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Landes : Enedis lance Reflex, pour l’effacement des centrales photovoltaïques en cas de surproduction

16 septembre 2021 à 13:25
landes enedis reflex effacement photovoltaiques surproduction - L'Energeek

Ce 15 septembre 2021, Enedis a lancé l’appel au marché de Reflex, dans les Landes : ce projet smart grid va piloter l’effacement de la production de certains producteurs d’électricité renouvelable (en particulier photovoltaïque) en cas de forte surproduction. Le but est de pouvoir raccorder davantage de centrales renouvelables sur chaque poste source, sans avoir à effectuer des travaux d’infrastructures supplémentaires. Le gain espéré est de 130 MWc de puissance renouvelable supplémentaire. Une expérimentation du même ordre est en cours dans la Somme.

Pourquoi la surproduction photovoltaïque ou éolienne peut être dangereuse pour le réseau électrique

L’injection d’électricité issue de sources renouvelables intermittentes pose plusieurs types de soucis au réseau électrique. Si les situations où la production est trop faible pour la consommation sont plus souvent mises en avant, notamment parce qu’elles imposent l’utilisation de sources d’appoint pilotables, celles où la production est trop importantes sont tout aussi problématiques.

En effet, si, à un instant T, l’injection d’électricité sur un réseau électrique dépasse la consommation, la tension sur ce réseau va augmenter, dépassant sa fréquence normale (50 Hz), au risque de dommages considérables sur les équipements électriques. Il est dès lors indispensable de maintenir un équilibre constant entre production et consommation d’électricité sur un réseau électrique.

L’intermittence d’une source de production électrique peut donc devenir hautement problématique si la production devient trop forte pour la consommation. C’est notamment le cas du photovoltaïque, durant des journées de plein ensoleillement en été. Dans ces moments où la consommation électrique en éclairage et en chauffage est limitée, le risque d’un pic de tension est réel.

Qui plus est, un poste source électrique est dimensionné pour recevoir une quantité maximale d’électricité. Si un trop grand nombre de centrales intermittentes sont branchées dessus, il risque d’importants dommages en cas de pic de production.

Reflex, une solution d’effacement de la production renouvelable, qu’Enedis va expérimenter pendant trois ans

C’est pour répondre à ces problématiques qu’Enedis développe différentes solutions de flexibilité, en particulier des dispositifs d’effacement de la production photovoltaïque (qu’il ne faut surtout pas confondre avec l’effacement de la consommation, autre outil de la flexibilité, mais en cas de consommation dépassant la production). Ce 15 septembre 2021, Enedis a ainsi lancé l’appel de marché du projet Reflex dans les Landes.

Cette expérimentation, développée également dans la Somme, va permettre d’effacer une partie de la production photovoltaïque en cas de surproduction. Reflex a donc pour objectif d’augmenter la quantité de centrales photovoltaïques raccordées au réseau sans infrastructures supplémentaires.

En effet, une fois ce dispositif mis en place, « les installations éoliennes et photovoltaïques pourront être raccordées sans attendre des travaux supplémentaires notamment dans les postes-sources en permettant l’augmentation des capacités d’accueil en contrepartie d’écrêtements ponctuels des producteurs », selon Enedis.

Pour vulgariser, Christophe Cres, directeur territorial d’Enedis dans les Landes, décrit Reflex comme un “bison futé de l’électricité” :“Sur une autoroute à deux voies, on ne va pas mettre une troisième voie pour un ou deux jours d’embouteillages dans l’année. On va plutôt demander aux conducteurs d’éviter de se déplacer. Le principe de Reflex est un peu le même : quelques heures dans l’année, on va demander à des producteurs photovoltaïques dans les Landes de s’effacer”, explique-t-il.

Dans le détail, un centre de prévision de la production photovoltaïque situé à Pau pourra anticiper les flux à J+1. Si la production menace de dépasser la consommation, le smart grid demandera aux producteurs d’éteindre quelques-uns de leurs panneaux solaires pendant une courte durée (10 à 15 heures par an). Permettant ainsi de lisser la production, et autorisant, de fait, de raccorder davantage d’installations photovoltaïques sur le territoire, sans risquer de surproduction.

Enedis estime que l’ensemble du dispositif permettra de raccorder 200 MWc de puissance supplémentaire sur les deux territoires, dont 130 MWc dans les Landes. Reflex participe ainsi à l’ambition du département d’atteindre une électricité 100% renouvelables à horizon 2030. L’expérimentation va se poursuivre jusqu’en 2024 et, en cas de succès, elle pourra être étendue sur l’ensemble du territoire.

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Smart grid : une subvention de l’USTDA va permettre à l’Algérie de moderniser son réseau électrique

14 septembre 2021 à 11:13
smart grid subvention ustda algerie moderniser reseau electrique - L'Energeek

Désireuse de diversifier et verdir son mix électrique par l’ajout de sources renouvelables, l’Algérie a reçu une subvention de l’agence américaine pour le commerce et le développement (USTDA), ce 13 septembre 2021, pour moderniser son réseau électrique, notamment par des solutions smart grid de pilotage automatique.

La transition énergétique de l’Algérie passe par un développement des renouvelables

L’Algérie veut changer d’ère. Pour faire face à l’urgence climatique, le pays a l’ambition de transformer son mix électrique. Pour l’heure les 91 GWc de puissance électrique installée en Algérie sont essentiellement issues des hydrocarbures, essentiellement du gaz naturel.

Pour autant, le potentiel renouvelable du territoire algérien est conséquent, notamment du coté du solaire. Tout en envisageant toujours de développer l’énergie nucléaire, le pays a l’ambition de valoriser ce potentiel. Pour se faire l’Algérie a mis sur pied un Conseil National de l’Energie, et a lancé un premier appel d’offre renouvelable, d’une puissance totale de 1 GWc.

