Archive pour le Tag 'Electricité'

Électricité : conséquences de Fessenheim réouverture d’une centrale à charbon !

Électricité : conséquences de Fessenheim réouverture d’une centrale à charbon ! 

 

Alors qu’Engie ne cesse de bassiner l’opinion publique avec son énergie électrique verte ( en faite la même énergie qu’EDF puisqu’il
n’y a qu’un seul réseau de distribution, donc de l’énergie d’origine nucléaire), le gouvernement est contraint de relancer une centrale à charbon !

Conséquence indirecte de la démagogie gouvernementale vis-à-vis de la fermeture de la centrale nucléaire de Fessenheim, il faut maintenant réouvrir la centrale à charbon de Saint-Avold: La centrale à charbon  va bien redémarrer l’hiver prochain « à titre conservatoire, compte tenu de la situation ukrainienne » et des tensions sur le marché de l’énergie, a confirmé dimanche le ministère de la Transition énergétique.

 

Et le gouvernement n’hésite pas à déclarer que cette ouverture  « s’inscrit dans le plan de fermeture » et de l’engagement d’Emmanuel Macron de fermer l’ensemble des centrales à charbon en France « demeure inchangé ».

Saint-Avold fait partie des deux dernières centrales à charbon encore raccordées au réseau électrique, après les mises à l’arrêt des centrales du Havre et de Gardanne, en Provence. La seconde encore en activité est celle de Cordemais, située en Loire-Atlantique. Celle-ci aussi devait cesser son activité en 2022, afin de respecter la promesse d’Emmanuel Macron de fermer toutes les centrales à charbon de France d’ici la fin de son mandat. Mais, il y a quelques mois, sa fermeture a été reportée à 2024, voire 2026. Un projet de reconversion a été abandonné par EDF tandis que RTE estime que le soutien de la centrale au réseau est nécessaire alors que la région pâtit des onze années de retard cumulées sur le chantier de l’EPR de Flamanville.

 

 

Marché électricité : l’exemple de l’Australie

Marché électricité : l’exemple de l’Australie

 

L’autorité de régulation énergétique australienne a pris le contrôle des prix de l’électricité afin d’éviter un « black-out ». Thierry Kalfon, directeur des activités « renouvelables » d’Engie en Australie et en Asie du Sud-Est, explique, dans une tribune au « Monde », pourquoi cet événement doit nourrir la réflexion sur la planification énergétique en France.

Anthony Albanese ne s’attendait certainement pas à cela. Lorsque, à l’issue des élections du 21 mai, le leader du Parti travailliste a pris les rênes du gouvernement fédéral australien, il s’était à l’évidence préparé à traiter en urgence plusieurs chantiers prioritaires : l’inquiétante accélération de l’inflation, la nécessaire revalorisation du salaire minimum, l’état calamiteux de la prise en charge des personnes âgées, une épidémie de Covid-19 encore meurtrière et, sur le plan international, au-delà du lointain conflit en Ukraine, l’affirmation de la puissance chinoise dans le « pré carré » australien des Etats insulaires du Pacifique.

Certes, tout cela a été d’emblée très présent. Mais l’événement le plus important de ce début de mandat a pris le jeune gouvernement par surprise.

Le mercredi 15 juin, à 14 h 05, l’Australian Energy Market Operator (AEMO), l’autorité de régulation énergétique, a suspendu le marché électrique australien pour la première fois de son histoire.

Afin de prévenir les risques majeurs de rupture d’approvisionnement électrique (ou black-out), le régulateur a pris le contrôle de tous les actifs de production et les contraint désormais à produire les volumes qu’il détermine, au moment qu’il décide, et aux prix qu’il fixe discrétionnairement. Les producteurs privés d’électricité australiens sont ainsi devenus les exécutants d’un système électrique centralisé à prix administrés. Par son ampleur et sa radicalité, cette mesure est inédite dans les économies électriques modernes.

Comment l’Australie, membre du G20, douzième économie la plus riche du monde, a-t-elle pu en arriver à une telle extrémité ?

