peut subventionner des protos à part et pour une puissance et une énergie produite limitée. </p>
<p>Pour les exploitants de stations de pompage qui se frottent les mains, c'est vrai uniquement à ces dates-là. C'est nettement moins vrai sur l'année — qui est ce qui compte! — car les éoliennes et le solaire réduisent les gains possibles avec les différentiels de prix au sein d'une journée ou d'une semaine qui sont les horizons de stockage des stations de pompage. Elle le font de façon aléatoire sur un jour donné, mais si elles écrasent les prix une journée sur 3, le modèle économique de ces installations est durement affecté. Au total, les hydrauliciens sont plutôt <a href="http://sauvonsleclimat.org/images/articles/pdf_files/ue_2012/Support%20STEP_delacoux.pdf" rel="nofollow">sceptiques</a> sur la rentabilité effective en ce moment des nouvelles stations de pompage.</p>Un peu de comptabilité: les tarifs de rachat des énergies renouvelables - Dr. Gouluurn:md5:2509562fcc22b6c343f40ad5598cc0502013-02-16T22:21:05+01:002013-02-16T22:21:05+01:00Dr. Goulu<p>bravo Proteos pour ce blog en général et cet article en particulier.</p>
<p>En étudiant un peu le phénomène des prix négatifs ( <a href="http://drgoulu.com/2011/01/15/qui-veut-de-lelectricite-a-prix-negatif/" title="http://drgoulu.com/2011/01/15/qui-veut-de-lelectricite-a-prix-negatif/" rel="nofollow">http://drgoulu.com/2011/01/15/qui-v...</a> ) je suis arrivé aux mêmes conclusions : avec une "rétribution au prix coûtant" (RPC comme nous l’appelons en Suisse) des énergies "vertes", le producteur vend à prix négatif tant que prix+RPC > 0, et l'acheteur est obligé d'acheter. Pendant ces quelques heures, les barrages qui font du pompage/turbinage (STEP comme vous appelez ça en France) se sont bien frottés les mains :-)</p>Un peu de comptabilité: les tarifs de rachat des énergies renouvelables - Proteosurn:md5:b7de2e2358345ef4f3ce669aea1692782013-02-14T19:16:48+01:002013-02-14T19:16:48+01:00Proteos<p>La raison de ces surproductions est simple:</p>
<ul><li>Avec un tarif de rachat, celui qui est obligé d'acheter l'électricité doit ensuite la revendre quelqu'en soit le prix, même négatif. </li>
<li>Les centrales thermiques ne s'arrêtent pas comme un vélo et en plus leurs propriétaires peuvent voir au-delà d'un épisode de prix négatif et faire une moyenne pour savoir si ça vaut le coup de s'arrêter ou pas. Si le prix moyen sur la période est toujours supérieur au coût marginal sur la période, le propriétaire va accepter de se manger un prix négatif sur une certaine période, de façon tout à fait rationnelle et sur un pur calcul économique.</li>
<li>Tous les moyens de production, sauf peut-être les éoliennes et le solaire PV (et encore), doivent probablement être connectés au réseau en permanence pour des raison de synchronisation à 50Hz. Mais on peut penser à déconnecter les éoliennes avec un frein ou une mise en sécurité comme pour les tempêtes, par exemple.</li>
</ul>Un peu de comptabilité: les tarifs de rachat des énergies renouvelables - jmdespurn:md5:62a7ee0d63382a7165c518e9ae23f0fe2013-02-14T13:01:26+01:002013-02-14T13:01:26+01:00jmdesp<p>La loi Allemand oblige à prendre l'électricité produite. Si le réseau ne peut pas la transporter, c'est payé quand même. En France, RTE peut ne pas payer la production dans ce cas, je ne sais pas s'ils en ont par contre la possibilité quand ce serait transportable mais qu'il y a surproduction globalement.</p>
