Archive pour le Tag 'd’électricité'

Manque d’électricité cet hiver ?

Manque d’électricité cet hiver ?

 

Les hivers  constituent toujours des périodes assez tendues du fait du pic de  consommation. Cette année toutefois il faudra être attentif dans la mesure où les réacteurs de Fessenheim ont été définitivement fermés et que des réacteurs sont actuellement à l’arrêt pour entretien.  »

 

La pandémie de Covid-19 qui a notamment bousculé le planning de maintenance des réacteurs nucléaires d’EDF mais aussi abaissé la consommation électrique. Le programme de maintenance des réacteurs s’est bien déroulé pendant l’été, conduisant à une légère réévaluation à la hausse de la disponibilité du parc nucléaire, essentiellement en octobre et 2021. « Durant les premiers mois de 2021, la situation prévisionnelle apparaît proche de celles rencontrées les hivers derniers », ajoute RTE.

Côté consommation, celle-ci « demeure en retrait d’environ 3 à 4 points par rapport à une année normale ». « C’est lié à l’industrie et au tertiaire. C’est vraiment le reflet de l’activité économique qui s’est redressée mais sans atteindre à date le niveau qui était anticipé avant la crise du Covid »,.

Politique énergétique – Offres d’électricité verte : du pipeau

Politique énergétique – Offres d’électricité verte : du pipeau

 

 

La grande fiction de l’électricité vertes a été confirmée par une enquête du 20 Heures de France 2 ; Ce que les personnes informées savent  évidemment car il n’existe qu’un seul réseau de distribution où toutes les origines d’électricité sont mélangées. Pire, il faut systématiquement compenser l’intermittence des éoliennes par exemple par des centrales le plus souvent à charbon !

La  promesse de fourniture d’électricité vertes  semble impossible à tenir, car dans le réseau, tout est mélangé, que ce soit le nucléaire ou le renouvelable. En fait, la trentaine de fournisseurs qui proposent ces contrats financent, avec l’argent des consommateurs, les producteurs d’énergies renouvelables en leur proposant des certificats d’origine. Il y en a ainsi des dizaines de milliers référencés sur internet, mais on retrouve au milieu des barrages hydroélectriques ou des parcs éoliens en Europe, une centrale à charbon en Allemagne où se sont fournis deux entreprises d’énergie.

La centrale de Jänschewalde est surnommée « tueuse de climat », mais elle a réussi à figurer sur la liste grâce à une activité mineure, qui représente 3% de sa production, et classée comme verte. C’est autorisé, mais cela choque des militants écologistes, et rend sceptique le médiateur de l’énergie en France.

 

En France, on promet de vendre de électricité vertes, en fait on ne vend que ce qui est dans le réseau de distribution où notamment la nucléaire produit 75% du volume total ;

 « Arrêter La folie des éoliennes « 

D’après le Figaro, le gouvernement vient de décider de doubler la puissance installée de l’éolien terrestre dans les huit ans qui viennent, s’alarment Stéphane Bern, Jean-Claude Casanova et Michel Pébereau, Françoise Chandernagor, Patrice Cahart ainsi que les dix-sept autres signataires dans une tribune collective . Notons qu’il s’agit de puissance installée mais non opérationnelle puisque les trois quart des production des éoliennes ne sont pas injectés dans le réseau de distribution en raison de leur caractère intermittent et de la surproduction structurelle du nucléaire. Bref de l’argent jeté par les fenêtres pour repeindre en vert un politique énergétique qui reposera sur le nucléaire pendant encore des dizaines d’années voire au-delà.

 

 «Nos paysages terrestres ou maritimes, avec les monuments qu’ils incluent, forment le cadre de vie des Français, et la base de notre tourisme. Un des rares atouts qui nous restent. Préservons-le», soulignent les signataires.

La programmation pluriannuelle de l’énergie a été  adoptée à la sauvette par un décret du gouvernement le 21 avril. Elle prévoit une multiplication par 2,25 de la puissance installée de l’éolien terrestre d’ici 2028. La prolifération des éoliennes est ainsi inscrite au rang des priorités de notre pays. N’y avait-il pas de décisions plus urgentes, en ce temps de pandémie?