Mais intégrer des sources intermittentes au réseau électrique impose de moderniser ce dernier. Pour ce faire, l’Algérie va s’appuyer sur le soutien des Etats-Unis, via l’USDTA. Cette agence fédérale indépendante subventionnent en effet des pays émergents, pour qu’ils modernisent leurs infrastructures en partenariat avec des entreprises américaines.

L’agence américaine USTDA va aider à moderniser et numériser le réseau électrique de GRTE, pour intégrer plus d’EnR dans le mix électrique de l’Algérie

Ce 13 septembre 2021, l’USTDA a annoncé qu’elle allait verser une subvention à la Société algérienne gestionnaire du réseau de transport de l’électricité (GRTE, une filiale de la Sonelgaz, la société nationale algérienne d’électricité et de gaz), afin de soutenir la modernisation du réseau électrique algérien.

L’Agence américaine pour le commerce et le développement ( @USTDA ) accorde une subvention à la Société algérienne de gestion du réseau de transport de l’électricité ( #GRTE ). @Algerie_Infos#afrik21 #algerie #energie #electricite

— Afrik21 (@afrik21) September 13, 2021

Dans le détail, ce soutien permettra de développement des solutions de réseau intelligent (smart grid), notamment un système de contrôle distribué automatisé. Cette modernisation permettra d’intégrer sans risque de l’électricité provenant de sources intermittentes (solaire ou éolien), tout en améliorant l’efficacité et la résilience du réseau de GRTE. L’objectif est double : réduire les pertes, le gaspillage et la fraude, et aider à développer les renouvelables.

« Notre partenariat avec l’USTDA nous ouvrira la voie pour moderniser et numériser notre réseau électrique en utilisant l’expertise d’entreprises américaines leaders dans ce domaine. Notre réseau de transport d’électricité jouera un rôle important dans la transition de l’Algérie vers les énergies vertes. L’assistance technique de l’USTDA nous aidera à nous assurer que nous avons le bon plan, et ce sera l’occasion pour nos jeunes ingénieurs d’acquérir une expérience précieuse en matière de planification de projets », se félicite Nabil Yousfi, le président-directeur général de GRTE.

Cette subvention s’inscrit dans le Partenariat mondial pour une infrastructure intelligente face au climat de l’USTDA, qui relie l’industrie américaine aux grands projets d’énergie propre et d’infrastructure de transport dans les marchés émergents. Dans ce but, l’USTDA a invité les entreprises américaines à manifester leur intérêt pour assister GRTE.

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Nucléaire : après 6 mois d’arrêt, le réacteur n°2 de la centrale de Chooz redémarre

2 septembre 2021 à 07:10
nucleaire reacteur n2 centrale chooz redemarre - L'Energeek

Ce mardi 31 août 2021, la centrale nucléaire de Chooz, dans les Ardennes, a annoncé la reconnexion au réseau de son réacteur numéro 2, après 6 mois d’arrêt. Cette interruption faisait suite à une visite de maintenance et à la détection d’une anomalie dans les gaines accueillant le combustible. L’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) avait donné son feu vert au redémarrage le 13 août 2021.

Après des investigations de sécurité poussées, l’ASN autorise le redémarrage du réacteur n°2 de la centrale de Chooz

D’une puissance de 1 450 MW, le réacteur n°2 de la centrale nucléaire de Chooz, dans les Ardennes, située sur la Meuse, a été reconnecté au réseau ce 31 août 2021, d’après un communiqué officiel de la centrale, après six mois d’arrêt.

Le 12 février 2021, le réacteur avait été stoppé pour une maintenance, pour permettre notamment le déchargement des assemblages de combustible. Mais un examen approfondi de l’ASN montrait que les gaines renfermant le combustible “présentaient une desquamation préoccupante, correspondant à une corrosion d’épaisseur pouvant excéder 100 micromètres”.

Dès lors, l’ASN, qui n’avait pour autant détecté aucune fuite, avait demandé l’arrêt prolongé du réacteur, le temps de mener des investigations de sécurité, pour vérifier la cause de ces anomalies, et si elles étaient de nature à perturber la bonne marche du réacteur.

Au final, l’ASN a pu donner son feu vert à la relance du réacteur : “sur la base des expertises réalisées par EDF et de ses propres expertises avec le soutien technique des équipes de l’institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN), (l’ASN) a considéré que les conditions de sûreté requises étaient remplies pour un redémarrage”, précise l’agence.

Altrad en pôle pour racheter à Engie sa filiale de maintenance Endel, spécialisée dans le nucléaire

Actualité nucléaire, toujours, le prestataire de service industriel Altrad a annoncé, ce 31 août 2021, être rentré en négociations exclusives avec Engie pour le rachat de sa filiale de maintenance industrielle Endel, spécialisée notamment dans le nucléaire, et forte de 5 200 salariés.

Engie avait mis en vente cette filiale courant 2020, pour se recentrer notamment sur le énergies renouvelables et les infrastructures. Le montant de l’opération n’a pas été révélé, mais les analystes estiment que, compte tenu des difficultés structurelles et du déficit endémique d’Endel, le montant pourrait être nul ou négatif.

L’opération devrait être conclue “d’ici début 2022”, sous réserve de l’approbation des autorités réglementaires et après consultation des instances représentatives du personnel d’Endel. Cette acquisition devrait permettre à Altrad d’ouvrir “une nouvelle page de son développement en France, en renforçant et diversifiant son offre industrielle en ingénierie et en mécanique”.