Au 15 juin, environ 30 % des actifs de production électrique à partir de charbon faisaient l’objet d’arrêts programmés (pour maintenance), ou d’arrêts non programmés (pour défaillances techniques). A cette date, par exemple, la centrale à charbon géante de Yallourn, qui, à elle seule, produit 22 % de l’électricité de l’Etat de Victoria, fonctionnait à la moitié de ses capacités à cause de pannes imprévues. Mise en service il y a quarante-huit ans, cette centrale en fin de vie, comme toutes les autres centrales à charbon australiennes, souffre de problèmes opérationnels à répétition.

Les prix du gaz et du charbon qui alimentent les centrales électriques ont explosé, sous l’effet de la reprise économique postrestrictions sanitaires liées à l’épidémie de Covid-19 et de la crise ukrainienne. Ces combustibles ont également été moins accessibles à cause de la concentration de la production nationale vers les marchés d’exportation (l’Australie, qui exporte 75 % de sa production nationale, est le quatrième exportateur mondial de gaz selon le site Tarifgaz.com). Les producteurs d’électricité ont répercuté le coût de leurs achats de combustibles sur leurs prix de vente dans les marchés de gros auprès desquels les fournisseurs d’électricité s’approvisionnent pour alimenter les consommateurs finaux. Afin d’enrayer la spirale incontrôlée des prix de détail, le gouvernement a plafonné ces prix de gros ; certains producteurs ont alors interrompu leur production plutôt que de la vendre à perte, entretenant un cercle vicieux de baisse de l’offre et d’augmentation des prix.

Electricité : Un marché faussé

Electricité : Un marché faussé

 

L’ingénieure et syndicaliste Anne Debrégeas s’insurge contre le recours au mensonge par les autorités européennes et les pouvoirs publics comme ultime moyen de défense du marché de l’électricité.

 

L’envolée des prix du marché de l’électricité semble ne jamais devoir s’arrêter, dépassant régulièrement les 300 euros par mégawattheure (€/MWh). Pour atténuer les effets sociaux et économiques délétères de ces hausses, l’Etat multiplie les mesures transitoires, aussi coûteuses qu’inefficaces sur le long terme, alors que les profits des grands énergéticiens explosent.

 

Ces prix de marché, essentiellement guidés par les cours mondiaux du gaz, sont sans rapport avec les coûts de production français (autour de 50 €/MWh) mais aussi européens, faisant dire à Bruno Le Maire en septembre : « Les marchés de l’électricité européens sont aberrants. » Il est indéniable que, sans les marchés, les factures continueraient à refléter les coûts du système électrique, qui n’ont évolué que de 5 % en deux ans.

Défendre l’indéfendable

Pourtant, leurs promoteurs persistent et signent : le marché ne serait pas responsable de la hausse des prix. Ils contestent même que la baisse des prix était un objectif initial de l’ouverture des marchés. Ces défenseurs du marché n’hésitent pas à user d’arguments manifestement faux pour défendre l’indéfendable. En voici quelques exemples.

  1. Confrontés à une envolée particulièrement spectaculaire des factures, l’Espagne et le Portugal ont obtenu une dérogation, justifiée, selon Mme van der Leyen, présidente de la Commission européenne, par « leur situation particulière », les deux pays ayant « des bouquets énergétiques composés en majorité d’énergies renouvelables et comptant très peu d’interconnexions avec le marché européen ». Pourtant, les prix de marché de l’Espagne et du Portugal ont été, ces derniers mois, plus bas et moins volatils que ceux de l’Allemagne ou de la France, pourtant bien interconnectée et moins pourvue en énergie solaire et éolienne : 220 €/MWh en Espagne depuis début 2022 (prix spot) contre 233 €/MWh en France, une situation comparable à 2021 (96 €/MWh en Espagne contre 109 en France) voir le lien . L’explication est donc incompatible avec les faits. En revanche, ces pays ont une autre spécificité, passée sous silence : les factures des consommateurs reflètent plus fidèlement ces prix de marché, conformément à une « tarification dynamique » poussée par la Commission européenne. C’est donc l’application zélée des règles européennes de marché qui a conduit aux difficultés particulières de l’Espagne, et non son bouquet énergétique ni le niveau de ses interconnexions.
  2. Selon la Commission de régulation de l’énergie, la création du marché européen de l’électricité n’a pas modifié les principes sous-jacents à la tarification de l’électricité. Pourtant, les tarifs recouvraient historiquement les coûts de production, ce qui n’est manifestement plus le cas !
  3. En France, « le prix marginal du nucléaire fait le prix de marché », d’après l’ex-directeur de RTE et artisan du marché André Merlin. Si c’était vrai, le prix de marché en France serait de l’ordre de 10 €/MWh, ce qui n’a jamais été le cas, même avant les déboires actuels de la filière nucléaire. Quelle que soit la part du nucléaire ou des renouvelables da

uno Le Mairens la production et même lorsque la France exporte son électricité, les prix de marché, déterminés par le coût marginal du parc européen, suivent essentiellement les prix de la production à gaz ou à charbon

Électricité :Comment expliquer la flambée des prix ?