Le coronavirus a tout bouleversé. Il faut que la France renfloue une grande partie de son économie, la rende plus compétitive, remette à niveau son dispositif sanitaire, tout en limitant l’envolée de sa dette. Notre pays devra poursuivre aussi sa lutte pour le climat, en ce qu’elle a de rationnel: isolation des bâtiments dans le respect de l’environnement, promotion des véhicules électriques ( ou  hydrogène), relocalisation des productions. Tout cela mobilisera d’énormes sommes, publiques et privées. La France ne peut se permettre, en plus, une politique éolienne meurtrière pour nos paysages et nos pêcheurs, inutile pour la défense de l’environnement.

Chute de la consommation d’électricité en Europe

Chute de la consommation d’électricité en Europe

 

 

Selon une étude de Cornwall Insight les  cinq marchés étudiés – Grande-Bretagne, France, Allemagne, Italie et Espagne – « ont vu à la fois la demande d’électricité et les émissions de carbone diminuer par rapport à 2019″ selon le cabinet de consultants en énergie qui s’appuie sur des données récoltées entre le 23 mars, date du début du confinement britannique, et le 19 avril.

Les entreprises ont été forcées de réduire leur activité face aux mesures de distanciation sociale adoptées pour contrer l’épidémie, alors que la consommation en énergie des foyers a plutôt augmenté en raison du développement du télétravail. La Grande-Bretagne est le pays le plus touché avec une baisse moyenne de la demande en électricité de 17,2% par rapport à la même période l’an dernier. C’est légèrement plus que l’Espagne (-16,7%) et la France (-16,3%). Suivent ensuite l’Italie (-14,9%) et l’Allemagne (-11,5%).

 

L’étude observe que cette chute importante entraîne de façon encore plus prononcée celle des émissions de carbone

Les fournisseurs alternatifs d’électricité déboutée au Conseil d’État

Les fournisseurs alternatifs d’électricité déboutée au conseil d’État

 

Jusque-là les fournisseurs alternatifs d’électricité s’étaient parfaitement accommodés des contrats d’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (Arenh) qui leur permettait de limiter le prix d’achat à UDF à 42 €/MWh. Un avantage certain alors que les prix de l’énergie sont le plus souvent supérieur à ce montant. Depuis le tassement économique et surtout depuis le Coronavirus les prix de l’électricité se sont écroulés atteignant même 37 euros: MWh le 17 mars. Du coup les distributeurs alternatifs veulent se désengager du contrat qui les tient avec EDF.

Un contrat très avantageux quand les prix mondiaux sont en hausse mais évidemment moins intéressant quand les prix mondiaux sont bas. En gros, les fournisseurs voudraient acheter à EDF davantage d’électricité et à bas prix quand les cours sont à un haut niveau, inversement il voudraient en acheter moins et à plus faible tarif quand les cours mondiaux sont bas. Notons que parmi ces fournisseurs alternatifs figurent des vendeurs d’électricité dite verte. En réalité,  il n’existe pas d’électricité verte dans le réseau de distribution où tout est mélangé, donc la plupart du temps la très grosse partie vient du nucléaire. La vente d’électricité verte constitue donc une sorte d’escroquerie sauf quand elle peut être produite et consommée sur place, ce qui est très marginal. Notons qu’EDF est contrainte, elle, d’acheter de l’électricité verte à des tarifs prohibitifs. Une électricité souvent purement et simplement inutilisée et jetée compte-tenu de l’intermittence de cette fourniture.

L’ARENH (Accès régulé à l’électricité nucléaire historique) est un dispositif permettant aux fournisseurs d’électricité concurrents d’EDF en France de racheter à l’électricien une partie de sa production nucléaire à un tarif de 42 €/MWh. Défini dans la loi NOME(1), ce mécanisme a été mis en place pour une période transitoire entre 2011 et 2025.

L’ARENH a été imaginé en 2009 par la Commission Champsaur dans le cadre de la libéralisation du marché électrique français. L’ouverture à la concurrence permet, depuis juillet 2007, à tous les consommateurs d’électricité de choisir leur fournisseur. Il a été considéré qu’EDF, en tant qu’exploitant de l’ensemble du parc nucléaire français (58 réacteurs) déjà « amorti », disposait d’un avantage par rapport à la concurrence.

