Record d’exportation d’électricité pour la France selon RTE

Record d’exportation d’électricité pour la France selon RTE

Réseau de transport d’électricité (RTE) a indiqué lundi 25 février 2019 que la France a enregistré un record d’exportation d’électricité. Une performance qui s’explique par des températures très clémentes et une mobilisation des capacités énergétiques hivernales. L’Hexagone a donc produit bien plus d’électricité que nécessaire et a pu en faire profiter ses voisins…  

Des conditions climatiques exceptionnelles… 

Le réchauffement climatique aurait-il frappé à la porte de la France en ce mois de février 2019 ? S’il est toujours difficile de dire que tel ou tel épisode climatique est une conséquence directe du dérèglement climatique, il est certain que cette fin de mois de février est particulièrement chaude. Cela a des conséquences directes sur la consommation d’énergie. Les Français se chauffent moins et c’est la consommation d’électricité qui est en baisse. Cette dernière s’établissait à 55 200 MW le vendredi 22 février à 16h30 alors qu’elle peut facilement atteindre plus de 75 404 MW en hiver. La différence est énorme et la surproduction d’énergie a finalement été exportée.

La production d’électricité est calibrée sur des températures hivernales. Or, ces dernières sont de 3°C supérieures aux normales de saison. Ce sont ainsi plus de 17 000 MW qui ont pû être exportés grâce aux interconnexions électriques. Réseau de transport électricité (RTE) souligne par ailleurs que les conditions climatiques favorables ont contribué à « une bonne production photovoltaïque » avec une production de 2 515 MW. Un photovoltaïque au beau fixe, et un nucléaire encore largement mobilisé en raison d’un hiver qui n’est pas terminé à en croire le calendrier.

…qui ont mobilisé les interconnexions européennes

Ce 22 février, seuls 55 200 MW sur les 72 615 MW produits ont donc été consommés en France et le surplus a été exporté, avec à la clé un record historique. Ce sont principalement l’Italie et l’Espagne qui ont bénéficié de ces milliers de MW supplémentaires. Deux pays pénalisés par des conditions anticycloniques qui ont mis à mal leur production éolienne. Jean-Paul Roubin, directeur de l’exploitation chez RTE explique qu’«avec la météo printanière de ces derniers jours, nous sommes sur le même rythme de consommation qu’au mois d’avril. Grâce aux interconnexions avec nos voisins, le surplus de production est exporté et permet aux Européens de bénéficier d’une électricité décarbonnée au moindre coût ».

RTE rappelle également que la France dispose de 50 interconnexions avec ses voisins européens. Une bonne nouvelle comme en ce vendredi 22 février, mais également lorsque les capacités françaises sont en-deçà des besoins en énergie. Un scénario qui n’a eu lieu qu’au cours de 17 journées en 2018. La France est le premier exportateur d’électricité sur le continent avec 86,3 TWh en 2018. Enfin, on peut noter que ces exportations représentent une manne financière limitée pour EDF puisque ces livraisons se font au prix du marché, soit environ 50 euros le MW.

Rédigé par : La Rédaction

La Rédaction
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COMMENTAIRES

  • Mais que se serait-il passé si l’Allemagne n’avait pas eu 30 000 MW d’électricité du charbon et lignite ce jour-là? Probablement un black-out généralisé !

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  • Trop de précarité énergétique en France qui se classe 10e en Europe où çà reste un aspect important à traiter.

    Il faut ajouter que de plus en plus de copropriétés sont en difficulté :

    “15 immeubles sur 100, expertisés par l’Agence nationale de l’habitat sont financièrement en grande difficulté. Cela est dû aux impayés de charges, évalués en Île-de-France, à une moyenne de 38.000 euros par immeuble fragilisé, une augmentation de 25% en 3 ans. Le problème est devenu structurel, les grands cabinets de syndics disposent désormais de filiales qui n’aident pas à comprimer les coûts. Les législateurs et les administrations semblent frappés par le virus du “toujours plus” : toujours plus de normes, de diagnostiques, d’audits et donc de factures.”

    Précarité énergétique :

    (alors que l’on peut souvent produire beaucoup d’énergie à un prix rapidement amorti sur un bâtiment avec des intégrations permettant la diminution d’autres coûts, d’où la nécessité de modifier rapidement la conception des bâtiments et de passer au moins en Net Zero Energy Buildings (NZEB)

    Selon l’Observatoire national de la précarité énergétique (ONPE), ce fléau touche en France au moins 7 millions de personnes.

    En 2018, trois ménages sur dix ont restreint leurs dépenses en chauffage et un sur dix a rencontré des difficultés à payer ses factures d’énergie.

    Il existe deux types de précarité énergétique – celle au niveau domestique et celle au niveau des transports

    L’indice de précarité énergétique domestique prend en compte quatre critères : les dépenses d’énergie en pourcentage des dépenses totales des ménages, l’incapacité à garder la maison au chaud en hiver et au frais l’été, ainsi que l’incapacité à limiter l’humidité de la maison. Plus l’indice est proche de 100 points, plus la précarité énergétique est faible.

    La Suède est de loin le meilleur élève, avec un score de 94,4 grâce à une très bonne isolation thermique de ses bâtiments. Selon Open Exp, la précarité énergétique en France est avant tout due à la mauvaise isolation thermique des logements qui maintient mal la fraîcheur en été, mais aussi au trop grand taux d’humidité dans laquelle les habitants vivent.

    La précarité énergétique sera aggravée par le réchauffement climatique

    Le classement Open Exp révèle que 17 des pays de l’Union européenne connaissent des niveaux importants de précarité énergétique domestique, principalement à l’Est et au Sud. La Bulgarie est le pays le plus touché, avec un score de 0,7. Le pays est particulièrement touché, été comme hiver. Deux autres pays présentent une précarité extrême : la Hongrie (6,2) et la Slovaquie (8,4).

