Pompes à chaleur: compétitives jusqu’à quand ?

Grâce au nouveau règlement  RE 2020 notamment, les pompes à chaleur risquent de triompher sur le marché du chauffage. Une perspective évidemment bénéfique pour réduire l’impact du carbone. La grande interrogation reste quand même celle du prix de l’électricité.

Pour l’instant, les pompes à chaleur peuvent rivaliser en matière de compétitivité avec d’autres sources. Cependant si comme probable le prix de l’électricité devait doubler d’ici 10 ans (pour équilibrer les comptes EDF une augmentation moyenne de 6 % par an serait nécessaires), la compétitivité des pompes à chaleur pourrait alors être mise en doute.

 

Par ailleurs d’autres secteurs concurrentiels par rapport à l’électricité protestent contre la situation de quasi-monopole d’EDF à propos de son rôle sur le développement des pompes à chaleur.

Un projet de batterie à 3 milliards d’euros

Un projet de batterie à 3 milliards d’euros

 

Le projet de batterie regroupant l’union européenne et des acteurs notamment américains a été approuvés par la commission qui autorise un financement public de l’ordre de 3 milliards. Un projet directement pour s’opposer à la stratégie d’envahissement de la Chine dans domaine. Dans le cadre de ce projet, Tesla, BMW, Fiat Chrysler Automobiles, Arkema, Borealis, Solvay et d’autres entreprises pourraient recevoir des aides financières pour la production de batteries pour véhicules électriques, afin de réduire le nombre d’importations et concurrencer la Chine.

“La Commission européenne a approuvé l’ensemble du projet. Dans la prochaine étape, les avis de financement individuels et les montants de financement par entreprise vont suivre”, a déclaré une porte-parole du ministère allemand de l’économie.

Selon la porte-parole allemande, Berlin a déjà mis à disposition de l’alliance près d’un milliard d’euros et il prévoit de soutenir ce projet grâce à environ 1,6 milliard d’euros supplémentaires.

Le programme appelé European Battery Innovation, créé en réponse à la demande croissante de batteries automobiles et industrielles dans le bloc des 27 pays, compte parmi ses membres l’Autriche, la Belgique, la Croatie, la Finlande, la Grèce, la Pologne, la Slovaquie, l’Espagne et la Suède, a déclaré la Commission européenne.

Le projet sera financé par la France, l’Allemagne, l’Autriche, la Belgique, la Croatie, la Finlande, la Grèce, la Pologne, la Slovaquie, l’Espagne et la Suède. Les pays-membres espèrent lever 9 milliards d’euros auprès d’investisseurs privés, selon la Commission européenne.

 Quelle régulation et quel stockage de l’électricité renouvelable

 

Stefan Ambec et Claude Crampes, Toulouse School of Economics évoque dans la Tribune la problématique du stockage d’électricité renouvelable et sa régulation.

 

 

. Tant que la demande d’électricité ne sera pas capable de s’adapter aux fluctuations de l’offre, l’équilibrage en temps réel du réseau nécessitera une grande flexibilité de l’offre, et notamment le stockage/déstockage de l’énergie électrique produite par le soleil et le vent. Dans le système électrique, on entend par stockage d’énergie « le report de l’utilisation finale de l’électricité à un moment postérieur à celui auquel elle a été produite, ou la conversion de l’énergie électrique en une forme d’énergie qui peut être stockée, la conservation de cette énergie et la reconversion ultérieure de celle-ci en énergie électrique ou son utilisation en tant qu’autre vecteur d’énergie» (Article 2(59) de la Directive (EU) 2019/944).

La définition est très large, n’excluant apparemment aucune technologie, aucun acteur ni aucune utilisation de l’énergie stockée. Mais selon le niveau des aides publiques qui seront accordées au stockage, il faut s’attendre à des discussions plus ou moins animées entre les différentes parties prenantes de l’industrie. Par exemple, faut-il considérer les ballons d’eau chaude qui équipent 11 millions de foyers en France comme des équipements de stockage ? Oui puisqu’il s’agit de chauffe-eaux électriques à accumulation, programmables pour chauffer en heures creuses l’eau utilisable à tout instant. Non car les heures creuses sont essentiellement nocturnes et ce ne sont donc pas les panneaux photovoltaïques qui permettent d’alimenter les cumulus, alors que la réglementation européenne vise explicitement à renforcer l’intégration de l’électricité produite à partir de sources renouvelables. Ainsi, pour l’Ofgem, si l’énergie thermique n’est pas reconvertie en électricité avant usage, elle n’est pas considérée comme du stockage. Les véhicules électriques quant à eux sont présentés comme des moyens de stockage décentralisé, mais selon les heures de recharge des batteries et les lieux de branchement, leur rôle peut se révéler bénéfique ou néfaste pour le système électrique ; ils sont donc à encourager ou à décourager selon leur usage temporel et spatial.

En ce qui concerne les installations de taille industrielle, pour l’heure l’essentiel du stockage se fait dans les stations de transfert d’énergie par pompage (STEP). Mais les choses sont en train de changer. Aux Etats-Unis, il est prévu de faire passer la puissance de stockage installée de 1,2 gigawatts en 2020 à 7,5 gigawatts en 2025 avec des super-batteries lithium-ion dont le coût a fortement baissé grâce au décollage des ventes de véhicules électriques. Mais ces installations ne sont utilisables à pleine puissance que pour des durées de l’ordre de 4 heures. Elles ne permettront donc pas de résoudre les problèmes posés par les fluctuations saisonnières de la production d’électricité à partir de ressources renouvelables.

Stockage et réseau

Tout le monde n’est pas autorisé à se lancer dans l’activité de stockage. D’après les article 36 et 54 de la Directive (EU) 2019/944, les gestionnaires de réseau de distribution et de transport ne peuvent pas être propriétaires d’installations de stockage d’énergie, ni les développer, les gérer ou les exploiter… sauf si aucun tiers n’est prêt à investir dans des installations nécessaires à l’accomplissement des tâches du distributeur ou du transporteur, et à condition que l’opérateur du réseau n’utilise pas ces installations pour faire de l’arbitrage sur les marchés de l’électricité. Pourquoi l’opérateur d’un réseau de distribution ou de transport est-il autorisé à posséder des installations de stockage seulement pour assurer la sécurité du réseau ? Pourquoi ne peut-il acheter ou vendre de l’électricité sur les marchés ? On peut avancer deux raisons : l’une est d’éviter les subventions croisées entre le stockage d’énergie et les fonctions réglementées de distribution ou de transport. La seconde est le risque de voir le gestionnaire d’une infrastructure user de sa position de contrôleur du réseau pour biaiser l’accès d’autres opérateurs et assurer ainsi à ses propres installations des profits abusifs sur le marché de l’électricité.

En effet, un réseau électrique est un monopole naturel puisque sa duplication est plus coûteuse qu’une installation unique, mais c’est aussi une « infrastructure essentielle » puisque, en l’état actuel des connaissances techniques, les producteurs d’électricité doivent passer par le réseau pour alimenter leurs clients. Cela fait deux bonnes raisons pour que la distribution et le transport soient des activités régulées, avec des niveaux de qualité de service et des tarifs d’utilisation fixés par une administration publique, en France la CRE. En revanche, le stockage est une activité économique concurrentielle … ou du moins devrait le devenir avec la baisse du coût des batteries. Donc, de même que les distributeurs et transporteurs d’électricité contrôlés par le régulateur sectoriel ne sont pas autorisés à produire d’énergie, ils ne sont pas autorisés à la stocker pour vendre sur les marchés de gros ou de détail, activités surveillées par les autorités de la concurrence.