Pour partager la « rente nucléaire » et assurer une juste concurrence sur le marché de l’électricité, la solution retenue a été de permettre aux fournisseurs alternatifs de racheter à EDF une partie de sa production nucléaire au tarif ARENH. Celui-ci a été fixé en avril 2011 par le gouvernement à 40 euros par MWh entre le 1er juillet et le 31 décembre 2011 et à 42 euros par MWh après le 1er janvier 2012. Ce prix est depuis inchangé alors qu’il était initialement prévu de déterminer ultérieurement les nouvelles modalités de calcul de l’ARENH.

Le code de l’énergie prévoit initialement que la demande totale d’électricité des fournisseurs dans le cadre de l’ARENH ne peut pas excéder 100 TWh par an (hors fourniture au titre de pertes par les gestionnaires de réseaux), soit près d’un quart de la production nucléaire d’EDF en France.

Dans le contexte de l’épidémie du nouveau coronavirus, des fournisseurs d’électricité, dont Total selon des sources, ont réclamé l’activation de la clause de force majeure dans leurs contrats d’approvisionnement auprès des centrales nucléaires d’EDF.Ces fournisseurs dits alternatifs estiment qu’avec la crise sanitaire, les prix de l’électricité sont tombés bien en deçà des tarifs prévus dans les contrats d’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (Arenh).

La Commission de régulation de l’énergie (CRE) avait déjà indiqué qu’elle n’était pas favorable au déclenchement de la clause de force majeure.

Dans une décision rendue vendredi, la plus haute juridiction administrative français a rejeté le recours contre la décision de la CRE, tout en indiquant que rien ne s’opposait à ce que les fournisseurs et EDF poursuivent les négociations afin d’alléger le fardeau des entreprises les plus petites et les plus vulnérables en particulier.

Covid-19 : les fournisseurs alternatifs d’électricité piégés

Covid-19  : les fournisseurs alternatifs d’électricité piégés

 

Stefan Ambec et Claude Crampes, Toulouse School of Economics dans la Tribune les conséquences du confinement et les difficultés des fournisseurs alternatifs d’électricité piégés par le mécanisme de régulation.

La chute de l’activité économique provoquée par le confinement sanitaire du printemps 2020 a fait baisser la production industrielle et donc la consommation d’énergie par les entreprises. Cette baisse soudaine de la demande liée à la pandémie est une expérience naturelle qui permet de tester la résilience des mécanismes de marché de l’électricité. Le système français d’approvisionnement des fournisseurs indépendants en électricité nucléaire (ARENH) pourrait ne pas y survivre.

Quand l’activité économique reprendra après l’anesthésie générale administrée pour lutter contre le Covid-19, la survie des entreprises dépendra de leur capacité à rattraper le temps perdu. Dans le secteur de l’énergie, les volumes de produits pétroliers et gaziers non achetés pour le transport et les process industriels en mars-avril 2020 ne seront que très partiellement compensés pendant le reste de l’année. Pour le transport routier par exemple, les camions qui n’ont pas roulé au printemps ne vont pas rouler en automne au-delà des heures autorisées par la maintenance technique et la réglementation protégeant les chauffeurs. Même chose dans le transport aérien. Ces réductions d’activité ont au moins un avantage, celui d’une amélioration des conditions environnementales. Mais on risque de voir s’accroitre le nombre des fermetures d’entreprises si elles ne sont pas placées sous cocon commercial et fiscal.

Dans l’industrie électrique, les choses sont un peu différentes. La consommation a indéniablement baissé. D’après la Commission de Régulation de l’Energie, la baisse est de 15% en moyenne par rapport au niveau habituellement constaté au mois de mars. La production a donc aussi baissé puisque l’énergie électrique n’est pas stockable. Mais la diminution est moins forte que dans l’ensemble de l’économie car une partie de la baisse de la consommation d’électricité par l’industrie, le commerce et le transport ferroviaire a été compensée par une hausse dans le secteur résidentiel. De fait, obligés de rester chez eux, les ménages consomment plus, pour le chauffage électrique, la cuisine, l’Internet… et le télé-travail. Il en résulte des courbes de consommation journalières en semaine qui différent peu de celles du week-end, et un écrêtement des fins de journée.