Électricité :Comment expliquer la flambée des prix ?

Les taxes et les coûts de transport mais aussi le financement de la transition énergétique expliquent notamment pourquoi la libéralisation n’a pas, comme attendu, conduit à une baisse des prix. Par Julien Pillot, INSEEC Grande École

Entre 2007, date symbolique en France puisqu’elle marque l’éligibilité de l’ensemble des consommateurs aux tarifs de marché, et 2020, le prix moyen du mégawatt-heure (MWh) de l’électricité pour les ménages est passé de 124 euros à 181 euros, soit 57 euros par MWh d’augmentation. À première vue, le constat est donc sans appel : avec près de 50 % d’augmentation depuis 2007, l’ouverture à la concurrence ne semble pas avoir rempli son objectif de baisse des tarifs pour le consommateur.

Les deux finalistes de la dernière élection présidentielle, Emmanuel Macron et Marine Le Pen, en ont d’ailleurs ouvertement débattu durant l’entre-deux-tours et, si les remèdes proposés différaient, tous deux s’accordaient sur le fait que le marché européen de l’énergie était inefficient et concourrait, sous sa forme actuelle, à l’augmentation des prix. C’est également la conclusion du comité social et économique central d’Électricité de France (EDF) qui vient de lancer une pétition pour la sortie du marché européen de l’électricité et le retour à un service public de l’énergie. De son côté, le chef de fil de la gauche, Jean-Luc Mélenchon, qui ambitionne de devenir Premier ministre à l’issue des élections législatives, appelle au retour à un marché national de l’énergie.

Mais cette envolée des prix est-elle réellement liée à la libéralisation du secteur, qui était justement supposée stimuler la concurrence et donc l’innovation, notamment dans le déploiement des énergies renouvelables (EnR), et la baisse des prix ? En réalité, le constat apparaît plus nuancé.

Tout d’abord, une partie de cette augmentation s’explique par les taxes (notamment la CSPE) qui pesaient pour 25 % sur la facture du consommateur en 2007 (soit 31 euros/MWh), et pour 34 % en 2020 (soit 61,5 euros/MWh). Autrement dit, sur le relèvement des taxes explique à lui seul 31,5 euros/MWh sur les 57 euros/MWh d’augmentation des prix moyens constatée (soit 55,3 % du total).

Les tarifs s’envoleraient si la France s’isolait

Une autre partie de l’augmentation repose sur les coûts inhérents aux réseaux de transport qu’il a fallu à plusieurs reprises réévaluer pour tenir compte des nécessaires investissements dans la maintenance, mais aussi la modernisation de ces infrastructures essentielles. Cette modernisation apparaît d’autant plus nécessaire que la production d’électricité se décentralise (notamment avec le déploiement des EnR), et que les nouveaux usages se développent. Ces tarifs d’acheminement de l’électricité (Turpe) sont ainsi passés de 41 euros/MWh en 2007 à 53,5 euros/MWh en 2020, soit 21,9 % de l’augmentation totale constatée.

Un rapide calcul nous permet donc de déduire que les coûts de fourniture, ou dit autrement, les facteurs de marché, n’expliquent en moyenne que 22,8 % (100 %-55,3 %-21,9 %) de l’augmentation des prix constatée sur la période, soit environ 13 euros/MWh. Pour les opposants au marché européen de l’énergie, ces 22,8 % résiduels résonneraient donc comme un constat d’échec et justifieraient un retour à des marchés de nationaux.

 

, selon les projections de RTE (gestionnaire du réseau national de transport d’électricité haute tension), une France isolée à horizon 2050-2060 coûterait plusieurs milliards supplémentaires par an aux contribuables. En effet, pour réduire nos émissions de CO2 et notre dépendance aux fossiles, nous avons déjà fermé et planifié la fermeture de l’équivalent de près de 10 gigawatts (GW) de centrales thermiques. De plus, nos centrales nucléaires vieillissantes connaissent des périodes d’arrêts et de surveillance prolongées qui ne permettent pas leur pleine exploitation.