La Directive citée prévoit même que les autorités de régulation doivent organiser au moins tous les cinq ans une consultation publique portant sur les installations existantes de stockage d’énergie afin d’évaluer la disponibilité et l’intérêt potentiels à investir dans ces installations. Si la consultation publique montre que des tiers sont en mesure d’être propriétaires et d’exploiter de manière rentable des installations, l’autorité de régulation demande au gestionnaire de réseau concerné de cesser progressivement son activité dans ce domaine dans un délai de 18 mois, éventuellement contre compensation pour récupérer la valeur résiduelle des investissements réalisés.

Stockage et marché

En plus des opérations d’équilibrage du réseau pour lesquelles une rémunération spécifique peut être arrêtée par le régulateur, les installations de stockage permettent de dégager des bénéfices sur les places de marché en achetant quand le prix est bas et en vendant quand le prix est élevé. Puisque les opérateurs de réseau sont exclus de ces transactions commerciales, les candidats potentiels sont tous les autres acteurs de l’industrie électrique (producteurs, commercialisateurs, agrégateurs, consommateurs), mais aussi les équipementiers, sans oublier les fabricants de véhicules électriques (voir le billet du 2 juin 2020). La question de savoir s’il faut en passer par la création d’un statut ad hoc d’opérateur de stockage reste ouverte (CRE).

Pour accéder aux places de marché, les opérateurs des installations de stockage ont besoin bien sûr d’une connexion physique, mais aussi d’une autorisation. Aux Etats-Unis, il a fallu plusieurs années de bataille juridique et une ordonnance de la Cour d’appel du district de Columbia donnant raison au régulateur fédéral (FERC) pour autoriser les exploitants d’installations de stockage situées dans un réseau de distribution ou derrière un compteur de détail à participer directement aux marchés de gros alors qu’ils étaient interdits d’accès par les autorités de régulation des États.

On sait que les marchés de gros fonctionnent par classement des offres et demandes par « ordre de mérite » et détermination d’un prix d’équilibre pour chaque tranche horaire ou bihoraire. L’insertion des enchères soumises par les exploitants d’installations de stockage devrait se faire selon les mêmes principes, sachant bien entendu qu’une installation peut à chaque instant se présenter comme acheteuse si le prix est bas et vendeuse s’il est élevé, donc intervenir sur les deux côtés du marché. Cette insertion passe par le calcul dynamique de la valeur de l’énergie contenue dans le « réservoir » et la comparaison de cette valeur interne avec le prix de marché, en tenant compte des pertes provoquées par la double transformation de l’énergie électrique. Reste l’épineuse question des risques de manipulation de prix par les gros opérateurs du stockage, et les gros producteurs ou les gros consommateurs d’énergie. L’intérêt d’interdire ou d’autoriser une intégration verticale producteur/stockeur ou consommateur/stockeur dépend de la configuration du réseau puisque selon le degré de congestion des lignes la même capacité d’injection ou de retrait d’électricité peut avoir des effets différents sur l’équilibre des marchés.

La progression de l’industrie du stockage d’électricité poussée par le développement des énergies renouvelables va demander une répartition claire des tâches entre les organismes de régulation. Il ne sera pas toujours facile de distinguer entre les installations entièrement dévolues à la sécurité du réseau, donc sous contrôle du régulateur sectoriel, et celles utilisées pour participer aux marchés, donc surveillées par les autorités de la concurrence. Beaucoup d’acteurs économiques sont intéressés par cette activité puisque l’appel à contributions sur le stockage de l’électricité par batteries lancé par la CRE au début de 2019 a suscité près de 50 réponses. Le recours au système du « bac à sable réglementaire » donne la possibilité d’encourager l’émergence de nouvelles idées pour encadrer de façon efficace les innovations proposées par les parties intéressées.

 Hydrogène  Air Liquide :  un très gros projet d’électrolyseur de grande capacité

 

Alors que Total et Engie.  viennent il y a quelques jours d’annoncer un accord la production d’hydrogène dit veet , air liquide annonce à son tour un gros projet associé aussi à NJ Désormais associé à Engie, H2V Normandy projette de construire un complexe d’électrolyseurs pour produire de l’hydrogène renouvelable et bas carbone dans l’estuaire de la Seine. L’investissement est estimé à 230 millions d’euros . L’hydrogène est devenu la nouvelle terre promise pour les groupes gaziers. Après Engie associé à Total à La Mède, c’est au tour d’Air Liquide de sortir du bois. Le groupe vient d’annoncer avoir pris une participation au capital de la société H2V Normandy qui porte un projet de complexe d’électrolyseurs XXL dans la zone industrielle de Port-Jérôme, proche du Havre.

Hausse des prix Electricité : plus 1,6 % pour les particuliers

 

 

Cette hausse de 1,6 % proposés par la commission de régulation de l’énergie gouvernement serait justifiée par l’environnement. Notons que les professionnels eux subiraient une hausse de 2,6 %.

 

On se demande quelle est la pertinence de cette référence à l’environnement. Il s’agit sans doute des tensions entre l’offre et la demande qui contraint la France désormais à importer de l’électricité en particulier depuis la fermeture de Fessenheim.

 

Notons que cette électricité est souvent importée d’Allemagne et le produit de centrales à charbon ! La commission de régulation s’appuie aussi sur le retard pris par EDF pour l’entretien des centrales qui vise notamment à les mettre aux normes suite à l’accident de Fukushima. En réalité, le retard pris par EDF est bien antérieur à l’arrivée du virus. Observons aussi que le retard pris par l’EPR de Flamanville n’a rien à voir avec la pandémie. Certains pourront considérer que la hausse est faible. Il faut cependant relativiser car l’inflation actuellement est à peu près inexistante voire négative et une hausse de 1,6 à 26 % est loin d’être négligeable.

Prix pétrole : une baisse due au Coronavirus

Prix pétrole : une baisse due au Coronavirus

Ces dernières semaines le pétrole s’était repris du fait de la vigueur de la croissance chinoise mais aussi des mesures de réduction de production décidée par l’OPEP appliquées en particulier par l’Arabie Saoudite. Le problème c’est que la demande commence à être sérieusement perturbée par la nouvelle vague de la pandémie qui va forcément peser sur la croissance des pays utilisateurs de pétrole.

Le Brent a chuté de 45 cents, soit près de 1%, à 54,65 $ le baril à 0207 GMT, après avoir chuté de 2,3% vendredi. Le pétrole américain a reculé de 43 cents, également de près de 1%, à 51,93 $ le baril, après avoir reculé de 2,3% lors de la séance de bourse précédente.

En Chine, où les nouvelles infections au COVID-19 sont en augmentation, plus de 28 millions de personnes sont en lock-out alors que Pékin tente d’éviter une résurgence du coronavirus dans le pays où il a été découvert pour la première fois.

L’hydrogène : une filière qui se développe en Bourgogne Franche-Comté

 

Les acteurs régionaux qui construisent la filière hydrogène en Bourgogne-Franche-Comté dressent le bilan de vingt ans de réalisations et d’expérimentations et fixent le cap à venir. 90 millions d’euros sont mobilisés pour devenir la première région à énergie positive de France.

« Nous avons été les premiers à lancer des projets de recherche avec le FC Lab il y a vingt ans, nous avons fait partie des premiers à mettre en place des écosystèmes de mobilité qui ont été déterminants dans la poursuite des déploiements opérés », rappelle Marie-Guite Dufay, présidente de la région Bourgogne-Franche-Comté. La filière hydrogène constitue une opportunité unique de donner un nouveau souffle à un territoire qui représente la première région industrielle de France et qui est depuis 2016, labellisée « Territoires Hydrogène ».