Cette période est aussi l’occasion de rappeler à quel point l’électricité est devenue essentielle dans la vie domestique des économies développées. On imagine facilement ce que serait le confinement sans énergie électrique. Tout le monde espère que la fourniture d’électricité va se poursuivre sans défaillance. RTE, responsable de l’équilibrage du système français, et les deux places de marché epexspot et Nordpool ont signé un « Plan de continuité d’activité pour les marchés de l’électricité ». Il est envisagé notamment l’activation d’un mode dégradé en fonction du taux de disponibilité du personnel de RTE en charge des activités de conduite du réseau au sein du dispatching national. Les consommateurs résidentiels ne devraient pas être touchés tant les centrales de production et les marchés sont maintenant automatisés.

Un prix qui s’adapte sur le marché de gros

Si pour les consommateurs d’électricité tout devrait se passer pour le mieux, il n’en va pas de même pour les producteurs. Comme dans la plupart des industries, la baisse de la consommation fait apparaitre d’énormes surcapacités. Mais elle est plus grave chez les électriciens car nous avons construit des systèmes électriques destinés à éviter les blackouts dans 99,9% des cas (coupure tolérée une poignée d’heures sur les 8.760 que compte l’année). Notre système est donc en surcapacité de façon chronique à cause de la difficulté de stocker en prévision des mauvais jours, seules les stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) étant capables d’assurer ce stockage. Dit autrement, puisqu’on ne peut pas stocker le produit, on construit les capacités destinées à le produire instantanément. Donc, quand la demande s’effondre, la concurrence entre producteurs pour servir la demande résiduelle s’exacerbe, et il en résulte une forte baisse des prix. Fin février, le MWh se négociait autour de 50 euros sur epexspot. Fin mars, les prix horaires étaient inférieurs à 25 euros, et épisodiquement négatifs.

Cette baisse des prix est bienvenue pour les industriels qui se fournissent sur le marché de gros. Mais elle est provisoire, et c’est heureux vu sa cause. L’économie aura donc encore besoin de beaucoup d’électricité dans un avenir proche. Il faut alors éviter que la chute des prix d’aujourd’hui ne provoque des fermetures de sites, dont l’effet serait des hausses disproportionnées de prix l’hiver prochain. Nous aurons aussi besoin de ces capacités de production dans un avenir proche si les politiques de réindustrialisation et de transition vers la voiture électrique se concrétisent.

La baisse des prix de gros devrait également permettre aux fournisseurs d’électricité dépourvus d’actifs de production de passer sereinement la période de quarantaine puisque le prix auquel ils revendent à leurs clients est fixé contractuellement. Mais c’est sans compter avec l’Accès Régulé à l’Electricité Nucléaire Historique (ARENH), mécanisme de marché à la française.

Dans un billet précédent, nous rappelions le mécanisme de l’ARENH qui permet à tous les fournisseurs alternatifs de s’approvisionner en électricité auprès d’EDF dans des conditions fixées par la loi NOME du 7 décembre 2010. Jusqu’en 2025, le prix du MWh ARENH est fixé à 42 euros et le volume global affecté au dispositif est limité à 100 TWh/an. Comme son nom l’indique, c’est un mécanisme d’allocation de ressources dont le prix est régulé. Les opérateurs enchérissent pour des quantités qui sont rationnées si la demande excède l’offre inélastiquement fixée à 100 TWh/an. Ce mécanisme rassure une industrie historiquement régulée qui se méfie des mécanismes marchands.