    Les premières manifestations du changement climatique font déjà augmenter les dépenses énergétiques des ménages. Les augmentations sont davantage marquées dans les familles à faible revenu, amplifiant la précarité énergétique. Leurs dépenses énergétiques ont en effet augmenté de 33 % entre 2000 et 2014.

    Classement en Europe :

    https://www.techniques-ingenieur.fr/actualite/articles/trop-de-precarite-energetique-en-france-et-en-europe-63843/

    .

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  • Espagne :

    Le projet de Plan national intégré pour l’énergie et le climat (PNIEC) prévoit 5 GW de centrales solaires thermique CSP dans le mix de production 2030.

    Ces nouvelles centrales solaires thermiques, dotées d’un grand volume de stockage, contribueront à la stabilité du réseau avec leur système de production synchrone à haute inertie.

    En outre leur déploiement aura un effet macroéconomique important sur le PIB et l’emploi, contribuant à la convergence économique des régions du sud et intégrant des équipements, composants et services fournis en partie par des entreprises d’autres régions du pays.

    Leur coût actuel de production d’électricité les placent déjà très proches de ceux des cycles combinés mais leur prix devraient continuer à nettement baisser.

    Leur coût de stockage est quant à lui déjà bien inférieur à ceux des Step.

    L’Espagne pourra par ailleurs exporter de l’hydrogène et des carburants solaire à bas prix.

    http://helioscsp.com/the-concentrated-solar-power-in-the-pniec-by-luis-crespo-protermosolar/

    .

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  • L’Espagne vise à doubler sa capacité de production d’énergie solaire à concentration (CSP) pour la porter à 4,8 GW d’ici 2025 et atteindre une capacité installée de 7,3 GW d’ici 2030, conformément au nouveau plan énergétique décennal.

    Selon ce dernier, la capacité PV installée passerait de 8,4 GW en 2020 à 23,4 GW en 2025.

    L’éolien passerait de 28,0 GW en 2020 à 40,3 GW en 2025.

    Le plan du gouvernement réduirait la capacité des centrales au charbon de 10,5 GW en 2020 à 4,5 GW en 2025 et atteindrait près de zéro en 2030.

    La capacité de production au gaz se maintiendrait à 27,1 GW, tandis que la capacité nucléaire resterait à 7,4 GW jusqu’en 2025 et tomberait à 3,2 GW en 2030.

    La baisse des coûts du solaire CSP, envisagée encore de moins 50% sur les 5 à 6 prochaines années par les experts du secteur, pourrait stimuler de nouvelles activités de développement en Europe dans les années 2020 et l’Espagne représente le plus grand marché potentiel.

    Selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE), la chaleur à basse et moyenne température (inférieure à 400 °C) représentera les 3/4 de la croissance totale de la demande de chaleur industrielle d’ici 2040, soit plus de 16,5 TWth/h.

    Le solaire CSP est de plus employé en couplage avec les réseaux de chaleur, y compris au Nord de l’Europe.

    Les segments industriels qui peuvent être desservis par les systèmes de solaire CSP comprennent les produits chimiques, plastiques, aliments et boissons, machines, mines, la fabrication du papier, les textiles, le traitement de surface des métaux etc.

    Parmi les autres principaux marchés potentiels figurent les pays méridionaux que sont le Portugal, l’Italie et la Grèce.

    http://helioscsp.com/spain-sets-out-plan-to-double-concentrated-solar-power-capacity-by-2025/

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  • L’Espagne vise à doubler sa capacité de production d’énergie solaire à concentration (CSP) pour la porter à 4,8 GW d’ici 2025 et atteindre une capacité installée de 7,3 GW d’ici 2030, conformément au nouveau plan énergétique décennal.

    Selon ce dernier, la capacité PV installée passerait de 8,4 GW en 2020 à 23,4 GW en 2025.

    La capacité éolienne passerait de 28,0 GW en 2020 à 40,3 GW en 2025.

    Le plan du gouvernement réduirait la capacité des centrales au charbon de 10,5 GW en 2020 à 4,5 GW en 2025 et atteindrait près de zéro en 2030.

    La capacité de production au gaz se maintiendrait à 27,1 GW, tandis que la capacité nucléaire resterait à 7,4 GW jusqu’en 2025 et tomberait à 3,2 GW en 2030.

    La baisse des coûts du solaire CSP, envisagée encore de moins 50% sur les 5 à 6 prochaines années par les experts du secteur, pourrait stimuler de nouvelles activités de développement en Europe dans les années 2020 et l’Espagne représente le plus grand marché potentiel.

    Selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE), la chaleur à basse et moyenne température (inférieure à 400 °C) représentera les 3/4 de la croissance totale de la demande de chaleur industrielle d’ici 2040, soit plus de 16,5 TWth/h.

    Le solaire CSP est de plus employé en couplage avec les réseaux de chaleur, y compris au Nord de l’Europe.

    Les segments industriels qui peuvent être desservis par les systèmes de solaire CSP comprennent les produits chimiques, plastiques, aliments et boissons, machines, mines, la fabrication du papier, les textiles, le traitement de surface des métaux etc.

    Parmi les autres principaux marchés potentiels figurent les pays méridionaux que sont le Portugal, l’Italie et la Grèce.

    http://helioscsp.com/spain-sets-out-plan-to-double-concentrated-solar-power-capacity-by-2025/

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  • @Energie+
    C’est bien grâce au charbon et lignite que l’Allemagne régule et stabilise son réseau ! Vous ne pouvez pas écrire le contraire. Sans ces énergies (que ce pays compte se passer dans le futur) , il est facile d’imaginer ce qui se passerait.

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