 « Cette culture de l’industrie, cet attachement pour elle, nous donne toute légitimité pour devenir un leader de l’hydrogène, non seulement dans l’Hexagone mais également à l’échelle européenne », déclare Jean-Marie Girier, préfet du Territoire de Belfort.

Alliance Total et Engie pour l’hydrogène vert

Alliance Total et Engie pour l’hydrogène vert

Jusqu’à maintenant pour la fabrication de l’hydrogène dit  gris on utilise souvent des carburants fossiles et dont la production est très émettrice de CO_2. Le projet Masshylia d’Engie et Total, hébergé au sein de la raffinerie, consiste à produire de l’hydrogène à partir d’eau et d’électricité, avec un électrolyseur d’une puissance industrielle de 40 mégawatts. Il fournira dans un premier temps 5 tonnes d’hydrogène vert par jour. De quoi éviter l’émission de 15.000 tonnes de CO₂ par an, calculent les promoteurs du projet.

L’électricité sera fournie par un parc photovoltaïque . Notons cependant qu’on peut aussi utiliser les excédents d’électricité de tous les types d’énergie renouvelable ou non.

L’ enjeu de l’hydrogène

L’ enjeu de l’hydrogène

 

Laurent Favre (Plastic Omnium) évoque l’enjeu de l’hydrogène pour l’Europe.

 

La pandémie va laisser des traces et rebattre les cartes de l’industrie automobile mondiale. L’Europe, qui pratique en permanence le compromis sécurité sanitaire/maintien de l’activité, apparaît plus durablement touchée, constate Laurent Favre, directeur général de l’équipementier Plastic Omnium depuis le 1er janvier 2020…

Quel bilan et surtout quelles leçons tirez-vous de la pandémie ?

Evidemment, la première partie de 2020 a été très chaotique mais par temps de pandémie, être global est un avantage. Nous avons trente usines en Chine, d’où la pandémie est partie, ce qui nous a permis de préparer le reste du groupe, humainement et économiquement. Sur le plan sanitaire, nous avons mis en place un protocole unique dans toutes nos usines, ce qui a encore rapproché les équipes : chez Plastic Omnium, tout le monde travaillait de la même façon. Cela nous a fait prendre conscience à quel point il faut pouvoir se reposer sur une organisation fondée sur la cohésion et la solidarité des équipes.

Parallèlement, nous avons travaillé sur le monde de demain. Pas question de laisser la Covid-19 imposer son agenda ! Cette crise n’a fait qu’accélérer et amplifier les tendances lourdes qui se dessinaient. Depuis 2017, les volumes mondiaux de ventes de véhicules reculaient, sous l’influence des nouveaux usages et des exigences liées aux nouvelles mobilités. Il va falloir accélérer notre adaptation à ce nouveau contexte ; les sujets sociétaux et environnementaux sont d’ailleurs très présents dans les plans de relance mondiaux. Dans le groupe, nous nous sommes aussi rendu compte qu’on ne profitait pas à plein des outils digitaux, la visite virtuelle d’usines, le télétravail… De cette crise émergera un nouveau modèle de fonctionnement.

Quid de la conjoncture mondiale automobile. La pandémie rebat-elle les cartes ?

Le marché asiatique est reparti très rapidement. En Chine, les volumes au second semestre ont été supérieurs à ceux de la même période de 2019. L’Amérique du Nord a repris un fonctionnement quasi normal, cette région ayant clairement choisi de préserver l’économie. En revanche, l’Europe qui représente 55 % des débouchés du groupe, et pratique en permanence le compromis sécurité sanitaire/maintien de l’activité, apparaît plus durablement touchée.

Oui, cette crise va laisser des traces et rebattre les cartes car l’écart se creuse entre le Vieux continent et la Chine, en termes de croissance et de développement technologique. De ce fait, la pandémie va certainement fragmenter le marché de la mobilité. Le secteur fonctionnait autour de plateformes globales, desservant des implantations mondiales. L’avenir se dessine autour d’organisations beaucoup plus locales, répondant à des besoins spécifiques régionaux.

Dans ce contexte, les appels du gouvernement à la relocalisation ont-ils un sens ?

En l’occurrence, la France ne représente que 6 à 7 % de nos débouchés, et notre stratégie a toujours été de développer, d’acheter et de produire là où nous vendons. Pas question de produire en France ce que nous vendons en Chine et inversement ! Cela ne changera pas. En revanche, la chaîne logistique sera plus affectée. Avant la Covid, les barrières douanières, les fluctuations de taux de change, le débat grandissant sur la pollution liée au transport des pièces pesaient déjà en faveur de la localisation de ces chaînes. La crise amplifie ce besoin, on le voit aujourd’hui avec la pénurie de composants électroniques qui pénalise le secteur automobile.

Nouvelles mobilités égalent nouvelles productions. Cela entraîne-t-il des bouleversements chez Plastic Omnium ?

La première étape de la mobilité propre consiste à décarboner les moteurs thermiques, essence et diesel. C’est un gros marché pour Plastic Omnium qui est leader mondial des systèmes de dépollution. La deuxième étape, c’est l’hybridation des véhicules : on mixe moteurs à combustible et électrique, cela nécessite des réservoirs plus complexes, domaine dans lequel le groupe innove beaucoup.

Le « tout électrique » arrivera dans un troisième temps. Nous estimons qu’il représentera 30 % du marché mondial, dix fois plus qu’aujourd’hui, en 2030, avec de gros écarts par région. Ce sera sans doute plus important en Europe, moins aux Etats-Unis. Cela signifie que 70 % du marché sera toujours très « hybridé ». Nous préparons le coup d’après avec le moteur à hydrogène, qui est un véhicule électrique pour lequel le stockage de l’énergie se fait par le biais de réservoirs à hydrogène.

Où en est Plastic Omnium dans ce domaine ?

Depuis 2015, nous avons investi 200 millions d’euros dans le réservoir hydrogène à haute pression (700 bars), qui permet de maximiser la quantité d’énergie dans un minimum de place. La deuxième étape est la transformation de cette énergie en électricité, par la pile à combustible. C’est le sens du partenariat que nous avons conclu en octobre avec l’allemand ElringKlinger. Notre coentreprise, EKPO, a vocation à devenir le leader mondial de la pile à combustible. L’hydrogène est une vraie alternative au modèle 100 % batterie. Le consensus est qu’il n’y aura pas à l’avenir un seul mode de motorisation. La fragmentation régnera aussi dans ce domaine, avec d’un côté le 100 % batterie pour les véhicules urbains, de l’autre le 100 % hydrogène pour les poids lourds, et entre les deux une grande partie d’hybride, batterie/pile à combustible.

L’autre certitude est que l’Europe a une vraie carte à jouer dans l’hydrogène. Elle dispose des champions mondiaux de la production d’hydrogène et d’électricité décarbonée, ainsi que des savoir-faire. Le véritable enjeu, ce sont les infrastructures, les bornes de recharge notamment. C’est dans ce domaine que l’Europe est en train de prendre beaucoup de retard.

«Le soutien à court terme de l’économie est justifié, mais il est risqué. Dans notre secteur la perfusion pourra se révéler dangereuse si elle maintient artificiellement en vie des sous-traitants automobile qui étaient déjà mal en point avant la pandémie. La casse ne sera pas évitée, elle n’est que reportée»

Que pensez-vous des différents plans de soutien, français et européen, à la filière automobile et aux énergies propres ?