Les vicissitudes récentes de l’ARENH rappellent ces films d’horreur dans lesquels la première partie montre des héro(ine)s qui parviennent à échapper à quelque entité monstrueuse en s’enfermant dans un lieu clos, et la deuxième raconte comment les survivant(e)s, qui ont commis l’erreur d’enfermer avec eux la créature, vont essayer de sortir de ce refuge transformé en traquenard. De fait, fin 2019 les prévisions de l’activité économique pour 2020 étaient bonnes. En anticipation de prix élevés sur les marchés de gros (la bête malveillante), 73 fournisseurs se sont réfugiés dans l’ARENH en présentant des demandes à hauteur de 147 MWh. Tel Procuste appliquant ses principes d’équité, la CRE a décidé d’allouer à chaque fournisseur 100/147 = 68% de sa demande. Mais voilà que survient la pandémie, le choc de demande et la chute consécutive des prix de gros. Les fournisseurs qui pensaient avoir échappé aux mécanismes marchands se retrouvent porteurs de l’obligation d’acheter au prix de 42 euros une électricité qu’ils ne pourront pas vendre intégralement à leurs clients. Il leur faudra donc écouler le surplus sur les marchés de gros, l’entité malfaisante qui affiche maintenant des prix moyens de l’ordre de 20 euros.

Pour échapper à cette calamité financière, certains fournisseurs ont demandé l’activation de la clause de force majeure prévue dans l’accord-cadre ARENH, ce qui mettrait fin provisoirement aux livraisons des volumes d’ARENH et permettrait aux fournisseurs de s’approvisionner sur le marché à un prix beaucoup plus bas pour la totalité des volumes à livrer. EDF est opposée au déclenchement de cette clause, arguant que les conditions prévues dans le contrat ARENH ne sont pas réunies. La CRE, dans sa Délibération N°2020-071 du 26 mars, va dans le même sens. Elle considère que « les conséquences d’une suspension totale des contrats ARENH en raison de l’activation des clauses de force majeure seraient disproportionnées. (…) une telle situation créerait un effet d’aubaine pour les fournisseurs au détriment d’EDF qui irait à l’encontre des principes de fonctionnement du dispositif qui reposent sur un engagement ferme des parties sur une période d’un an. »

Les fournisseurs indépendants ne sont cependant pas totalement abandonnés à leur sort. D’abord, les plus petits peuvent faire valoir le droit commun de cette période de crise, en l’occurrence l’application des dispositions de l’ordonnance n° 2020-316 du 25 mars 2020 qui permet aux microentreprises dont l’activité est affectée par l’épidémie de bénéficier d’un report ou d’un étalement du paiement de leurs factures de gaz et d’électricité sans pénalités. En deuxième lieu, pour limiter l’opportunisme des fournisseurs, le mécanisme de l’ARENH prévoit que ceux qui souscrivent des volumes supérieurs à leur portefeuille de clients doivent payer une pénalité sur cet excédent. La CRE demande que cette pénalité soit supprimée pour l’année 2020 puisque l’écart entre les souscriptions et les ventes résulte de le décision politique de confinement.

Enfin, la CRE invite EDF à accorder à certains fournisseurs dont la situation le justifie des facilités de paiement supplémentaires. Cette invite met en lumière la situation paradoxale dans laquelle se trouve EDF du fait de l’ARENH : mère nourricière dans l’attente d’une sollicitation par les fournisseurs (la demande a toujours été inférieure à 100 TWh jusqu’en 2018, et même nulle en 2016), entreprise dominante sommée de respecter les engagements ARENH dont le plafond est jugé trop bas en 2019 et prospectivement pour 2020 (c’est-à-dire d’alimenter ses concurrents dont certains demandent un relèvement du plafond), et maintenant entreprise bienveillante dont on attend qu’elle vienne en aide à ses concurrents malheureux. Mais ceux des fournisseurs qui ne bénéficieront pas de facilités de paiement supplémentaires auront beau jeu de crier à la distorsion de concurrence.

En cette période de crise, les mécanismes de marché font leur travail d’équilibrage et révèlent la valeur accordée à l’électricité par les acheteurs et les offreurs. L’ARENH qui a été conçue comme un mécanisme d’assurance contre les hausses de prix n’a pas cette souplesse. Le prix d’accès régulé amplifie les pertes que subissent les fournisseurs parce qu’il s’agit d’une option tant qu’ils n’y ont pas souscrit, mais c’est une obligation de soutirage une fois la souscription faite. La remise en cause de l’ARENH devant le Conseil d’Etat par deux associations de fournisseurs met à jour les défauts d’un système administré quand il s’agit de gérer le choc de demande actuel. Dans un contexte baissier, le prix de marché facilite le partage entre producteurs et fournisseurs des pertes dues à la contraction de la demande finale d’électricité. Le système administré ne peut pas prévoir toutes les éventualités, sauf à essayer d’imiter le marché. Mais alors, à quoi sert-il ?