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Tesla et Ikéa, bientôt fournisseurs d’électricité verte

31 août 2021 à 12:00
Tesla et Ikéa, bientôt fournisseurs d'électricité verte

La vente d’électricité verte aux particuliers comptera bientôt deux nouveaux acteurs. Aux Etats-Unis, Tesla compte faire ses premiers pas dans l’état du Texas. La firme souhaite diversifier son activité pour fournir les particuliers en électricité verte en utilisant ses propres technologies. En Europe, c’est Ikéa qui s’apprête à faire ses premiers pas de fournisseur d’électricité verte en Suède.

Ikéa : de la vente de panneaux solaire à la vente d’électricité verte

“Fournir de l’énergie solaire et éolienne à bas prix à un plus grand nombre de personnes semble être la prochaine étape naturelle de notre parcours de durabilité.” C’est ainsi que Bojan Stupar, le directeur des ventes d’Ikéa en Suède, a commenté la nouvelle offre du géant du meuble. A partir de septembre, les consommateurs suédois pourront effectivement souscrire un contrat électrique auprès d’Ikéa. La promesse du groupe : une électricité 100% issue des énergies renouvelables. Et vendue à prix coûtant.

L’intérêt d’Ikéa pour les énergies renouvelables n’est pas nouveau. En près dix ans, l’entreprise suédoise a investi 2,5 milliards d’euros pour sa transition énergétique. En premier lieu, Ikéa a déployé des unités de production d’ENR pour couvrir tout ou partie des besoins électriques de ses magasins et entrepôts. Aujourd’hui, Ikéa compte 920 000 panneaux photovoltaïques sur ses toitures. L’entreprise a aussi investi dans l’éolien, avec 534 éoliennes en complément des infrastructures solaires. Pour répondre à l’engouement autour de la production domestique d’énergie, Ikéa a commencé à commercialiser ses propres panneaux solaires il y a déjà cinq ans. La fourniture d’électricité vient donc renforcer cette activité.

La future offre énergétique d’Ikéa

Pour autant, Ikéa ne se lance pas dans la production d’électricité verte à grande échelle. Le spécialiste du meuble en kit n’est pas un énergéticien. Sa maison mère, la holding Ingka Group, a signé un accord de partenariat avec Svea Solar, un des leaders du marché européen du marché solaire. La nouvelle offre d’électricité verte d’Ikéa porte le nom de Strömma.

Concrètement, Ikéa compte acheter de l’électricité verte certifiée 100% issue des énergies renouvelables. Pour cela, elle achètera l’électricité sur la place de marché de l’électricité NordPool. L’électricité proviendra de parcs éoliens et de parcs photovoltaïques. Elle sera ensuite revendue à prix coûtant aux consommateurs qui ont souscrit à l’offre Strömma. Jan Gardberg, le responsable des ventes d’Ingka, résume l’ambition du groupe : “Nous voulons rendre l’électricité issue des sources renouvelables plus accessible et attractive pour tous.”

Tesla s’implante sur le marché texan de l’électricité verte

Tesla aussi prépare sa mue en fournisseur d’électricité verte. Le 16 août dernier, l’entreprise s’est faite remarquée : elle a déposé une demande auprès de la Commission des services publics du Texas pour être enregistrée comme fournisseur d’électricité verte auprès des particuliers. Le marché texan compte déjà de nombreux fournisseurs d’électricité. Mais Tesla compte bien se distinguer de ses concurrents. L’entreprise maîtrise à la fois la production et le stockage de l’électricité verte. Il ne reste plus qu’à assurer la distribution.

Le projet de Tesla au Texas repose sur le déploiement de nouvelles unités de stockage d’énergie. La firme compte installer de nouvelles fermes de batteries dans l’état : une près de Houston, et une autre près d’Austin, où se trouve déjà une gigafactory Tesla. Si Tesla obtient rapidement le feu vert des autorités locales, l’entreprise pourrait lancer sa nouvelle activité de fournisseur d’électricité verte avant la fin d’année 2021, juste à temps pour séduire les consommateurs texans avant le prochain hiver.

Tesla choisit le Texas pour tester sa nouvelle offre

Car malgré la forte concurrence, le marché de l’électricité texan souffre d’une mauvaise image auprès de ses consommateurs. L’état américain, qui compte peu d’interconnexions avec les états voisins, a souffert de plusieurs problèmes ces dernières années. En début d’année, le réseau électrique du Texas a subi d’importantes coupures à cause des conditions climatiques.

L’intégration d’une plus grande part d’électricité produite localement, et l’assurance d’un système de stockage qui garantit la fiabilité du réseau pourraient séduire de nombreux ménages. Tesla le pense en tout cas, puisque c’est précisément sur le marché de cet état que la firme d’Elon Musk choisit de tester sa nouvelle activité.

Ikéa et Tesla : un même intérêt pour la fourniture d’électricité verte

A l’instar d’Ikéa, Tesla a développé un intérêt naturel pour la fourniture d’électricité verte. L’entreprise, au départ spécialisée dans les véhicules électriques, a rapidement choisi de diversifier son activité. Tesla propose des solutions de production d’électricité verte à domicile avec ses tuiles solaires, pour équiper les habitations. L’entreprise est aussi bien implantée sur le marché des batteries avec son système PowerWall.

A quels développements peut-on s’attendre à l’avenir ? Tesla et Ikéa vont-ils étendre leur activité de vente d’électricté verte ailleurs dans le monde ? Dans le cas de Tesla, aucun agenda n’a été établi. La firme n’a pas communiqué sur un éventuel déploiement de son offre de fourniture d’électricité verte. Mais il y a fort à parier qu’à l’instar du Solar Roof, le test sur le marché américain donne plus tard lieu à un déploiement sur le marché international.