Le soutien à court terme de l’économie est justifié, mais il est risqué. L’Etat arrête l’économie, il l’empêche de couler, c’est normal. Mais dans notre secteur la perfusion pourra se révéler dangereuse si elle maintient artificiellement en vie des sous-traitants automobile qui étaient déjà mal en point avant la pandémie. La casse ne sera pas évitée, elle n’est que reportée. En revanche, les mesures structurelles, les plans visant à développer une industrie de l’hydrogène par exemple, sont une très bonne chose. L’Europe a là une occasion de reprendre la main. C’est une vraie opportunité ! Dans ce domaine, notre ambition est de profiter non pas de subventions, mais de l’écosystème et des infrastructures que ces plans doivent permettre d’installer.

En France, la vente de voitures est retombée à son niveau de 1975. Comment le marché peut-il se redresser ?

Là encore, la pandémie n’a fait qu’amplifier une tendance. Les décisions des constructeurs annonçaient déjà une baisse de 20 % de la production dans notre pays. Bon nombre de nouveaux modèles ne sont plus assemblés en France. Au-delà du marché français, le monde automobile « fantasmait » beaucoup avant la crise sur l’objectif de 100 millions de véhicules produits en un an. Notre scénario n’envisage pas cette hypothèse pour les prochaines années.

La croissance en volume telle qu’elle a pu être observée depuis une quinzaine d’années n’aura pas lieu. Le marché va-t-il plafonner à 80 ou 85 millions de véhicules ? Notre certitude est que l’évolution des usages et de la mobilité indique que la croissance future se mesurera en termes de contenu technologique et non d’unités vendues. Telle est d’ailleurs notre ambition : il faut de plus en plus de technologie, d’innovation et de valeur ajoutée de Plastic Omnium dans chaque véhicule. Tous nos produits auront demain davantage de fonctionnalités. C’est vrai pour toute l’industrie : l’innovation et la R & D feront plus que jamais la différence.

Quelle est votre stratégie dans ce domaine ?

La R & D représente 5 % de notre chiffre d’affaires. Ceux qui n’auront pas les moyens de suivre le rythme seront fragilisés. Cela préfigure sans doute une vague de consolidations dans le secteur au cours des 18-24 prochains mois, Plastic Omnium a la volonté et les moyens d’être un agent consolidateur. Et il dispose de l’atout majeur d’un actionnariat stable. Sur l’hydrogène, la France sera notre centre de gravité. Nous allons concentrer notre recherche sur deux sites, à Compiègne et en Chine. En matière de R & D, il n’y a pas de déclassement européen. Il faut absolument capitaliser sur cet atout et ne pas se laisser distancer.

 

 

Réforme EDF : un débat explosif notamment au Parlement

Réforme EDF : un débat explosif notamment au Parlement

 

Un projet pour faire éclater EDF qui serait alors  recentré sur la seule fonction de la production nucléaire tandis que la distribution et les énergies alternatives seraient libéralisées, c’est-à-dire mises en concurrence.

 

Un projet très controversé d’abord à l’intérieur même d’E DF et en particulier par les syndicats de manière unanime. Il est vrai qu’on peut accuser EDF de tous les maux avec des arguments concernant sa perte de maîtrise technique, l’accumulation de la dette, aussi son incapacité à financer les investissements futurs.

Inversement, on  peut objecter qu’on a vraiment jamais donné les moyens à EDF de moderniser à temps le  parc et d’investir de manière beaucoup plus significative dans les nouvelles techniques notamment l’EPR et demain dans la fusion.

Force est de constater que l’entreprise n’est pas un modèle de compétitivité, et se comporte souvent comme dune administration. EDF est en pointe techniquement au plan mondial mais fonctionne sur le mode de la fonction publique, comme d’autres entreprises nationalisées. Un mode de fonctionnement qui a tué de nombreuses entreprises comme la SNCF, elle aussi en pointe techniquement mais à la gestion en retard de plus de 50 ans.

Faire tout éclater n’est pas forcément la bonne solution car il est évident que les nouveaux intervenants vont surtout chercher à faire du profit rapidement au détriment des dés investissements de longue durée. Il faut surtout exiger d’EDF une plus grande compétitivité, une plus grande rigueur de gestion et une plus grande réactivité.

Quand tout sera éclaté, les utilisateurs pourront attendre des jours et sans doute pour certains des semaines avant d’être dépannés.

« Nous ne sommes qu’au début du chantier. A ce stade, nous ne sommes pas encore parvenus à un accord global avec la Commission européenne et les échanges se poursuivent. Cela prend du temps, mais c’est aussi parce que le gouvernement tient bon sur les points essentiels du projet et parce qu’on veut qu’il soit solide », a dit Barbara Pompili lors d’un débat au Sénat.

« Si cette négociation ouvre le champ des possibles (…), jamais elle ne préemptera la voix des élus de la nation et l’indispensable discussion parlementaire sur l’avenir d’EDF avant toute réforme », a ajouté la ministre, précisant que le sujet ferait l’objet d’une « discussion spécifique ».

« Non, nous n’allons pas dépecer EDF (…). Non, nous n’allons pas non plus démanteler le groupe. Et oui, évidemment, nous préserverons le statut des salariés », a également dit Barbara Pompili, soulignant que la réforme envisagée visait à doter EDF d’une structure à même de pérenniser ses activités, d’accroître ses perspectives de développement et de financer sa croissance.

Le ministre de l’Economie, Bruno Le Maire, a lui aussi assuré mardi que la transformation d’EDF n’aboutirait pas au « démantèlement » redouté par les syndicats et qu’elle visait à donner au groupe « les moyens de se développer », à la fois dans les renouvelables et le « nouveau » nucléaire.

« Aujourd’hui, EDF va dans le mur si nous ne sommes pas capables de lui donner les moyens d’investir », a-t-il également dit, soulignant que le niveau d’endettement du groupe n’était pas « soutenable ».

BFM Business a rapporté mercredi que les négociations autour d’EDF suscitaient des « tensions extrêmes » entre Paris et Bruxelles, en raison de désaccords sur l’avenir de la branche commerciale et des barrages du groupe, et que les deux parties se donnaient désormais jusqu’à la fin du premier trimestre pour trouver un compromis.

Renault allié à un Américain pour devenir un grand de l’hydrogène

Renault allié à  un Américain pour devenir un grand de l’hydrogène

 

L’accord entre Renault et l’américain Plug Power pour développer les véhicules utilitaires à hydrogène pourrait constituer une piste très innovante pour le secteur automobile. Pour l’instant ,cet accord ne concerne que le développement des véhicules utilitaires légers. Reste que la frontière entre véhicules utilitaires légers et l’automobile risque d’être franchie  rapidement si l’hydrogène démontre à la fois son efficacité et sa compétitivité rapidement remettant ainsi en cause la piste exclusive du véhicule électrique qui présente le désavantage d’utiliser nombre de métaux rares et de transporter une très lourde tare inutile ( le poids mort des batteries) sans parler de la limitation du kilométrage.

 Renault a en effet annoncé mardi la signature d’un protocole d’accord avec l’américain Plug Power en vue de la création, d’ici la fin du premier semestre, d’une coentreprise à 50-50 dans les véhicules utilitaires légers (VUL) à hydrogène.

Cette coentreprise, implantée en France, se fixe pour objectif de conquérir plus de 30% de part de marché des VUL à hydrogène en Europe, précise Renault dans un communiqué.