<p>La raison des surproductions est simple, les fournisseurs d'énergie renouvelable ne peuvent faire autre chose que vendre ce qu'ils produisent, et la production des centrales thermiques n'est pas capable de varier assez vite, il y a des contraintes de temps à cause des efforts que fait supporter une variation de température trop rapide sur le matériel. De plus éteindre complètement pour rallumer a un coût élevé de surconsommation au démarrage, et certains équipements ont un nombre de cycle d'allumage limité, au minimum entre deux révisions du matériel.<br />
C'est vrai que je ne sais pas par contre exactement pourquoi le choix de vendre à prix négatif, plutôt que d'avoir un "shunt" qui élimine la surproduction.</p>Un peu de comptabilité: les tarifs de rachat des énergies renouvelables - simple-touristeurn:md5:c0aca2322e866504ef3b59534f2f4b3e2013-02-14T09:48:22+01:002013-02-14T09:48:22+01:00simple-touriste<p>Comment un prix de l'électricité peut être négatif?</p>
<p>On ne peut pas tout simplement<br />
- mettre les éoliennes en rideau?<br />
- contourner les turbines (pour les centrales qui turbinent)?</p>
<p>Ou alors tous ces zozos ont déjà pré-vendu cette énergie, c'est malin...</p>
<p>Par ailleurs, si on cherche une économie vraiment facile d'électricité, en soirée (et pas au milieu de la nuit), il y a le chauffage des terrasses des restaurants à Paris! En plus très souvent il n'y a personne à ces tables!</p>
<p>D'habitude je ne suis pas trop écolo-donneur-de-leçons, mais là, quand même, c'est choquant.</p>Un peu de comptabilité: les tarifs de rachat des énergies renouvelables - jmdespurn:md5:99704021b33d003d6478fde93ac8c6472013-02-13T22:10:11+01:002013-02-13T22:10:11+01:00jmdesp<p>@simple-touriste : C'était une allusion à la décision récente d'interdire l'éclairage la nuit, au moment où la capacité de production est déjà largement supérieure à la demande presque 100% de l'année, d'où le tarif réduit d'EDF aprés 22h30.</p>
<p>Sur la vente sur le marché, forcément en spot, la production n'étant pas prévisible suffisamment à l'avance pour faire autre chose, je vais me permettre de recopier une partie du bilan RTE 2012, à la page 28 :<br />
"En fin d’année pendant les fêtes de Noël, les marchés d’électricité ont été impactés par la conjonction d’une demande faible et d’une production <em>(NB: éolienne, il n'y avait quasiment pas de solaire)</em> trop abondante.<br />
Les prix se sont alors effondrés et ont même été négatifs durant 33 heures en Allemagne et 5 heures en France.<br />
Le prix minimal de l’électricité en France a été enregistré durant cette période le 25 décembre entre 7h et 8h à -50 €/MWh. <em>(NB: et ici on voit une belle pointe à -200€ le 25 en Allemagne <a href="http://www.epexspot.com/en/market-data/auction/chart/auction-chart/2012-12-25/DE" title="http://www.epexspot.com/en/market-data/auction/chart/auction-chart/2012-12-25/DE" rel="nofollow">http://www.epexspot.com/en/market-d...</a>)"</em></p>
<p>Sur le marché Allemand vu la pente prise, dans quelques années, je ne serais pas surpris de voir les producteurs prendre un prix garanti même à 28€, une fois l'investissement amorti. Le marché français qui importe les prix allemands peut être touché aussi (toutefois des valeurs aussi extrêmes sont atteinte surtout parce que les capacité d'export allemandes sont saturées, et le prix français se désynchronise alors de celui Allemand)</p>
<p>En soutien de mon affirmation comme quoi l'éolien français produit plus la nuit (mais c'est léger en fait), je ne suis pas peu fier d'avoir réussi à produire le graph 3D suivant.<br />
<a href="https://docs.google.com/file/d/0B_cJfo-nsaDFZ3o3Z1RmVkRfM3c/edit?usp=sharing" title="https://docs.google.com/file/d/0B_cJfo-nsaDFZ3o3Z1RmVkRfM3c/edit?usp=sharing" rel="nofollow">https://docs.google.com/file/d/0B_c...</a> (il faut le plein écran pour voir correctement, ça reste pas simple, mais ça condense en un seul graph des données très utiles)<br />