Ikéa s’est engagé plus clairement. Le groupe suédois ambitionne de proposer l’offre d’électricité verte Strömma dans tous les pays où il est actuellement présent. Mais pour l’instant, aucune échéance n’a été précisée.

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Siemens a déployé 200 000 compteurs électriques intelligents en Inde

18 août 2021 à 16:41
siemens compteurs electriques intelligents inde - L'Energeek

Ce 17 août 2021, Siemens a annoncé la fin du déploiement de 200 000 compteurs électriques intelligents dans le district de North Delhi, en Inde, en partenariat avec la filiale de Tata Power gestionnaire du réseau de distribution local. Ces compteurs devraient permettre une meilleure gestion de la consommation des clients, une lutte contre la fraude, une meilleure détection des pannes et, in fine, une meilleure intégration des sources d’énergie renouvelable intermittentes, participant ainsi à la réduction des émissions carbone de l’électricité dans le district.

Tata Power-DDL et Siemens annoncent la fin du déploiement de 200 000 compteurs intelligents à North Delhi

L’Inde ouvre la voie aux réseaux intelligents, via le déploiement à grande échelle de compteurs électriques communicants. C’est par un communiqué commun, ce 17 août 2021, que Siemens et Tata Power Delhi Distribution Limited (Tata Power-DDL), gestionnaire du réseau de distribution dans l’État de Delhi, ont annoncé la fin du déploiement de 200 000 compteurs électriques intelligents dans le district de North Delhi.

Ces compteurs EnergyIP permettent une collecte rapide et précise des données des clients, et donc améliorent la visibilité du réseau. Ce déploiement s’inscrit dans le programme Advanced Metering Infrastructure (« infrastructure de comptage avancé »), une initiative stratégiques de Tata Power-DDL pour moderniser son réseau, et, plus globalement, dans le programme national de développement des smart grids en Inde.

Il permettra aux consommateurs de suivre leurs consommations en temps réel, et facilitera la gestion de ces consommations. Les compteurs communicants fourniront également des alertes en cas de pannes ou de baisse de puissance – tant pour les clients que pour le gestionnaire du réseau de distribution.

Au-delà, un compteur intelligent permet de réduire considérablement la fraude et améliore la gestion des incidents sur les réseaux. Il ouvre la voie au pilotage fin de la consommation, qui facilite l’intégration des énergies renouvelables intermittentes sur les réseaux.

« Garantir un approvisionnement électrique plus efficace et ininterrompu pour nos consommateurs »

In fine, les technologies de réseau intelligent évitent d’avoir recours à de nouvelles sources d’électricité, en améliorant l’efficacité énergétique, ainsi que la stabilité et la résilience du réseau, en limitant les pertes et la fraude, et en permettant un meilleur pilotage de la consommation et de son adéquation avec la production électrique. Elles réduisent ainsi le recours aux sources carbonées pour produire de l’électricité.

En cela, « les technologies de Siemens aident Tata Power-DDL à atteindre leurs objectifs ESG (environnement, social et gouvernance) d’efficacité énergétique, de réduction des émissions de gaz à effet de serre et d’amélioration de la sécurité des employés et du public », comme l’expose le communiqué commun des deux entreprises. Les outils communicants développés par Siemens permettent également d’améliorer la sécurité des actifs critiques de Tata Power-DDL.

« En partenariat avec Siemens, nous avons encore renforcé le réseau de distribution d’énergie dans notre territoire, en tirant parti des technologies de pointe. Les technologies numériques nous ont permis de surveiller, en temps réel, les fonctions critiques de la distribution d’électricité, permettant ainsi d’accroître notre efficacité opérationnelle et notre productivité. En cela, elles se sont avérées inestimables pendant la pandémie de COVID-19. Ces technologies contribueront en outre à garantir un approvisionnement électrique plus efficace et ininterrompu pour nos consommateurs », a commenté Ganesh Srinivasan, PDG de Tata Power-DDL.

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Le Royaume-Uni met en service une nouvelle batterie mixte pour sécuriser la stabilité de son réseau électrique

11 août 2021 à 07:12
royaume-uni nouvelle batterie mixte stabilite reseau electrique - L'Energeek

Pratiquement deux ans jour pour jour après le black-out du 9 août 2019, le Royaume-Uni a mis en service, ce 10 août 2021, une batterie mixte (combinant des cellules lithium-ion type NMC et des cellules LFP) d’une puissance de 100 MW et d’une capacité de stockage de 100 MWh, à Minety, dans le Sud-Ouest du pays. Elle permettra de renforcer la réserve primaire et assurer la stabilité de son réseau électrique.

Royaume-Uni : une nouvelle batterie mixte de 100MW pour renforcer la réserve primaire d’électricité

Le Royaume-Uni a mis en service, ce 10 août 2021, une nouvelle batterie pour renforcer sa réserve primaire d’électricité, et assurer une meilleure stabilité à son réseau électrique. Cette batterie est installée à Minety, dans le Sud-Ouest du pays. D’une puissance de 100 MW, elle permet le stockage de 100 MWh d’électricité.

Construite par la société chinoise Sungrow, cette batterie s’appuie sur une technologie mixte. Elle utilise en effet à la fois des cellules Lithium-ion de type NMC (Nickel, Manganèse, Cobalt), réputées pour leur grande densité énergétique, qui permet de fournir de l’électricité sur une plus longue période, et des cellules LFP (Lithium Fer Phosphate), qui profitent, elles, d’une grande densité de puissance, qui permet de délivrer une forte puissance électrique en peu de temps.

L’ensemble permet d’obtenir une batterie pouvant répondre à de nombreux besoins de régulation du réseau électrique. Elle offre en particulier un temps de réponse de moins d’une seconde, ce qui en fait la batterie la plus performante du réseau électrique britannique.