Les fournisseurs d’énergie alternative veulent davantage d’électricité nucléaire….. à bas prix !

Les fournisseurs d’énergie alternative veulent davantage  d’électricité nucléaire…à bas prix

 

Les fournisseurs d’électricité dite alternative paradoxalement demandent de faire jouer une clause qui leur permettra d’acheter de l’électricité nucléaire à bas prix à EDF.

Un  dispositif d’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (Arenh) permet aux fournisseurs dits alternatifs de s’approvisionner en électricité nucléaire auprès d’EDF à un prix préalablement fixé.

Les concurrents d’EDF dans la distribution d’électricité peuvent ainsi lui acheter jusqu’à 100 terawatts/heure (TWh) sur une année, soit environ un quart de sa production nucléaire, au prix de 42 euros par mégawats/heure (MWh). Pour l’avenir il s vaudraient acheter la totalité de la production. Notons que pour la distribution le réseau véhicule surtout de l’énergie nucléaire.

Depuis, l’épidémie de Covid-19 et les mesures de confinement décidées pour tenter d’enrayer la propagation de la maladie ont provoqué une chute d’environ 15% de la demande d’électricité en France, selon RTE, le gestionnaire du réseau national de transport d’électricité.

Les prix de gros sont désormais loin des 42 euros/MWh payés par les fournisseurs alternatifs dans le cadre de l’Arenh.

Lundi matin, le contrat de base pour livraison en juin se négociait sur le marché à 20,40 euros/MWh tandis que le contrat pour le troisième trimestre se traitait à 26,20 euros/MWh.

Les fournisseurs alternatifs ne veulent plus de cette électricité à 42/MWh qui les arrangent quand les cours mondiaux était hauts, ils veulenent désormais des prix plus bas.

“Le marché s’est complètement effondré”, a dit l’une des sources à Reuters. Selon cet expert du marché français de l’électricité, il s’agit d’une situation exceptionnelle qui, si elle n’est pas traitée comme telle, pourrait briser les principes de l’Arenh dont l’objectif est de garantir une équité commerciale entre EDF et ses concurrents.

“Cela représente une perte colossale pour les fournisseurs alternatifs alors que leur concurrent (la division commerciale d’EDF-NDLR) n’aura pas à subir la même chose. C’est une forte distorsion du marché”, a dit cette source.

EDF réclame depuis des années aux gouvernements successifs l’abandon de ce dispositif de régulation qu’il juge trop à l’avantage de ses concurrents, lesquels y ont recours quand les prix de gros sont élevés mais se tournent vers le marché quand les prix sont bas.

La production d’électricité: un recul conjoncturel ou structurel ?

La production d’électricité: un recul conjoncturel ou structurel ?

Un recul de la production constatée en France en 2019. Une production en baisse en raison notamment de la légère diminution de la consommation (-0,5 %). La question est de savoir s’il s’agit  d’un repli conjoncturel lié par exemple aux tassements économiques, à l’hiver particulièrement doux ou à des éléments plus structurels attribués  aux économies d’énergie notamment au changement dans les modes de production et dans les comportements . L’évolution ne paraît pas suffisamment significative aujourd’hui pour en tirer des conclusions. La production d’électricité de la France a décliné l’an dernier, avec un recul du nucléaire et de l’hydraulique mais aussi du charbon, ce dernier point permettant avec l’essor des renouvelables de réduire les émissions de CO2, a indiqué mercredi RTE.

Avec 537,7 TWh produits en France l’an dernier, la France a vu sa production d’électricité reculer de 2% par rapport à 2018, indique le gestionnaire du réseau à haute tension (RTE)  dans son bilan annuel.