Voir aussi la courbe du taux de charge sans la séparation par tranche horaire donc plus facile à lire :<br />
<a href="https://docs.google.com/file/d/0B_cJfo-nsaDFdDZLSlNNNnJPS1k/edit?usp=sharing" title="https://docs.google.com/file/d/0B_cJfo-nsaDFdDZLSlNNNnJPS1k/edit?usp=sharing" rel="nofollow">https://docs.google.com/file/d/0B_c...</a></p>
<p>Elles illustrent non seulement les variations en partie à contre-sens de la demande, mais en plus que la moyenne à 24% est fortement supérieure au niveau le plus fréquent de la production, ce qui signifie que les événements de production exceptionnelles contribuent au résultat annuel final de manière fort significative. Or c'est sur cette partie que la suralimentation du marché détraque les prix. D'autant que les producteur fossiles eux vendent presque toute leur production à terme, et ne sont en réalité impactés par les épisodes de déséquilibre du marché spot que en ce qu'ils réduisent le prix moyen.</p>
<p>Données et manip source en un peu brut de fonderie ici :<br />
<a href="https://docs.google.com/file/d/0B_cJfo-nsaDFT0hoRjRxS01NZnc/edit?usp=sharing" title="https://docs.google.com/file/d/0B_cJfo-nsaDFT0hoRjRxS01NZnc/edit?usp=sharing" rel="nofollow">https://docs.google.com/file/d/0B_c...</a></p>Un peu de comptabilité: les tarifs de rachat des énergies renouvelables - simple-touristeurn:md5:7fe20fdc2de404e97bcbbc56b056ee362013-02-13T20:23:28+01:002013-02-13T20:23:28+01:00simple-touriste<p>" la meilleure année étant exclue, vous avez le "droit" de tourner à fond un an "</p>
<p>Je rêve... il y a des mecs qui sont payés pour inventer des règles de ce genre...</p>
<p>" quand les prix sont déjà à un point bas (et grâce à la merveilleuse idée récente de notre gouvernement vont peut-être être encore plus à un point bas "</p>
<p>Là j'ai pas compris, désolé.</p>
<p>" vendre sur le marché directement "</p>
<p>à un prix instantané?</p>Un peu de comptabilité: les tarifs de rachat des énergies renouvelables - Proteosurn:md5:100940388b9e53ce09d05a7fef8f8e362013-02-13T19:49:46+01:002013-02-13T19:49:46+01:00Proteos<p>jmdesp,</p>
<p>Il faut prendre en compte deux choses pour que le calcul soit complet. D'abord, il faut actualiser, ce qui fait que l'importance de ce qui se passe après 10 ans est plus faible que ce qui se passe dans les 10 premières années. Ensuite, je crois que les propriétaires d'éoliennes peuvent renoncer à tout moment au bénéfice des tarifs de rachat et vendre sur le marché directement. Donc, quand un tarif est indiqué à 28€/MWh, ça veut tout simplement dire que le propriétaire va passer dans une vente directe sur le marché au bout de 10 ans.</p>
<p>Pour ce qui est de l'assertion du lobby de l'éolien qu'il va fournir du courant pas cher, c'est à relativiser. Tant que l'éolien reste marginal — ce qui est sa vocation en France, pays fortement nucléarisé — il n'influe pas énormément sur le prix moyen. Au contraire, il va ramener environ le prix du marché (un peu moins en fait). C'est donc tout bénéfice si les coûts d'exploitation sont très inférieurs au prix moyen sur le marché — ce qui est la position défendue! </p>
<p>On peut aussi remarquer que, du fait de l'actualisation, ce genre de considérations interviennent peu dans la décision de construire une éolienne. Le lobby veut donc que le gouvernement ait une vue à long terme — ce qui n'est pas bête — mais qui lui profiterait essentiellement — ce qui est nettement plus contestable!</p>Un peu de comptabilité: les tarifs de rachat des énergies renouvelables - jmdespurn:md5:cd69a4254e574396e43be3fe629c361d2013-02-13T12:07:52+01:002013-02-13T12:07:52+01:00jmdesp<p>@simple-touriste : Malgré la position du syndicat, la rentabilité finale de l'énergie éolienne amortie est moins évidente qu'il ne semble. Les démonstrations d'une baisse du taux de charge avec le vieillissement sont plutôt convaincantes. De plus, il semble logique que le coût de maintenance augmente avec le vieillissement.<br />