La batterie de Minety correspond parfaitement au nouveau cahier des charges britanniques pour les systèmes de régulation de fréquence sur le réseau électrique. Elle est la tête de pont des solutions développées pour éviter de voir se reproduire le black-out du 9 août 2019.

Retour sur le black-out du 9 août 2019, un désagrément que la batterie de Minety devrait permettre d’éviter

Pour rappel, pour que la fréquence de tension d’un réseau électrique reste stable, il faut que la production et la consommation d’électricité soient, en permanence, équivalentes. Ce 9 août 2019, à 16h52, la foudre frappe la ligne de transport du circuit nord de Londres Eaton Socon-Wymondley Main.

Ce coup de foudre provoque la mise en sécurité de plusieurs unités de production. D’abord des petites unités solaires et thermiques, qui disjonctent, pour une perte totale de 500 MW. Ensuite, deux importantes centrales électriques sont contraintes de réduire drastiquement leur production. La centrale au gaz de Little Barford, d’une puissance de 740 MW, enregistre une perte de 641 MW au total. Le parc éolien offshore de Horsnsea, d’une puissance installée de 1 200 MW et qui fournit, à cet instant, une puissance de 799 MW au réseau, tombe d’un coup à 62 MW.

En tout, ce sont 1 378 MW qui manquent au réseau électrique britannique à cet instant. Or, la réserve primaire est à ce moment de « seulement » 1 000 MW, dont 475 MW de batteries de stockage. Malgré le recours à cette réserve, à 16h53 et 49 secondes, la fréquence sur le réseau tombe à 48,8 Hz (au lieu de 50 Hz), en dessous de la limite acceptable de 49,5 Hz-50,5 Hz.

Pour éviter de graves dysfonctionnement sur le réseau et des lésions irréversibles à de nombreux équipements, le système de sécurité secondaire se met en marche, et déconnecte automatiquement 5 % des clients du réseau électrique pour rectifier immédiatement la fréquence.

A 16h57, la fréquence est restaurée sur le réseau de National Grid. Dès 17h06, les distributeurs reconnectent les clients. A 17h37, l’électricité est revenue partout. La perturbation sur le réseau ferré sera bien plus importante. Les coupures ont provoqué, par effet accordéon, des blocages qui dureront plusieurs heures dans les gares du Sud-Est de l’Angleterre. La batterie de Minety devrait éviter un nouveau black-out d’une telle ampleur.

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Haute-Alpes : raccordement électrique pour la centrale photovoltaïque flottante du lac de Lazer

5 août 2021 à 12:22
haute-alpes raccordement centrale photovoltaique flottante lazer - L'Energeek

Ce 4 août 2021, la direction d’EDF Renouvelables, maître d’oeuvre de la centrale photovoltaïque flottante du lac de Lazer, dans les Hautes-Alpes, a visité le chantier de raccordement électrique du projet, démarré par Enedis ce 2 août 2021. La centrale de 20 MW, situé sur le lac de retenue d’une centrale hydro-électrique, devrait être mise en service au printemps 2022.

Centrale photovoltaïque flottante du lac de Lazer : Enedis commence les travaux de raccordement au réseau électrique

Une synergie vertueuse : utiliser la retenue d’eau d’une centrale hydro-électrique pour y installer une centrale photovoltaïque flottante est une bonne façon de répondre à la question brûlante du besoin de foncier pour développer le solaire en France. EDF Renouvelables pilote justement un projet de ce type sur le lac de Lazer, dans les Hautes-Alpes.

« Grâce à cette technologie innovante, la même retenue d’eau produira de l’hydroélectricité et de l’électricité solaire : conjuguer ces deux énergies renouvelables constitue un atout supplémentaire pour contribuer aux objectifs de développement des énergies renouvelables fixés par le gouvernement », s’est ainsi félicité Nicolas Couderc, directeur France d’EDF Renouvelables, ce 4 août 2021.

En février 2021, Enedis a donné le coup d’envoi du chantier de la centrale du lac de Lazer, par d’indispensables travaux électriques préparatoires. Le gestionnaire du réseau de distribution a notamment installé un départ électrique au Poste Source de Ventavon, et enfoui neuf kilomètres de câbles.

Ce lundi 2 août 2021, Enedis a entamé la dernière étape de ces travaux électriques, le raccordement de la future centrale au réseau public de distribution électrique de la commune de Lazer.

Bientôt, ici sur le lac de Lazer dans les @hautesalpes… de l’énergie solaire sera produite grâce à une centrale flottante @enedis crée 9⃣km de réseau pour permettre le raccordement de la centrale #EnR au réseau public de distribution électrique #TransitionEcologique pic.twitter.com/mLCm0mFvOT

— Enedis en Provence Alpes du Sud (@enedis_prov_alp) August 2, 2021

Une première pour EDF Renouvelables

Par la suite, EDF Renouvelables pilotera l’installation de flotteurs et de panneaux photovoltaïques sur la retenue d’eau. A terme, ils devraient occuper les deux-tiers du lac artificiel, soit une surface totale de 24,5 hectares, pour une puissance installée de 20 MW (équivalente à celle de la centrale hydro-électrique).

La durée totale des travaux est estimée à 13 mois, et aucun retard n’est pour l’heure à déplorer. La mise en service est donc toujours prévue pour le printemps 2022. La centrale du lac de Lazer sera ainsi la première centrale photovoltaïque flottante installée par EDF Renouvelables.

Pour l’heure, une seule centrale de ce type est en service en France, à Piolence, dans le Vaucluse, depuis 2019. De nombreux projets sont en cours, mais plusieurs, comme ceux des lacs de Caussade ou de Leyritz-Moncassin se heurtent à l’opposition des agriculteurs locaux.