Tout cela fait de la France un importateur d’électricité, notamment pour couvrir ses pics de consommation. En 2021, RTE nous rappelle que la France aura importé 44 térawatts-heures (TWH, un million de MWh) d’électricité (dont 22,2 TWh depuis l’Allemagne et le Benelux). Ce chiffre n’était « que » de 27,5 TWh en 2007 !

Cela ne peut signifier que deux choses : la France a de plus en plus de difficultés à couvrir ses besoins énergétiques intérieurs et/ou il lui est parfois profitable d’importer de l’énergie, notamment quand les prix de marché sont bas.

Le paradoxe EDF

Au milieu de cette dynamique de marché, EDF est l’objet d’un curieux paradoxe. Il faut comprendre que le principal acteur du marché de la production d’électricité en France reste tenu de céder à ses concurrents un plafond de 100 TWh/an d’énergie nucléaire à un tarif « Arenh » (accès régulé à l’énergie nucléaire historique) fixé depuis 2012 à 42 euros/MWh. Cette disposition, qui engage à peu près le quart de la capacité de production nucléaire d’EDF, a permis l’instauration d’une concurrence sur le marché de la fourniture, l’électricité d’origine nucléaire étant fortement compétitive, notamment pour couvrir les besoins « de base ». Elle est d’ailleurs très fortement demandée actuellement du fait de l’envolée des prix de marché.

L’Arenh, qui n’a pas été révisé depuis 2012, est supposé couvrir les coûts de production en électricité d’origine nucléaire d’EDF. Or, ce n’est plus le cas si l’on en croit la Commission de régulation de l’énergie (CRE) et l’opérateur historique, qui estiment respectivement ces coûts de production à 48,36 euros/MWh et 53 euros/MWh. Autrement dit, EDF cède une partie de sa production nucléaire à perte… ce qui, du point de vue du contribuable français qui a participé à la constitution du parc d’EDF et figure à son actionnariat, s’apparente à une double peine puisque, dans le même temps, il est également percuté par l’augmentation des prix.

Cependant, il ne faut pas occulter qu’EDF est à la fois un leader de la fourniture d’électricité, mais aussi un très important exportateur. Et s’il perd de l’argent sur les 100 TWh concédés au tarif Arenh, il en gagne sur le reste de sa production, à plus forte raison quand les prix de marché s’envolent ! Par ailleurs, son coût de revient reste très compétitif, du fait notamment de sa rente de nucléaire et hydraulique.

Au bilan, malgré le paradoxe de l’Arenh, cette situation lui permet de générer des gains importants qui bénéficient à l’État actionnaire… et, d’une manière ou d’une autre, au contribuable. Les mesures de type « bouclier énergétique », par exemple, ne sont-ils pas indirectement prélevés sur les bénéfices d’EDF ?

Le lourd financement du renouvelable

Enfin, il faut garder à l’esprit que l’ouverture à la concurrence répondait à d’autres objectifs que la seule baisse des prix. Il s’agissait aussi de réagir face à une série de problématiques identifiées dès le milieu des années 1990. À cette époque, déjà, l’Union européenne avait anticipé une forte augmentation de la demande mondiale en énergie, et les tensions subséquentes sur l’accès aux ressources fossiles dont l’Europe reste fortement dépendante. La souveraineté énergétique européenne ne peut, dans ce contexte, faire l’économie d’une réelle politique de l’énergie unifiée qui permette à la fois de peser sur les marchés, mais aussi de planifier la sortie progressive des énergies fossiles. Le mode de financement des énergies renouvelables (EnR) et de leurs coûts associés à leur intégration au réseau explique ainsi en partie les hausses de prix.