Plug Power est le leader mondial des systèmes de piles à combustible et des services liés à l’hydrogène, ajoute-t-il.

« Le partenariat proposera une offre de services unique sur le marché : des solutions complètes et clés en main, comprenant à la fois la fourniture de véhicules à hydrogène, des stations de recharge, du ravitaillement en carburant, ainsi que des services adaptés à ces nouveaux besoins », a encore indiqué Renault dans son communiqué.

Oléron : des éoliennes incompatibles avec la biodiversité ? 

L’implantation d’éoliennes au large d’Oléron (Charente-Maritime) en zone Natura 2000, dans un secteur doublement protégé par le droit de l’environnement, est incompatible avec les exigences des directives européennes, juge, dans une tribune au « Monde », le professeur Laurent Bordereaux.

Tribune.

 

Après des années d’atermoiements et à la suite de la tenue du Conseil maritime de la façade Sud-Atlantique du 14 décembre 2020, la Commission nationale du débat public (CNDP) devrait très prochainement être saisie du projet controversé de parc éolien « posé » en mer d’Oléron. Vu l’ampleur des enjeux socio-économiques et environnementaux en présence, celle-ci pourrait alors décider – classiquement et selon toute vraisemblance – d’organiser un débat public pour en confier l’animation à une commission particulière. Mais est-il pertinent de soumettre au débat un projet si problématique ?

Si l’on doit prendre acte de la volonté du gouvernement d’accentuer le développement des énergies marines renouvelables (EMR) dans l’inéluctable processus de transition énergétique, surtout au regard du potentiel maritime français, on peut s’étonner de la validation politique du projet d’Oléron, tant les enjeux écologiques sont ici importants. Ce dernier serait-il un élément incontournable de la production non nucléaire d’électricité et de la filière EMR (au point de prendre de réels risques juridiques) ?

Car le parc éolien marin aujourd’hui envisagé au large du port de pêche de la Cotinière présente tout de même la singularité d’être localisé en pleine zone protégée, à savoir au cœur d’une vaste zone classée au titre du dispositif européen Natura 2000 et dans le périmètre du parc naturel marin de l’estuaire de la Gironde et de la mer des Pertuis, créé par décret en 2015. Ces deux instruments de protection de l’environnement relèvent certes d’une logique que l’on peut qualifier de « droit souple », en ce sens où ils sont animés par un esprit de conciliation et que la législation afférente n’y interdit pas en soi les activités économiques.

Un projet en pleine zone Natura 2000

Mais ils ne sont pas pour autant dépourvus de tout effet contraignant, loin s’en faut… Les pouvoirs publics peuvent-ils sérieusement avoir en tête un tel projet industriel éolien compte tenu des forts enjeux de protection de la biodiversité marine ? Les procédures ayant conduit à la création de la zone Natura 2000 concernée et du parc naturel en place ont en effet souligné toute la richesse écologique du site, au titre de ses habitats ainsi que de la faune aviaire et marine.

En la matière, le document stratégique de la façade Sud-Atlantique, récemment adopté, ne s’avère pas d’un grand secours : s’il localise bien l’implantation d’éoliennes offshore au large d’Oléron, il référence également le secteur considéré comme étant à haut potentiel environnemental, n’étant pas à une contradiction près. Il paraît donc fort peu à même de jouer le rôle pilote que le législateur a souhaité confier, semble-t-il, à ces instruments de planification marine d’un genre nouveau.

Nucléaire États-Unis : le renouveau au nom de la cause écologique

Nucléaire États-Unis : le renouveau au nom de la cause écologique

Biden veut faire de la lutte contre le changement climatique l’un des piliers de son administration et a soutenu la recherche et le développement de technologies nucléaires avancées.

Les réacteurs nucléaires génèrent une électricité pratiquement sans émissions, ce qui signifie qu’ils peuvent contribuer à atteindre des émissions nettes nulles issues de la production d’électricité dans la lutte contre le réchauffement climatique.

Les États-Unis ont environ 94 réacteurs traditionnels, sur les 440 dans le monde, mais la hausse des coûts a contraint de nombreuses usines à fermer et cinq autres devraient fermer cette année dans l’Illinois et à New York. L’énergie nucléaire fait face à la concurrence des centrales électriques qui brûlent du gaz naturel bon marché et abondant et des énergies renouvelables, notamment éolienne et solaire.

Le secteur de l’électricité aux États-Unis se caractérise par une large prédominance des combustibles fossiles : leur part dans la production d’électricité atteint 62,1 % en 2019, dont 23,3 % pour le charbon et 38,4 % pour le gaz ; la part du nucléaire est de 19,5 % et celle des énergies renouvelables de 18,1 % (hydroélectricité : 6,5 %, éolien : 7,2 %, solaire : 2,6 %, etc.).

Par comparaison en France ,à ce jour, il y a 19 centrales nucléaires et 58 réacteurs répartis sur l’ensemble du territoire métropolitain. Placée au 2e rang mondial en matière de production d’énergie nucléaire, la France est fortement dépendante de ses centrales. En effet, dans le mix énergétique français, le nucléaire est la première ressource servant à produire de l’électricité. Selon RTE, en 2017, 71,6 % de la production totale d’électricité en France provenait des centrales nucléaires. Le point sur les centrales nucléaires en France.

En outre, dans le monde entier, les centrales nucléaires sont confrontées à des coûts de maintenance et de sécurité croissants, notamment la protection contre les attaques de militants ou les réponses réglementaires à la catastrophe nucléaire de Fukushima au Japon en 2011.

Cinq nouveaux réacteurs nucléaires ont été mis en service l’année dernière en Chine, en Russie, en Biélorussie et aux Émirats arabes unis, selon Sama Bilbao y Leon, le directeur général du groupe industriel, l’Association nucléaire mondiale.

Coupures d’électricité : Fessenheim et Covid responsables

Coupures d’électricité : Fessenheim et Covid responsables

 

Vendredi, les autorités ont lancé un appel à la réduction de la consommation d’électricité. De fait  certaines entreprises ont été privées de leur consommation habituelle. En cause, les retards pris à cause du Coronavirus pour mettre toutes les centrales aux normes techniques suite à l’accident de Fukushima. Aussi l’invraisemblable décision de fermer Fessenheim. Ce qui nous conduit par exemple à importer de l’électricité d’Allemagne produite par des centrales à charbon.

 

Une manière pour les écolos bobos d’externaliser les contraintes du système de production. La même chose d’ailleurs qui se produit maintenant pour les métaux rares. On milite par exemple pour des véhicules électriques en oubliant que les métaux rares produits en Chine ou ailleurs sont l’occasion de graves dommages à l’environnement et à la santé.

Selon le Réseau du transport d’électricité (RTE, gestionnaire unique), du fait de la baisse des températures attendue (entre -4 et -4,5°C sous les normales de saison), la consommation d’électricité devrait atteindre un niveau élevé en France, réduisant la marge de sécurité disponible : 88.000 mégawatts (MW), quand la production est de 88.200 MW. Les Français étaient donc invités à faire attention et à réduire leur consommation via des « éco-gestes » (baisser la température d’une pièce, décaler une lessive, éteindre une lumière…) Le signal rouge du dispositif d’alerte des citoyens baptisé « Ecowatt », et lancé avec l’Agence de la transition écologique (Ademe), a donc été activé jeudi. Cela « signifie que notre consommation d’électricité est très élevée. Il ne reste plus beaucoup d’électricité disponible.

Sans compter que, le vent ayant été très faible vendredi, les éoliennes n’ont été d’aucun secours !