Ensuite, par un effet pervers malheureux de l'intermittence, utilisées en masse les éolienne tout autant que les panneaux solaire, ne produisent <strong>jamais</strong> au moment où le prix du marché est à un pic. En effet, non seulement la production est intermittente, mais de plus pour une zone donnée elles produisent toutes en même temps, donc quand elle produisent, le marché est suralimenté, son prix chute. Quand le marché est sous-alimenté, c'est automatiquement que les éoliennes, le PV ne sont pas en train de produire.<br />
Qui plus est, l'étude des données 2012 montre que les éoliennes françaises produisent légèrement plus la nuit que le jour, donc quand les prix sont déjà à un point bas (et grâce à la merveilleuse idée récente de notre gouvernement vont peut-être être encore plus à un point bas). Grâce à cette caractéristiques, là où le PV ne pèse que sur les moyen de production diurne, l'éolien lui réduit aléatoirement les profits de tous les autres moyens, y compris ceux normalement chargés de produire constamment en 24x24.</p>
<p>Il y a ici un facteur supplémentaire à prendre en compte pour calculer le coût économique sociétal réel de l'éolien, même quand elles produisent, elles réduisent le facteur de charge du moyen présent en relai pour le moment où elles ne produiront plus, il faut donc considérer qu'indirectement elles vont augmenter d'autant son coût au moment où il produira. Lorsque comme aujourd'hui la consommation électrique n'augmente pas, et que les moyens en question ont déjà été construit et sont amortis, ce coût est relativement peu sensible (toutefois pour le nucléaire, il représente quasi 100% de la dépense annuelle résiduelle), il l'est beaucoup plus dans un marché en progression.<br />
Cet effet est à l'avantage des moyens à faible coût de capital et fort coût variable, le problème est que nous n'en construisons aucun en Europe. Les centrales gaz à cycle combiné en effet échangent leur performance contre un coût de capital qui est loin d'être si négligeable que cela, l'IEA a estimé qu'une centrale neuve avait besoin de tourner environ 5000 heure par an pour rembourser les emprunts.</p>Un peu de comptabilité: les tarifs de rachat des énergies renouvelables - jmdespurn:md5:ecbe2f7ea9ccc2616214d17c1626ce3d2013-02-13T11:20:08+01:002013-02-13T11:20:08+01:00jmdesp<p>L'échange m'a convaincu de faire le calcul exact, le gain total est 19680 brouzoufs pour 2400h à 8,2, 19040 brouzoufs pour 2800h à 6,8, 10080 brouzoufs pour 3600h à 2,8. Donc dans la zone entre 2400 et 3600h, tout effort pour augmenter le taux de charge sur la période 0-10 ans baisse effectivement le revenu de la période 10-15 ans.</p>
<p>Toutefois il faut pour cela renoncer à des heures payés 8,2 c sur 9 ans (la meilleure année étant exclue, vous avez le "droit" de tourner à fond un an) afin d'obtenir un gain normalement plus limité sur 5 ans. Par exemple si on peut produire à 2800h et qu'on baisse à 2400, sur 9 ans on renonce à 29520 brouzouf (400*9*8,2) pour en gagner 19600 (2800*(8,2-6,8)*5).<br />
Par contre réduire volontairement la production de 3600 à 2800 fait perdre 59040 brouzouf ((3600-2800)*9*8,2) mais en rapporte 72000 (3600*(6,8-2,8)*5).<br />