En effet, les financements privés se réalisent à un taux de marché généralement compris entre 4 % et 7 % quand l’État pourrait bénéficier de conditions de financement nettement plus avantageuses. Dit autrement, la transition énergétique revient plus cher – toutes choses égales par ailleurs – quand elle fait l’objet d’investissements privés plutôt que publics. Certes, mais ce serait oublier un peu vite que les États européens, déjà lestés de dettes souveraines très importantes pour certains, ont de multiples arbitrages budgétaires à effectuer (sous contraintes de se conformer, en temps normaux, au Pacte de stabilité et de croissance). Or, ils subventionnent directement et indirectement déjà beaucoup les EnR, par le biais d’obligations d’achat à un tarif régulé ou de complément de rémunération au bénéfice exclusif des producteurs d’EnR. Ces dispositifs de soutien aux EnR auraient permis de subventionner, pour la France et sur seule année 2020, la production de 79 TWh d’énergies renouvelables, à hauteur de 6,2 milliards d’euros (selon le ministère de la Transition écologique).

Les EnR ont de surcroît le désavantage d’être intermittentes, mais surtout décentralisées et générées par de multiples producteurs hétérogènes. Cette dispersion rend le réseau plus délicat à piloter et équilibrer et nécessite des investissements massifs pour adapter les lignes à cette nouvelle donne. Par exemple, Réseau de transport d’électricité (RTE), qui assure le transport de l’électricité en France, prévoit quelque 33 milliards d’euros d’investissements à horizon 2035 (dont 13 milliards pour la seule absorption des EnR), et une progression exponentielle au-delà en fonction de la part des renouvelables dans le mix énergétique français.

En contrepartie, ces investissements ouvrent la voie à un pilotage plus intelligent de l’énergie, et le développement des usages qui vont de pair, qu’il s’agisse de l’électrification massive des flottes de véhicules, les réseaux électriques « intelligents » (smart grids) permettant une production/injection d’énergie ajustable en temps réel, le pilotage distant de la demande… En bref, une optimisation qui permettra, à terme, une meilleure efficience énergétique. Et de continuer à réduire, par la densification de notre parc EnR, nos émissions de CO2. L’évolution des tarifs à l’avenir reflétera donc en partie nos choix politiques concernant l’environnement.

On comprend à la lecture de ce bref panorama que, certes, on reste loin des promesses d’une concurrence modératrice en prix, mais que l’ensemble des hausses de prix ne découlent pas des imperfections du marché libéralisé, et que les nombreux bénéfices liés à la construction du marché européen de l’énergie ne peuvent être totalement occultés. Reste que les marges de manœuvre pour protéger le portefeuille des consommateurs et assurer la transition énergétique demeurent limitées.

Sauf à miser sur la sobriété énergétique, voir émerger des innovations radicales dans la génération d’énergie, ou à espérer des conditions macro plus favorables, la hausse des prix ne semble pas pouvoir être endiguée sur le court terme. Et ce, même s’il était décidé de plafonner les dépenses marketing des fournisseurs, EDF et ses rivaux apparus depuis 2007…

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Par Julien Pillot, Enseignant-Chercheur en Economie (Inseec) / Pr. associé (U. Paris Saclay) / Chercheur associé (CNRS), INSEEC Grande École.

La version originale de cet article a été publiée sur The Conversation.

Electricité : une Agence nationale indépendante pour réguler les prix ?

Electricité : une  Agence nationale indépendante pour réguler les prix ?

 

Marchés et planification, c’est la proposition des  économistes Etienne Beeker, Dominique Finon et Jacques Percebois préconisent, dans une tribune au « Monde », la création d’une agence nationale indépendante chargée d’acheter la totalité de l’électricité de gros aux producteurs et de la revendre aux distributeurs, de façon à stabiliser les prix tout en garantissant à la filière des horizons d’investissement.

Une idée intéressante mais qui pose la question de la réalité de l’indépendance d’une telle agence vis-à-vis d’une énergie au caractère très stratégique surtout pour la France qui a choisi une voie particulière  NDLR

 

Le modèle actuel du marché européen de l’électricité présente deux défauts importants : le mode de formation des prix de court terme sur un marché horaire, ce qui expose les consommateurs à un risque excessif de volatilité des prix comme on le voit actuellement, et le défaut d’incitation à investir dans tous les types d’équipement, dont ceux contribuant à la transition énergétique.

Pour remédier à ces défauts, une solution efficace combinant planification et marché existe : il s’agit du modèle de l’« acheteur central », qui reprend des propositions d’amélioration envisagées par Bruxelles dans sa communication du 18 mai « REPowerEU », en poussant leur logique jusqu’au bout.