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La climatisation fait grimper la facture énergétique des particuliers

28 juillet 2021 à 18:00
La climatisation fait grimper la facture énergétique des particuliers

D’après un récent rapport de l’ADEME, un quart des ménages français sont désormais équipés d’un climatiseur. Mais la climatisation fait grimper la facture énergétique générale. Elle augmente aussi l’empreinte carbone de l’Hexagone. Dans les années à venir, l’ADEME estime que le taux d’installation de la climatisation en France devrait encore progresser. La question de son poids sur le réseau électrique va donc se poser à plus ou moins brève échéance.

25% de logements français équipés

C’est un seuil symbolique. En 2020, la France a franchi la barre des 25% de ménages équipés d’un système de climatisation. L’ADEME souligne que la progression est rapide. En 2016, on ne comptait encore que 14% de la population équipée. Les vagues de chaleur de ces dernières années ont poussé de nombreux particuliers à s’équiper. Et l’offre de climatiseurs s’est assez diversifiée pour présenter désormais des tarifs attractifs. Pour la seule année 2020, les Français ont ainsi acheté plus de 800 000 appareils de climatisation pour leurs logements.

Malgré la démocratisation de la climatisation grâce aux appareils mobiles, l’installation d’une climatisation reste un poste de dépense important. Les ménages français les plus modestes sont les moins équipés (seulement 19%). En revanche, les professions libérales et les catégories CSP/CSP+ sont 37% à posséder une climatisation.

Sans réelle surprise, ce sont les régions du sud-est et la Corse qui captent l’essentiel des installations. Les températures moyennes annuelles et l’intensité des vagues de chaleur répétées poussent les populations locales à investir dans une solution pour rafraîchir leur logement. Et cette installation de confort se fait plus généralement dans les maisons individuelles que dans les appartements.

Climatisation et facture énergétique

La climatisation est une innovation qui garantit un meilleur niveau de confort dans les logements pendant les épisodes de canicule. Mais le revers de la médaille, c’est son empreinte carbone et sa facture énergétique. L’ADEME constate : “La climatisation est aujourd’hui responsable de près de 5% des émissions d’équivalent CO2 du secteur bâtiment.” Et cette tendance devrait encore s’accentuer dans les années à venir. Les particuliers investissent plus généralement dans un climatiseur mobile. C’est à la fois la solution dont le coût est le plus accessible, et l’installation la plus simple. Malheureusement, un climatiseur mobile consomme 2,5 fois plus d’électricité qu’un climatiseur PAC réversible.

Le rapport de l’ADEME souligne qu’un mauvais choix de climatiseur peut avoir un impact considérable sur la consommation électrique annuelle d’un foyer. Les écarts de consommation entre plusieurs types de climatisation peuvent être très importants. L’ADEME veut aussi promouvoir un usage raisonné et responsable de la climatisation. Le rapport observe que “passer d’une température de consigne de 22°C à 27°C permet de diviser par 2 la consommation d’énergie”. La température de déclenchement est aussi un indicateur à suivre. “Mettre en route la climatisation à partir de 30°C en extérieur au lieu de 27°C” permet ainsi de diviser par 3 la consommation d’énergie.

Concrètement, un appareil de climatisation peut rapidement augmenter la facture énergétique. Dans une enquête réalisée en juillet 2019, le site Consoglobe estimait qu’en moyenne un climatiseur portable de classe A d’une puissance de 2,5 kW coûtait 15 centimes d’électricité par heure. Soit plus de 100 euros pour un mois de climatisation dans le logement.

Quel impact de la climatisation sur le réseau électrique ?

Si l’ADEME veut encourager la sobriété énergétique pour la climatisation, c’est qu’elle pourrait avoir un fort impact sur le réseau électrique. “Le réchauffement constant de la planète amène à penser que les systèmes de climatisation continueront à se développer pour assurer le bien-être et le confort de chacun. Il est donc impératif de maîtriser cette évolution pour en limiter l’impact au maximum.”

A terme, le nombre de foyers français équipés de climatiseur devrait encore augmenter drastiquement. Et en cas de vague de chaleur, les climatiseurs entraîneront un pic de consommation d’électricité sur le réseau. Ce phénomène était déjà connu en hiver, pendant les vagues de froid. Il tend désormais à se généraliser l’été. Aux Etats-Unis, la Californie a mis en place un système d’alerte FlexAlert. Pour éviter tout risque de black-out du réseau électrique, les habitants sont invités à réduire leur consommation d’électricité. Et la climatisation est un des leviers énergivores identifiés pour faire baisser la tension sur le réseau. En France, RTE avait ainsi constaté en juin 2019 un record de consommation en France avec un pic à 59 436 MW. Et la France devrait connaître des pics estivaux répétés dans les années à venir.

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Etats-Unis : le réseau électrique face au réchauffement climatique

15 juillet 2021 à 17:00
Etats-Unis : le réseau électrique face au réchauffement climatique

Les Etats-Unis sont en feu, et leur réseau électrique est plus que jamais en crise. Alors que dix des cinquante-deux états font face à des incendies d’une rare violence, la consommation électrique devient un problème pour les gestionnaires de réseau. Pics de consommation, feux qui menacent les lignes électriques, gestion des interconnexions… Alors que le pays fait face à des catastrophes climatiques de plus en plus fréquentes, la refonte de son réseau électrique devient urgente.