Certes avec un taux moyen qui varie de 21% (2011) à 24% (2012), on peut penser que quasi personne ne sera entre 2800h et 3600h, mais l'incitation est effectivement perverse sur cette zone, conséquence finale d'un calcul qui n'est pas en tranches (comme l'est l'IR).</p>
<p>Par ailleurs, il peut y avoir d'autres effets à la marge, quand vous cassez une pièce près de la fin de l'année, ça peut pousser à prendre son temps pour la remplacer afin de fabriquer une année qui pèsera négativement sur le résultat final. Ou attendre qu'une deuxième éolienne casse, pour commander 2 boites de vitesse à la fois avec une réduction sur le prix et ne faire se déplacer la nacelle qu'une seule fois.<br />
Ceci dit là, c'est en fin de compte plutôt à l'avantage du consommateur, l'incitation est à réduire la dépense d'investissement même en diminuant la subvention totale payée par le public.</p>Un peu de comptabilité: les tarifs de rachat des énergies renouvelables - Proteosurn:md5:7b7819d6f5216c5f1d546ba7d26568752013-02-09T10:04:29+01:002013-02-09T10:04:29+01:00Proteos<p>Non, la dégressivité n'est sans doute pas suffisante pour dissuader de rechercher des facteurs de charge au delà de 27% pour l'éolien. La dégressivité me semble assez raisonnable dans un premier temps. Comme une augmentation du facteur de charge ne provoque pas d'augmentation des coûts, une augmentation du facteur de charge augmente les profits. Mais de toute façon, ça me semble être un débat académique, les sites au delà d'un facteur de charge de 27% ne doivent pas être si courants en France.</p>
<p>Pour le reste, l'histoire que vous relatez n'est pas étonnante. Les tarifs de rachats ne dépendent pas d'un service rendu à la société, à savoir produire de l'électricité sans rejet de CO₂. On devrait payer pour les rejets évités, non pour couvrir les coûts d'une technologie particulière. Si des technologies sont prometteuses, il faut bâtir des prototypes, ce qui suppose que la puissance nominale reste relativement faible. Si on veut lancer une industrie nouvelle, il faut arriver le premier sur le créneau, or ce n'est le cas ni de l'éolien, ni du solaire PV. Tout schéma qui n'est pas basé sur le service rendu provoque l'apparition d'une clientèle plus intéressée par l'installation pour l'installation que par le service rendu à la société. </p>Un peu de comptabilité: les tarifs de rachat des énergies renouvelables - simple-touristeurn:md5:2a5e6bf5b23ee2ef1a82f5010f1085802013-02-09T03:46:53+01:002013-02-09T03:46:53+01:00simple-touriste<p>" il y a nominalement un tarif dégressif en fonction de la quantité produite pour les 5 années suivantes. Mais comme <strong>il faut atteindre un facteur de charge de 27% pour que la dégressivité démarre</strong>, "</p>
<p>Je rêve ou on a mis en place une incitation économique à ne pas dépasser 27 % de charge?</p>
<p>Il y a vraiment quelque de pourri au royaume du rachat de production électrique. Ce qui n'est pas étonnant quand on voit qui dirige la France : j'avais vu sur LCP-AN un député en commission expliquer sans rire (et sans provoquer la moindre réaction) que si on met en place un tarif de rachat constant du PV pour toute la France métropolitaine, alors les panneaux seront installés essentiellement dans le sud là où la production est la plus importante, et qu'il fallait éviter ça et s'assurer que le PV est installé un peu partout et aussi là où il y a moins de soleil. (Je ne me souviens plus du tout des mots exacts, mais c'était le raisonnement.) <strong>L'objectif premier est donc clair : inciter à installer le plus de PV possible; produire le plus possible d'électricité PV passe <em>après</em>.</strong></p>
<p>J'avais à ce moment là très envie de lui dire d'installer du PV dans sa cave.</p>