Du gaspillage du pétrole au gaspillage des métaux rares

Du gaspillage du pétrole au gaspillage des métaux rares

On sait évidemment que les ressources pétrolières ne sont pas inépuisables, sur la tendance actuelle ces ressources pourraient disparaître dans 20 ou 30 ans. Le même processus pourrait être engagé pour les métaux rares qui eux aussi ne sont pas inépuisables. À noter en outre qu’ils seront surtout exploités en Russie et en Chine dans des conditions sociales et environnementales très critique critiquables. Des métaux rares qui pourraient y comprit être exploités en France mais qui ne le sont pas pour des motifs environnementaux. Bref l’on externalisé les coûts sociaux au sens large des fameux métaux nécessaires à la nouvelle économie.

 

D’autres défis guettent la planète énergétique, insiste (dans le journal l’Opinion) Benjamin Louvet responsable des gestions sur matières premières chez OFI AM.

Dans quel état est le marché pétrolier aujourd’hui ?

Parler d’incertitude devient une banalité, mais elle si forte que l’Opep a décidé de se réunir tous les mois pour tenter de piloter le marché, c’est inédit. Autour de 50 dollars le baril de brent aujourd’hui, l’offre et la demande sont à peu près équilibrées. La demande est restée soutenue pour deux raisons : en 2020, la Chine a importé davantage de pétrole qu’en 2019, elle a profité des prix faibles pour constituer des stocks importants. Les raffineurs mondiaux ont aussi transformé beaucoup de brut. Cela ne va pas durer, on voit déjà la demande chinoise ralentir. Du côté de l’offre, le pétrole libyen revient sur le marché, avec environ 1,3 million de barils d’exportation par jour. A très court terme, les risques sont plutôt baissiers sur les prix. La grande question est de savoir à quel rythme l’économie mondiale repartira. Dans le transport aérien, les Etats-Unis ont enregistré le week-end dernier un record de passagers depuis le début de la pandémie, à 50 % du taux normal. On reste loin du monde d’avant… Sans parler de la faiblesse des vols internationaux et des reconfinements en cours en Europe. La visibilité à six mois est nulle.

«La République Démocratique du Congo représente 60 % de la production mondiale de cobalt. Et 80 % du cobalt mondial est raffiné en Chine. Ce qui crée une dépendance à l’égard de deux pays compliqués, chacun dans son registre»

Entre la variable d’ajustement que constitue le pétrole de schiste américain et les efforts mondiaux de transition énergétique, est-on à l’abri d’un krach à la hausse sur les prix du brut ?

Les puits de pétrole de schiste s’épuisent rapidement : au bout de douze à dix-huit mois, ils enregistrent une baisse moyenne de 70 % de leur production. Il faut donc continuellement en forer de nouveaux pour maintenir le niveau de production. Or le nombre d’équipes de forage et de fracturation sur le terrain a plongé aux Etats-Unis. Le pays produit actuellement un peu plus de 11 millions de barils/jour. Les experts les plus pessimistes pensent qu’on peut tomber entre 6 et 7 millions de barils/jour au troisième trimestre, avant de remonter progressivement.

Par ailleurs, les investissements mondiaux dans le secteur pétrolier ont fondu autour de 350 milliards de dollars l’an, alors que l’équilibre du marché suppose un peu plus de 500 milliards d’investissements annuels. De deux choses l’une : soit la crise actuelle nous incite à être demain plus économe en énergies fossiles. Dans ce cas le réveil de l’économie post-pandémie ne provoquera pas de flambée des cours. Soit le monde repart sur le thème « business as usual ». Il apparaîtra alors clairement que les investissements des 4-5 dernières années ont été insuffisants pour assurer la consommation mondiale. Avant la crise, cette consommation était de l’ordre de 100 millions de barils/jours. Nous sommes retombés à 92,7 millions de barils/jour. Si, comme on l’imaginait avant la crise, la demande devait atteindre 105 millions de barils/jour en 2025, ce serait un énorme problème.

La transition énergétique ne va donc pas réduire rapidement notre dépendance aux énergies fossiles ?

Ce sera forcément progressif. La transition énergétique fait surtout basculer le monde d’une dépendance aux énergies fossiles à une dépendance aux métaux, ce qui va poser deux problèmes. Le premier est géopolitique, les producteurs de pétrole ne sont pas producteurs de métaux. Il va falloir repenser notre réseau diplomatique à l’égard de pays clé comme la République Démocratique du Congo, le Chili, l’Argentine, l’Australie, la Chine bien sûr… Le deuxième problème touche à la disponibilité : le monde dispose-t-il de suffisamment de métaux, et peut-on les produire assez vite ?

C’est-à-dire ?

Prenons l’exemple du cuivre. On le retrouve dans toutes les technologies liées à la transition énergétique, des alternateurs d’éoliennes (ils pèsent entre 400 kg et 4 tonnes suivant la taille de l’éolienne) à la voiture électrique, qui consomme jusqu’à quatre fois plus de cuivre qu’une voiture normale. L’Institut français du pétrole et des énergies nouvelles (Ifpen) estime que dans le cadre d’un développement de transition énergétique, on pourrait en 2050, avoir consommé la quasi-totalité des réserves de cuivre trouvées sur la planète en 2010. Le monde pourrait ne plus disposer de cuivre dans trente ans en dépit de taux de recyclage élevés. C’est une première source d’inquiétude. Suite à cette étude, l’Ifpen est allé visiter les gros producteurs de cuivre, le Chili notamment. Il a alors précisé que cette projection intégrait une hausse de 4,5 % de la production annuelle de cuivre du pays. Ce à quoi le Chili a répondu qu’il était incapable d’atteindre un tel taux de croissance. Comme pour le pétrole, le problème est donc double : la taille du réservoir, et la taille du robinet qui permet d’exploiter ce réservoir. Dans le cas du cuivre, cela peut entraîner des tensions très importantes de nature à faire échouer une transition énergétique.

«Le nickel est aussi sous tension. 60 % à 65 % des réserves seront consommées en 2050, et cela risque d’être plus rapide pour le nickel de type 1 utilisé dans la voiture électrique»

Le cuivre est le métal le plus stratégique de la transition énergétique ?

L’argent est le meilleur conducteur d’électricité au monde. Sur un indice de conductibilité allant de 0 à 63, l’argent est à 62. Il permet notamment de transporter les électrons dans les panneaux solaires. On estime qu’en 2019, les besoins de l’industrie photovoltaïque ont représenté à eux seuls 12 % de la production mondiale d’argent. Or les experts de la société S&P Global anticipent que l’industrie solaire pourrait quadrupler dans le monde d’ici à 2030. Certes, on dispose de gros stocks d’argent qu’on pourra mobiliser, mais a minima cela entraînera une tension sur les prix.

Autre métal stratégique, le cobalt que l’on retrouve dans les batteries NMC notamment. A court terme, il n’y a pas de tension à ceci près que la République Démocratique du Congo représente 60 % de la production mondiale. Et que 80 % du cobalt mondial est raffiné en Chine. Ce qui crée une dépendance à l’égard de deux pays compliqués, chacun dans son registre. Le nickel est aussi sous tension. 60 % à 65 % des réserves seront consommées en 2050, et cela risque d’être plus rapide pour le nickel de type 1 utilisé dans la voiture électrique.

Quel est votre métal « joker » pour 2021 ?