Californie en flammes : le symbole d’un réseau électrique dépassé

La Californie a beau être habituée aux incendies, l’état se trouve désormais dans une situation d’extrême vulnérabilité électrique. Depuis fin juin, le continent nord-américain est la proie d’une vague de chaleur d’une rare intensité. Et tandis que la chaleur bat des records, le réseau électrique doit faire face à une multiplicité de problèmes. Les pics de consommation se multiplient sur le réseau, notamment dus aux besoins en climatisation. Des pics qui s’accumulent avec les périodes normales de forte concentration de la consommation, comme la fin de journée et le week-end, lorsque les habitants sont chez eux.

La demande d’électricité atteint des sommets. A tel point que Gavin Newson, le gouverneur de Californie, a pris de nouvelles mesures exceptionnelles début juillet. Il a décidé d’utiliser des générateurs de secours ainsi que les moteurs de plusieurs navires auxiliaires pour alimenter certaines infrastructures publiques. En parallèle, le réseau électrique est lui aussi la proie des flammes. Une des interconnexions entre la Californie et l’Oregon se trouve dans une des zones actuellement en feu. D’autres lignes électriques se sont affaissées à cause de la chaleur.

California ISO, l’opérateur indépendant qui pilote le réseau électrique de Californie, compte sur les habitants pour ne pas saturer le réseau. Il a ainsi mis en place le dispositif FlexAlert pour anticiper les risques de saturation quand le réseau électrique est fragilisé. Le dispositif encourage les habitants de Californie à reporter l’utilisation des appareils électroménagers énergivores. Il précise les plages horaires des alertes, avec un rappel des bons gestes à adopter.

Le réseau électrique américain : quel modèle adopter ?

La Californie n’est pas un cas isolé. De nombreux états américains font face à l’impact du dérèglement climatique sur leurs réseaux électriques. Encore en février dernier, une tempête hivernale d’une rare puissance a touché le Texas. Elle a notamment paralysé le réseau électrique et entraîné un black-out pour environ 5 millions de personnes.

Géré par des acteurs publics et privés, le réseau électrique américain semble avoir atteint un carrefour. Certes, il est lourdement impacté par les conditions météo dégradées. Mais la complexité de son modèle est aussi devenue un véritable point faible. Kyri Baker, qui enseigne l’ingénierie à l’université du Colorado, résume la situation : “Je donnerais probablement à notre réseau électrique un C-“.

Au niveau des états, chaque gouvernement est libre d’adopter le modèle de réseau électrique de son choix. La plupart des états ont fait le choix de nombreuses interconnexions électriques pour sécuriser leur approvisionnement. Ce n’est pas le cas du Texas. Son réseau électrique est volontairement moins relié aux autres pour faciliter sa gestion. Mais cette facilité a un coût : le Texas n’a pas pu compter sur des interconnexions pour éviter le black-out de février dernier. A la même époque, la tempête hivernale a aussi frappé l’état voisin de l’Oklahoma. Ce dernier a pu sécuriser son approvisionnement électrique grâce à ses interconnexions.

Réseau électrique américain : la smart grid, une priorité pour Joe Biden

La Maison Blanche a fait de la refonte du réseau électrique américain une de ses priorités. Le président Biden a initié un grand plan pour la modernisation des infrastructures fédérales. Il a prévu un budget de 73 milliards de dollars. Et un pan entier concerne la modernisation du réseau électrique. Le budget fédéral servira notamment pour financer de nouvelles lignes électriques dans tout le pays.

L’administration démocrate s’engage dans le développement des énergies renouvelables. Elle souhaite développer une smart grid de grande envergure pour moderniser le réseau électrique américain. Des solutions connectées permettraient aussi de faciliter la gestion du réseau électrique en cas de situation météo extrême. Toutefois il faudra l’adhésion des états fédérés pour qu’une vraie smart grid nationale puisse voir le jour. Or, es Républicains et les Démocrates sont divisés sur la stratégie énergétique à mener. La possibilité qu’un consensus s’impose à court terme semble donc faible.

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Smart Grids : RTE lance l’expérimentation Ringo, pour un stockage automatisé de l’électricité renouvelable

7 juillet 2021 à 07:17
smart grids rte ringo stockage automatise electricite renouvelable - L'Energeek

Ces 2 et 3 juillet 2021, le gestionnaire du réseau de transport d’électricité en France, RTE, a inauguré le projet Ringo, trois vastes sites de stockage d’électricité sur batteries, chacun d’une puissance de 12 MW, pour répondre aux pics de production d’énergie renouvelable sans devoir construire de nouvelles lignes haute tension. La spécificité de Ringo : les ordres de stockage et d’injection de l’électricité sont entièrement automatisés, via une plateforme smart grids pilotée par un robot intelligent.

RTE inaugure les trois sites de Ringo, son système de stockage stationnaire d’électricité

Un an après sa présentation officielle, le projet Ringo est rentré, ces 2 et 3 juillet 2021, dans une phase d’expérimentation qui durera trois ans, suite à l’inauguration par RTE de trois sites dédiés au stockage stationnaires d’électricité, à Fontenelle (Côte d’Or), Bellac (Haute-Vienne) et Ventavon (Hautes-Alpes).

Visite presse sous le soleil de @CD_CotedOr hier avec @XPiechaczyk pour inaugurer le 1er site Ringo de stockage d’à grande échelle piloté automatiquement. C’est une mondiale et c’est lancé par @rte_france #transitionenergetique #ENR pic.twitter.com/rz1PLxELKO

— Perrine mas (@perrine_mas) July 3, 2021

Chaque site disposera d’une puissance de 12 MW, pour un total de 16 800 batteries installées sur les trois sites. Chacune de ces batteries dispose d’une capacité cinq fois supérieure à celle d’une batterie de voiture. Ce vaste dispositif entend répondre à l’intermittence de l’éolien et du photovoltaïque, et notamment aux pics de production.