<p><q>Sans cadre clair et sécurisé, il est difficile d'espérer un fort développement de la filière éolienne au vu des investissements qu'elle exige, alors même qu'elle apparaît comme prometteuse pour l'avenir, y compris sur le plan tarifaire.</q><br />
<a href="http://www.senat.fr/rap/r11-667-1/r11-667-1_mono.html#toc455" title="http://www.senat.fr/rap/r11-667-1/r11-667-1_mono.html#toc455" rel="nofollow">http://www.senat.fr/rap/r11-667-1/r...</a></p>
<p>Que c'est drôle : la filière éolienne, qui dépend de subvention pour se lancer, pourrait à l'avenir être intéressante sur le plan tarifaire. Autrement dit : une fois l'investissement initial amorti, les coûts d'exploitation sont très raisonnables. Il me semble que c'est le cas pour toutes les centrales sans flamme...</p>Un peu de comptabilité: les tarifs de rachat des énergies renouvelables - Proteosurn:md5:523e3e8ca76fe53a459a5e9dd85a628a2013-01-29T10:51:10+01:002013-01-29T11:03:35+01:00Proteos<p>Le lien que vous donnez pour la régie de Montdidier donne 1400€/kW en 2010, année proche du maximum d'installation. Cela donne une rentabilité acceptable pour un projet sans risque commercial. Depuis, les coûts ont peut-être augmenté. Les auteurs du rapports ont dû faire leur enquête auprès des industriels et des clients, comme pour le solaire PV.</p>
<p>Pour l'éolien offshore, le rapport du Crown Estate et ses 140£/MWh est cohérent avec le calcul que j'ai fait. Mais apparemment, les hypothèses sont différentes (p27), ils prennent une rentabilité du capital de 10% après taxes (ouch!). Et effectivement, il y a un coût d'exploitation de 30£/MWh + des coûts de transmission de 20£/MWh. Cela me paraît quand même rédhibitoire pour des installations qui sont censées se procurer un "combustible" gratuit.</p>
<p>Le coût élevé qui ressort des appels d'offres français a aussi été vu par les sénateurs lors de la <a href="http://www.senat.fr/rap/r11-667-1/r11-667-1_mono.html#toc455" rel="nofollow">commission d'enquête</a> sur les prix de l'électricité, ils ne s'en scandalisent pas plus que ça, l'auteur osant dire que c'est une opération mieux maîtrisée que le solaire PV. Mestrallet, lors de son <a href="http://www.senat.fr/rap/r11-667-2/r11-667-2_mono.html#toc3" rel="nofollow">audition</a>, a laissé entendre qu'il y aurait pratiquement 2x moins de production qu'au Nord de l'Ecosse. Il semble donc que les industriels ne croient pas vraiment au facteur de charge de 40%!</p>Un peu de comptabilité: les tarifs de rachat des énergies renouvelables - jmdespurn:md5:c31665938766e2826a319b7c2db6c93a2013-01-28T22:36:51+01:002013-01-29T00:22:16+01:00jmdesp<p>La bonne réponse est la réponse B ! Avec un petit morceau de réponse C.</p>
<p>Les coût de maintenance de l'éolien en mer sont rédhibitoires. Il me semble avoir vu quelqu'un admettre que c'est plus de 50€/MWh, il faudrait que je retrouve.<br />
En recherchant la source, je trouve ce rapport UK qui confirme les coûts très élevés aujourd'hui (140£/MWh) <a href="http://www.thecrownestate.co.uk/tcform/TandCsDialog?f=%2fmedia%2f305094%2fOffshore+wind+cost+reduction+pathways+study.pdf&fn=Offshore+Wind+Cost+Reduction+Pathways+Study&m=1" title="http://www.thecrownestate.co.uk/tcform/TandCsDialog?f=%2fmedia%2f305094%2fOffshore+wind+cost+reduction+pathways+study.pdf&fn=Offshore+Wind+Cost+Reduction+Pathways+Study&m=1" rel="nofollow">http://www.thecrownestate.co.uk/tcf...</a> (en fait le coût O&M après période de garantie de la figure 3.10 monte encore plus haut !)</p>
<p>Au sol, les chiffres sur 20€/MWh de maintenance et 1.6€/W donné par le rapport sont peut-être un peu élevés, d'après la source suivante, (en utilisant le taux de charge moyen français de 21% pour le 1er lien), on divise par 2, ce serait plutôt autour de 10€ et 0.8€/W :<br />