Le platine est en train de retrouver l’intérêt des investisseurs car il est indispensable dans les technologies de l’hydrogène. Aujourd’hui, on l’utilise essentiellement pour fabriquer des pots catalytiques pour les voitures diesel, à hauteur de 5 à 7 grammes par véhicule. C’est 20 à 25 grammes dans la pile à combustible d’un véhicule à hydrogène, et c’est pour cela – entre autres – que la technologie coûte cher. Si l’on veut développer l’hydrogène vert, il faut faire de l’électrolyse de l’eau. Les meilleures électrodes qui existent pour réaliser ce type d’opérations à grande échelle sont en platine. L’Europe a l’air de vouloir accélérer dans ce domaine, peut-être les Etats-Unis aussi avec Joe Biden. Cela pourrait générer un regain de consommation du platine, sachant que 70 % à 80 % de la production mondiale sont le fait d’un seul pays : l’Afrique du sud. Pour toutes ces raisons, les matières premières vont se retrouver sur le devant de la scène, et pour longtemps.

On parle souvent du monopole de la Chine sur les terres rares…

Les terres rares sont davantage utilisées dans l’industrie que dans les technologies de transition énergétique. En France, par exemple, 90 % des éoliennes onshore n’en utilisent pas ou très peu. Par ailleurs, si la Chine a le monopole de ces métaux, c’est qu’on a bien voulu lui laisser. Leur exploitation est coûteuse et surtout polluante. On pourrait tout à fait relancer la production en cas de besoin, y compris en France. Mais il faudrait assumer les problèmes environnementaux.

Des entreprises « poids lourds » pourraient-elles damer le pion à des Etats pour assurer leurs approvisionnements en métaux ?

Tesla, Volkswagen, beaucoup d’industriels signent des contrats de longue durée avec des producteurs pour assurer leur développement. De là à damer le pion à un Etat… L’histoire nous montre que les Etats-Unis ont su manier les lois antitrust pour démanteler des grands groupes, pétroliers notamment, et reprendre le pouvoir quand ils l’estimaient nécessaire.

Électricité : risque de coupure vendredi

 

EDF est au taquet en matière de production d’électricité du fait des retards pris pour l’entretien de plusieurs centrales nucléaires. Évidemment, ce ne sont pas les illusoires éoliennes qui peuvent combler le déficit puisque une éolienne en moyenne à une capacité de production de 2 MW à comparer à un réacteur classique de 900 MW et 2660 MW pour un EPR. Selon RTE, la consommation atteindra vendredi un haut niveau, à quelque 88.000 MW. Si la production «sera suffisante, à 88.200 MW, pour couvrir tous les besoins», assure RTE, la situation mérite la plus grande vigilance.

 

En témoigne la carte de France présentée tout en rouge sur le site, monécowatt.fr, réalisé par RTE en partenariat avec l’agence de transition écologique (ADEME). «Nous devons réduire notre consommation pour éviter tout risque de coupure», explique-t-on. En effet, «dans les cas rares où tous les besoins en électricité ne pourraient pas être couverts, des coupures locales, maîtrisées et d’une durée maximale de 2h pourraient être organisées. Le site Ecowatt donnera alors à chaque Français toutes les informations en temps réel pour faire face à la situation».  C’est aussi la conséquence de la fermeture de la centrale de Fessenheim, la France pourrait en effet être contrainte d’importer de l’électricité ; Sans doute d’Allemagne et produite avec des centrales à charbon !

 L’utopie des éoliennes pour remplacer le nucléaire ?

 

Par Samuel Furfari, professeur de géopolitique de l’énergie à l’Université Libre de Bruxelles, président de la Société Européenne des Ingénieurs et Industriels rappelle dans le journal l’opinion au bon sens économique et énergétique dans le rapport au nucléaire. Il est clair en effet que les des éoliennes dans la puissance théorique dans la plupart du cas est de 2 MW ne peuvent concurrencer le nucléaire , chaque réacteur classique est d’une puissance de 900 MW et 1660MW  pour les EPR. En clair il faudrait des milliers et des milliers d’éoliennes pour remplacer chaque centrale nucléaire.

 

Chronique

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Abraham Maslow, le fondateur de la psychologie transpersonnelle, nous a laissé cet aphorisme : « Si le seul outil que vous avez est un marteau, vous tendez à voir tout problème comme un clou ». En matière d’énergie, actuellement l’Union européenne (UE) estime ne posséder que l’outil des énergies renouvelables. Lors de récent Conseil européen, elle a confirmé implicitement prétendre décarboner l’UE en 2050 en misant exclusivement sur ces énergies. Quel changement par rapport à la clairvoyance des Six ministres des affaires étrangères réunis à Messine le 1er juin 1955 ! Ce qui n’était même pas encore la Communauté européenne avait engrangé un succès avec la paix et la réconciliation grâce au charbon. Les Six ayant compris qu’il fallait diversifier l’approvisionnement énergétique ont lancé l’idée de la Communauté européenne de l’énergie atomique qui allait aboutir à la signature du traité Euratom à Rome en 1957. Quel était leur mobile ? On le trouve dans la Résolution de Messine : « Il n’y aura pas d’avenir pour la Communauté européenne sans énergie abondante et bon marché ».

Nous semblons avoir oublié cette leçon de l’histoire puisque l’UE s’enfonce dans la monoculture des énergies renouvelables en rejetant tout le reste au point que pour certains l’énergie hydroélectrique n’est pas compatible avec le développement durable. L’extraordinaire développement économique et sociétal de ces 75 dernières années résulte de la mise à disposition d’énergie abondante et bon marché. Le nucléaire a grandement contribué à ce succès fournissant une électricité sans discontinuité et à un prix bas. C’est grâce à cette continuité de l’approvisionnement que nous avons survécu la crise de la Covid. On n’ose pas imaginer ce qu’auraient été nos hôpitaux s’ils devaient être alimentés par des moulins à vent qui ne fonctionnent qu’en moyenne que 23 % du temps dans l’UE.

Hélas, depuis que l’UE oblige la production d’électricité renouvelable le prix moyen pour les ménages de l’UE a augmenté de 2,3 % par an. Chacun peut le constater sur sa facture. J’ai montré que pour les États membres de l’UE il y une augmentation linéaire du prix de l’électricité en fonction de la part de l’éolien et du solaire et qu’elle diminue tout aussi linéairement avec la part de nucléaire. Les Danois et les Allemands payent en 2019 leur électricité 29,5 et 28,8 c€/kWh tandis que les Français payent 18,5 c€/kWh, bien qu’il faille amèrement constater que dix ans plus tôt ce prix n’était que de 12,1 c€/kWh.

Le succès nucléaire de la France est dû à la volonté politique des présidents Pompidou et Giscard d’Estaing. Il est urgent de revenir au sens commun, en réaffirmant que l’avenir de l’électricité est le nucléaire et non pas la chimère des énergies renouvelables. Malgré 40 années de financements et de soutiens divers, les énergies éolienne et solaire ne peuvent rivaliser avec l’énergie nucléaire. Chères, intermittentes, déclenchant le besoin de subsides pour les centrales au gaz qui doivent venir en support lorsque la nature ne veut pas produire l’électricité, elles ont un impact sur l’environnement dont les citoyens prennent enfin conscience et dont Alain Finkielkraut vient de souligner qu’ « elles transforment tous les paysages en site industriels ». Après avoir dépensé 1.000 milliards d’euros, elles ne représentent respectivement dans l’UE et en France que 2,5 % et 1,4 % de l’énergie primaire. Tout ça pour ça !