Actuellement, quand certains territoires produisent, à un instant T, plus d’électricité éolienne et photovoltaïque que le réseau ne peut en absorber, la seule solution est d’envoyer des ordres d’arrêt de certains équipements (le plus souvent des éoliennes), pour éviter un déséquilibre entre la production et la consommation, qui provoqueraient des problèmes de stabilité de la tension.

Certes, cette électricité pourrait être acheminée dans d’autres territoires, où la demande est plus forte (ou la production plus faible), mais il faudrait pour cela augmenter la capacité des lignes à haute-tension, pour des coûts très élevés, et peu rentables, car cette surproduction ne se produit qu’entre “200 et 300 heures par an”, selon Christian Poumarède, attaché de direction chez RTE.

Un robot pilote automatiquement le stockage et le déstockage des batteries, pour assurer la stabilité du réseau

Dès lors, la solution idoine est de stocker cette électricité, “le temps qu’une capacité se libère dans la ligne”, détaille Mathieu Pafundi, chef de projet chez RTE. Il ne s’agit pas ici d’un stockage de longue durée saisonnier (comme dans le cas de fermes de batteries dans des déserts équipés de panneaux photovoltaïques, où l’électricité produite en été est stockée pour être utilisée en hiver), mais d’un stockage sur quelques heures.

Ces unités de stockage donne donc une soupape de sécurité à la production électrique, et évitent un engorgement. Ringo est présenté par RTE comme une « première mondiale », non à cause de la taille du dispositif (des unités de stockage bien plus importantes sont déjà en service ailleurs dans le monde), mais par son système de pilotage.

Ringo dispose en effet d’une plateforme smart grid, où une intelligence artificielle et un robot décident, en fonction de signaux envoyés par les producteurs d’électricité (déterminant la production électrique en temps réel) et le réseau de distribution (déterminant la consommation électrique en temps réel), quand les batteries doivent être chargées et quand elles doivent être déchargées.

Baptisé NAZA (Nouveaux automates de zones adaptatifs), ces robots pilotent donc automatiquement le stockage et le déstockage, en moins d’une seconde, en fonction des besoins du réseau, pour maintenir l’équilibre entre production et consommation.

L’expérimentation durera trois ans, et s’intègre dans les recherches de RTE pour améliorer le pilotage des énergies renouvelables, et ainsi pouvoir augmenter leur part dans le mix électrique sans risque pour la sécurité d’approvisionnement et la stabilité de tension du réseau.

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Autoconsommation : la France passe la barre des 100 000 foyers

30 juin 2021 à 19:25
Autoconsommation : la France passe la barre des 100 000 foyers

Enedis l’a récemment annoncé : la France vient de passer la barre des 100 000 foyers en autoconsommation. Le chiffre est hautement symbolique. Mais il traduit bien l’intérêt des ménages français pour les alternatives énergétiques. L’électricité reste un poste de dépense important pour les ménages. Et Enedis compte bien démontrer l’intérêt de l’autoconsommation.

97 000 foyers d’autoconsommation raccordés en 5 ans

Le chiffre est vertigineux. Enedis n’exagère pas en parlant de “croissance exponentielle” des raccordements de foyers en autoconsommation électrique. En 2015, la France ne comptait que 3 000 installations d’autoconsommation individuelle. Le rythme de raccordement annuel était encore très lent. Certes il y avait la curiosité et la promesse de gains financiers sur les factures électriques. Mais les propriétaires français restaient frileux.

Mais la donne a largement changé en cinq ans. Enedis annonce qu’au premier trimestre 2021, la barre des 100 000 clients raccordés en autoconsommation individuelle a été franchie. C’est plus rapide que les estimations de l’énergéticien. Et l’élan doit se poursuivre. Enedis s’attend à atteindre les 200 000 installations en autoconsommation d’ici 2023.

Cette croissance en accéléré s’explique en partie par un intérêt grandissant des consommateurs pour les énergies renouvelables. Elle vient aussi valider les efforts menés par Enedis pour communiquer autour de sa solution d’autoconsommation.

Autoconsommation : le coup de pouce Linky

Depuis 2015, Enedis est particulièrement actif autour de la communication sur l’autoconsommation. Surtout, l’entreprise s’est positionnée en facilitateur de la transition énergétique pour les particuliers. Un argument qui a été renforcé par le déploiement du compteur Linky. Le compteur communicant présente en effet un avantage considérable pour les installations d’autoconsommation. Il mesure l’énergie consommée ainsi que l’énergie produite dans le foyer. Cette double mesure simplifie les démarches de raccordement au réseau électrique.

Un foyer en autoconsommation n’a pas besoin d’installer un second compteur électrique pour compter sa production électrique domestique. Enedis insiste aussi pour rappeler qu’avec Linky, le raccordement au réseau électrique est gratuit, soit une économie “d’environ 600€ par rapport à l’ancienne génération de compteurs”.

A quoi ressemble l’autoconsommation électrique en France ?

Enedis souligne que l’autoconsommation séduit aussi bien des clients particuliers que des professionnels. L’autoconsommation intéresse notamment les agriculteurs. Leurs bâtiments professionnels (hangars, granges, bergeries) offrent de grandes surfaces de toiture utiles pour installer des panneaux solaires. Les foyers français plébiscitent d’ailleurs l’énergie solaire. C’est la première source de production électrique en autoconsommation. Elle représente 99,5% des installations.

Mais quelle est vraiment la part d’autoconsommation pour les foyers français ? D’après les chiffres communiqués par Enedis, un foyer atteint en moyenne 20% d’autoconsommation. Si le foyer est équipé d’une solution de stockage d’énergie, cette part peut encore progresser. Une partie de l’énergie produite couvre la consommation domestique. Le surplus est envoyé sur le réseau électrique et ainsi revendu à Enedis.

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