Commençons par les défauts. Les prix de gros du kilowattheure (kWh) résultent de l’organisation en marché « à pas horaires », où le prix s’aligne heure par heure sur le coût marginal de la dernière unité de production appelée à fournir sur le réseau européen interconnecté, souvent une centrale à gaz.

Cette organisation du marché présente le triple inconvénient de donner des prix de court terme ne reflétant pas les coûts de production des kWh, de suivre la volatilité des prix des combustibles (ce qui expose les consommateurs à des épisodes prolongés de prix élevés) et enfin de rendre impossibles les anticipations de long terme pour un investisseur potentiel.

Ce dernier point explique que le marché à terme (à un horizon plurimensuel) associé au marché « spot » (au « pas horaire » et journalier) ne puisse pas offrir de produits de couverture de risques à horizon éloigné, à l’inverse des marchés de matières premières.

L’Agence de coopération des régulateurs de l’énergie (ACER), que la Commission européenne a mandatée pour analyser les problèmes d’organisation des marchés électriques, considère pourtant que cette organisation « garantit un approvisionnement en électricité efficace et sûr dans des conditions de marché relativement normales », et à ce titre mérite d’être conservée (« ACER’s final assessement of the EU wholesale electricity market design », avril 2022).

L’ACER met alors en garde contre des mesures pour protéger les consommateurs, comme les plafonds de prix demandés par l’Espagne (ce qui vient d’être accepté pour le gaz) et la France, car ils généreraient trop de distorsions du fonctionnement du marché intégré. Elle recommande de n’utiliser que les mesures compensatoires que l’on connaît (chèque énergie, déductions fiscales).

Le rapport reconnaît toutefois que les aspects de long terme ne sont pas suffisamment pris en compte pour assurer la transition énergétique.

Tarifs Électricité : EDF attaque l’Etat

Tarifs Électricité : EDF attaque l’Etat

Après les syndicats EDF, c’est l’entreprise elle-même qui attaque l’État à propos de la réglementation qui contraint les prix de l’électricité ( La Tribune).

« Comme indiqué dans son communiqué de presse du 13 janvier 2022, EDF prendra toutes mesures de nature à préserver ses droits qui lui paraîtront utiles en relation avec le décret du 11 mars 2022 mentionné ainsi qu’avec les trois arrêtés qui complètent le dispositif en cause. Dans ce cadre, EDF a adressé à l’Etat, dans des conditions de délais préservant ses droits, un recours gracieux demandant le retrait de ces quatre actes. En tout état de cause, EDF se réserve la possibilité de saisir les juridictions administratives compétentes », précise ainsi l’entreprise.

De fait, cette mesure, qui lui impose d’augmenter de 20% la production de 100 térawattheures (TWh) vendue dans le cadre de l’Accès réglementé à l’électricité nucléaire historique (ARENH), devrait lui « coûter » cher : 10 milliards d’euros de manque à gagner sur l’année, selon mes dernières estimations d’EDF présentées début mai.

De son côté, l’exécutif avait accusé EDF de charger la barque de ses pertes, assurant que la vente des 20 TW supplémentaires d’ARENH à ses concurrents ne coûterait en elle-même à l’entreprise publique « que de l’ordre de 3 milliards d’euros ». Les 7 autres milliards d’euros manquant à l’Ebitda d’EDF seraient donc dus à la moindre hausse tarifaire résultant de l’action du gouvernement.

« S’agit-il d’un service public, pour aider les Français, ou bien d’une entreprise dont le seul but est le profit ? Moi j’opte pour la première réponse », avait ajouté le 25 janvier le ministre de l’Economie, Bruno Le Maire, au micro de FranceInfo.

Un argument partagé par Jean-François Carenco, le président de la Commission de régulation de l’Energie (CRE). En effet, le haut fonctionnaire avait volé au secours du gouvernement, en affirmant fin janvier que la baisse de l’Ebitda d’EDF n’était « pas souhaitable mais indispensable », puisque sans intervention de l’État, le tarif réglementé aurait bondi à 44,5% pour les particuliers au 1er février, au lieu de 4%.