<a href="http://bnef.com/PressReleases/view/252" title="http://bnef.com/PressReleases/view/252" rel="nofollow">http://bnef.com/PressReleases/view/...</a> et <a href="http://bnef.com/PressReleases/view/172" title="http://bnef.com/PressReleases/view/172" rel="nofollow">http://bnef.com/PressReleases/view/...</a><br />
Reste à voir comment on peut trouver d'autre sources, pour comprendre si c'est que le marché français est à l'écart du reste sur les coût, ou que ce qui est annoncé est très optimiste. Le coût annoncé de l'équipement de la Régie Communale de Montdidier est presque en ligne avec les 1.6€/W : <a href="http://energie-partagee.org/projet-realise/0/171/Parc%20de%20Montdidier" title="http://energie-partagee.org/projet-realise/0/171/Parc%20de%20Montdidier" rel="nofollow">http://energie-partagee.org/projet-...</a></p>
<p>En mer, le problème c'est que l'environnement est extrêmement agressif, et aussi surtout que la moindre réparation mobilise des moyens excessivement couteux.</p>
<p>Prenons un exemple, un incident comme celui-ci à peine quelques mois après avoir démarré le parc <a href="http://www.bbc.co.uk/news/uk-england-kent-16727243" title="http://www.bbc.co.uk/news/uk-england-kent-16727243" rel="nofollow">http://www.bbc.co.uk/news/uk-englan...</a> cela donne ceci comme mobilisation <a href="http://www.vattenfall.co.uk/en/file/Notice_to_Mariners_No_46a_19397170.pdf" title="http://www.vattenfall.co.uk/en/file/Notice_to_Mariners_No_46a_19397170.pdf" rel="nofollow">http://www.vattenfall.co.uk/en/file...</a><br />
Coût des bateaux, des marins, multiplié par la durée d'intervention ? En plus, déjà au sol, ce n'est pas facile d'envoyer quelqu'un en haut de l'éolienne, mais en mer ?</p>
<p>Sinon donc, le chiffre de 228€ parait-il serait un peu élevé, avec des tarifs réel plutôt entre 180 et 220. Il y aurait donc quelque chose de partiellement inexact dans le communiqué de la CRE, sachant déjà que l'hypothèse d'un taux de charge de 40% n'est pas vraiment réaliste quand on voit ce que font les parcs Anglais de l'autre coté de la manche (à moins d'intégrer des progrès significatifs dans l'efficacité des éoliennes). Le Danemark a quelques rares parcs qui atteignent ce taux, mais sensiblement plus au nord, et donc avec plus de vent.</p>
<p>L'éolien off-shore avait à l'origine une justification : L'augmentation forte du taux de charge, et de sa constance, allait plus que compenser des coûts un peu plus élevés. A l'arrivée, l'augmentation du taux n'est pas si impressionnante, les coûts eux explosent littéralement, et la vrai justification est devenue plutôt qu'il y moins de riverains qui râlent en mer. Mais économiquement c'est une catastrophe incroyablement couteuse.</p>
<p>Et qui en plus de ne pas avoir un taux de charge si bon que cela, il varie surtout finalement encore plus fortement que l'éolien au sol entre la production max et celle minimale, ce qui signifie que l'intégration au réseau est encore plus difficile (cf étude Flocard sur Robin Rigg).</p>
<p>Hélas le déploiement des énergie renouvelables se faisant en dehors de toute logique économique, et la garantie de rentabilité offerte aux industriels supprimant la force d'équilibre qu'ils forment normalement face aux projets politisés non rentables, le retour d'expérience avant d'admettre un problème est extrêmement long.<br />
Les subventions aux bio-carburants en ont été un premier exemple couteux, toujours pas vraiment admis malgré le rapport cinglant de la cour des comptes, l'éolien offshore hélas risque d'attendre encore avant que ses vrai coûts soient admis.</p>