On prétend que l’énergie nucléaire est chère ? Nuançons. L’électricité nucléaire est bon marché comme vient de le montrer une étude de l’OCDE sur 243 centrales dans 24 pays. Ce qui est cher est l’investissement qui a besoin de temps longs pour être récupéré. Or que se passe-t-il depuis que l’UE impose à ses États membres la production d’énergies renouvelables ? La rentabilité de toutes les centrales est remise en question, car on est contraint de donner priorité de transmission à l’électricité la plus chère. L’UE a cassé le marché intérieur qu’elle s’est évertuée à créer depuis 30 ans. Si les politiques ne perturbaient pas le fonctionnement du marché, on n’en serait pas là. Le nucléaire serait resté avec l’hydroélectricité une source d’énergie abondante et bon marché.

 

Mais revenons à Maslow. Sa pyramide des besoins nous enseigne qu’il est inutile de parler d’environnement, de planète et de biodiversité aux populations démunies. Cela n’est audible que pour ceux qui ont gravi tous les niveaux de la pyramide des besoins. En dehors de l’OCDE, la préoccupation n’est pas la lutte contre le changement climatique, mais l’énergie  ―  singulièrement l’électricité  ―  abondante et bon marché. Si la Chine a fait d’énormes progrès ces 20 dernières années au point d’électrifier complètement le pays, c’est loin d’être le cas en Asie et en Afrique. 200 millions d’Indiens n’ont pas accès à l’électricité et il en est de même pour la moitié de l’Afrique subsaharienne où l’alimentation électrique y est aléatoire et intermittente . Mais il n’y a pas que le rattrapage économique de vastes zones du monde qui exige le développement de la production d’électricité. La numérisation rapide et inéluctable de notre société, y compris de l’agriculture, l’arrivée de la 5G, l’électrification du parc automobile ou le chauffage des bâtiments (si elle devait se réaliser) fera exploser la demande d’électricité. Ce ne sont pas les éoliennes, et encore moins les panneaux solaires, intermittents, qui satisferont ces énormes besoins. Ce sera le nucléaire. Sans énergie, il ne peut y avoir de progrès, de bien-être et ni même de développement durable.

Russie, Chine et États-Unis l’ont compris et ont entrepris une course géopolitique pour dominer l’électricité de demain. Qui possèdera la technologie nucléaire du futur détiendra une partie du pouvoir géopolitique du monde. Ces pays ne font pas seulement la course à la technologie de demain, mais investissent dans la construction de centrales aujourd’hui, car pour être prêt pour demain il faut déjà l’être aujourd’hui.

Il est urgent avant qu’il ne soit trop tard que la France valorise son savoir-faire nucléaire. Emmanuel Macron veut-il ajouter son nom au binôme Pompidou-Giscard d’Estaing ou bien veut-il être le fossoyeur de ce qui était un fleuron ? Chine, Russie, Corée, États-Unis et Canada vendront des centrales nucléaires et la France ne vendra même pas des éoliennes qui au demeurant n’intéressent pas ceux qui sont en bas de la pyramide de Maslow, car ils ne sont pas assez riches pour dilapider leur argent. Laissons les Allemands s’enfoncer seuls dans leur chimère de l’EnergieWende.

De manière surprenante, on a assisté ces derniers mois à des frémissements dans plusieurs États membres, comme si le sens commun était en train de revenir et que l’on réalise enfin qu’on ne pourra pas décarboner l’UE avec des éoliennes. La Roumanie a même infligé un camouflet à l’UE, car elle a signé un accord avec Washington pour construire à Cernavodă deux réacteurs américains avec des financements américains puisque les institutions européennes ont décidé de ne financer que des éoliennes et des panneaux solaires. Souhaitons que les États membres aient du courage de ne plus se soumettre au dictat de Bruxelles et que 2021 soit l’année du renouveau nucléaire aussi en Europe. Cela dépend de la France.

Pétrole : bonne tenue des prix

Pétrole : bonne tenue des prix

 

Le prix du pétrole se maintient à un bon niveau après la décision des pays producteurs de ne pas augmenter la production.

Le baril de Brent prend 3,31% à 52,78 dollars et celui de brut américain (West Texas Intermediate) 4,07% à 49,56 dollars.

Hormis l’Arabie saoudite qui réduit sa production, la Russie et le Kazakhstan, eux qu’il augmente, les autres pays maintiendront une production stable.

En excluant les réductions annoncées par l’Arabie Saoudite, la baisse totale de l’offre de l’Opep+ s’élèvera donc à environ 7,05 millions de bpj d’ici mars, d’après l’ébauche d’un communiqué vue par Reuters.

Sur les marchés, le cours du Brent gagnait près de 5% vers 18h30 GMT, à près de 53,6 dollars le baril au plus depuis début mars.

L’accord inhabituellement compliqué de l’Opep+ a été conclu au terme de deux jours de négociations.

Strasbourg : un tremblement de terre condamne le projet géothermique

Strasbourg : un tremblement de terre condamne le projet géothermique

 

Deux  nouveaux séismes se sont produits dans la région strasbourgeoise, il condamne définitivement le projet géothermique situé à quelques kilomètres du tremblement. L’épicentre du premier a été localisé à 5 kilomètres de profondeur, à une dizaine de kilomètres au nord de Strasbourg, près de la commune de la Wantzenau, selon le Réseau, qui a classé ce séisme comme «induit», c’est-à-dire provoqué par l’activité humaine. Le second, également «induit», a été localisé par le Rénass à 1 kilomètre de La Wantzenau, aussi à 5 kilomètres de profondeur.

 

Ils se sont produits à quelques kilomètres d’un site accueillant un projet de centrale géothermique conduit par l’entreprise Fonroche au nord de Strasbourg, sur les communes de Vendenheim et Reichstett et dont la préfecture du Bas-Rhin a annoncé le 7 décembre l’arrêt définitif, après plusieurs autres séismes «induits» plus ou moins intenses (dont un de magnitude 3,5) survenus ces derniers mois.

Les  trois projets de géothermie développés dans l’agglomération strasbourgeoise avaient également été suspendus.

Nucléaire : un nouvel EPR à Penly

Nucléaire : un nouvel EPR à Penly

La centrale nucléaire de Penly, près de Dieppe (Seine-Maritime), devraient être choisi recevoir le prochain EPR (réacteur pressurisé européen) en France. Cinq autres EPR devraient compléter celui de Penly.

Dans une  étude, « EDF calcule que six réacteurs EPR, financés sur une durée d’environ vingt ans, coûteraient au moins 46 milliards d’euros. Soit entre 7,5 et 7,8 milliards d’euros par réacteur », souligne le quotidien. Des informations sur lesquelles EDF s’est refusé à tout commentaire.

Lancé en 2006, et devant initialement entrer en service en 2012 pour un coût de 3,3 milliards d’euros, le premier réacteur français de troisième génération a subi revers sur revers. Son démarrage est désormais prévu fin 2022 et son coût a été réévalué à 12,4 milliards d’euros.

Dans la foulée, le ministre de l’Economie Bruno Le Maire avait dénoncé « un manque de rigueur inacceptable » et sommé EDF, dont l’Etat est actionnaire à 83,7%, de mettre en place un « plan d’action » d’ici un mois pour remettre la filière nucléaire aux « meilleurs niveaux d’exigence ». Le rapport estimait néanmoins que l’EPR avait « démontré la pertinence » de sa conception et préconisait de voir l’Etat lancer « des programmes stables à long terme de construction de nouveaux réacteurs et d’entretien du parc existant ». Le site de Penlya notamment été choisi grâce à ses qualités et ses réserves foncières disponibles.