Ces éléments ont permis une baisse de 6% des émissions de CO2 liées au système électrique.  »Celles-ci se situent désormais à un niveau proche de celui de 2015, niveau le plus bas depuis cinq ans », note RTE.

« On voit bien l’impact de la transition énergétique et du développement des énergies renouvelables », a souligné Olivier Grabette, directeur général adjoint de RTE, lors d’une conférence téléphonique. Sans doute un commentaire pour verdir l’action de RTE. Rien n’indique en effet qu’il y ait un impact significatif de la transition énergétique à propos d’une baisse de consommation de seulement 0,5 % sans doute surtout liée à la faiblesse de la croissance ( 1.2% seulement en  2019)).

La consommation d’électricité (473 TWh) s’est de son côté érodée de 0,5% (chiffre corrigé de la météo), à son plus bas niveau depuis 10 ans, avec les efforts d’efficacité énergétique, le ralentissement de la croissance économique mais aussi les mouvements sociaux de fin d’année. Au final, la France continue de produire plus d’électricité qu’elle n’en consomme et demeure exportatrice nette vers ses voisins. Elle est ainsi restée le premier exportateur européen l’an dernier, selon RTE.

 

Energie- Offres d’électricité verte : du pipeau

Energie- Offres d’électricité verte : du pipeau

 

 

La grande fiction de l’électricité vertes a été confirmée par une enquête du 20 Heures de France 2 ; Ce que les personnes informées savent  évidemment car il n’existe qu’un seul réseau de distribution où toutes les origines d’électricité sont mélangées. Pire, il faut systématiquement compenser l’intermittence des éoliennes par exemple par des centrales le plus souvent à charbon !

Mais la promesse de fourniture d’électricité vertes  semble impossible à tenir, car dans le réseau, tout est mélangé, que ce soit le nucléaire ou le renouvelable. En fait, la trentaine de fournisseurs qui proposent ces contrats financent, avec l’argent des consommateurs, les producteurs d’énergies renouvelables en leur proposant des certificats d’origine. Il y en a ainsi des dizaines de milliers référencés sur internet, mais on retrouve au milieu des barrages hydroélectriques ou des parcs éoliens en Europe, une centrale à charbon en Allemagne où se sont fournis deux entreprises d’énergie.

La centrale de Jänschewalde est surnommée « tueuse de climat », mais elle a réussi à figurer sur la liste grâce à une activité mineure, qui représente 3% de sa production, et classée comme verte. C’est autorisé, mais cela choque des militants écologistes, et rend sceptique le médiateur de l’énergie en France.

 

En France, on promet de vendre de électricité vertes, en fait on ne vend que ce qui est dans le réseau de distribution où notamment la nucléaire produit 75% du volume total ;

Offres d’électricité verte : du pipeau

Offres d’électricité verte : du pipeau

 

 

La grande fiction de l’électricité vertes a été confirmé par une enquête de du 20 Heures de France 2 ; Ce que les personnes informées savent  évidemment car il n’existe qu’un seul réseau de distribution où toutes les origines d’électricité sont mélangées. Pire, il faut systématiquement compenser l’intermittence des éoliennes par exemple par des centrales le plus souvent à charbon !

Mais la promesse semble impossible à tenir, car dans le réseau, tout est mélangé, que ce soit le nucléaire ou le renouvelable. En fait, la trentaine de fournisseurs qui proposent ces contrats financent, avec l’argent des consommateurs, les producteurs d’énergies renouvelables en leur proposant des certificats d’origine. Il y en a ainsi des dizaines de milliers référencés sur internet, mais on retrouve au milieu des barrages hydroélectriques ou des parcs éoliens en Europe, une centrale à charbon en Allemagne où se sont fournis deux entreprises d’énergie.

La centrale de Jänschewalde est surnommée « tueuse de climat », mais elle a réussi à figurer sur la liste grâce à une activité mineure, qui représente 3% de sa production, et classée comme verte. C’est autorisé, mais cela choque des militants écologistes, et rend sceptique le médiateur de l’énergie en France.

 

En France, on promet de vendre de électricité vertes, en fait on ne vend que ce qui est dans le réseau de distribution où notamment la nucléaire produit 75% du volume total ;




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