« Ce qui compte, ce sont les consommateurs, industriels et domestiques. Comment peut-on se moquer des consommateurs ? Oui l’Ebitda, la marge, a baissé de 8 ou 9 milliards. [...] Sauf qu’ils vont revenir un peu en-dessous de ce qu’ils avaient prévu en 2020 pour 2022. Ce n’est pas vrai qu’on pille EDF, ils auront juste moins à gagner. [...] Est-ce qu’EDF peut dire : « j’aurais pu gagner 8 milliards », et pendant ce temps, des entreprises ferment ? Ce n’est pas possible. EDF lui, n’est pas menacé de fermeture », avait-il tempêté au micro de FranceInfo.

Electricité nucléaire : Macron décide un programme de 6 EPR….. pour l’instant

Electricité nucléaire : Macron décide un programme de 6 EPR….. pour l’instant

 

D’une certaine manière,  le président a remis en cause l’objectif de limitation de la production électrique nucléaire à 50 % fixés par Hollande. Le président a en effet demandé à EDF la construction de six réacteurs de nouvelle génération EPR2, pour une première mise en service à l’horizon 2035. A cela s’ajoute l’étude pour huit de plus pour la fin de la décennie 2040.

Une décision très importante de maintenir en fonctionnement toute les centrales en état de produire. En clair, cela signifie un prolongement de la durée de vie le temps de faire le lien avec la production des nouveaux EPR attendus d’ici 15 ans.

Parallèlement, Emmanuel Macron a fixé jeudi l’objectif de doter la France d’une cinquantaine de parcs éoliens en mer pour « viser 40 gigawatts en service en 2050″, un seuil très ambitieux alors que le tout premier site doit commencer à fonctionner en avril, avec 10 ans de retard.

D’ici 2050, il veut multiplier par près de dix la puissance solaire installée pour dépasser 100 gigawatts, contre 13,2 GW aujourd’hui disponibles.

Un recul net par contre concernant les éoliennes terrestres dont  la capacité sera multiplié par deux en 30 ans et non pas en disant par deux la capacité actuelle en 30 ans, plutôt qu’en 10 ans comme prévu jusqu’à présent.

Ce discours aux allures de programme énergie du futur candidat illustre l’évolution pro-nucléaire d’Emmanuel Macron, lui qui en 2017 insistait surtout sur son engagement de réduire le nucléaire à 50% de la production électrique, hérité de François Hollande. Dans les faits, la production électrique nucléaire va demeurer majoritaire.

C’est aussi un signe pour assurer aux Français que le coût de l’énergie ne dépendra pas des importations, dont la hausse des cours contribue lourdement à peser sur le pouvoir d’achat, autre thème majeur de la campagne.

Construire six réacteurs EPR2, sur des sites existants, coûtera une cinquantaine de milliards d’euros, a déjà prévu EDF.

Le groupe propose de les construire par paires sur trois sites: d’abord à Penly (Seine-Maritime), près de Dieppe, puis à Gravelines (Nord) et enfin à Bugey (Ain) ou bien Tricastin

(Drôme).

À noter que le président l’autorité de régulation, lui, en fonction des besoins s’est prononcé non pas pour 6 EPR mais pour trois fois plus ; donc 18 au lieu des 6 décidés et des 8 à l’ étude.

Électricité : taxe (TICFE) réduite

Électricité : taxe (TICFE) réduite

 

La TICFE  principale taxe sur l’électricité sera réduite à compter du 1er février et jusqu’à fin janvier 2023. Concrètement, la taxe intérieure sur la consommation finale d’électricité (TICFE) sera d’un euro le mégawattheure pour les ménages et de 50 centimes pour les entreprises, selon le décret qui rappelle qu’elle ne pouvait pas descendre plus bas. Cette taxe était auparavant de 22,50 euros le mégawattheure.

Cette mesure fait partie du « bouclier tarifaire » sur l’énergie annoncé fin septembre par le Premier ministre Jean Castex. L’objectif est de limiter à 4% l’augmentation des tarifs réglementés de l’électricité en 2022, au lieu d’une hausse de 45% qui se serait produite sur la base de l’explosion des cours du gaz. Le gouvernement a évalué à 8 milliards d’euros le coût de cette baisse de taxe, qui ne suffit pas à contenir le tarif et le gouvernement a demandé à EDF de supporter le reste du en augmentant le quota d’électricité nucléaire vendue à beaucoup. Soit un coût de l’ordre de 8 milliards pour EDF.

Électricité nucléaire:il faudrait une vingtaine d’EPR nouveaux et non pas six

Électricité nucléaire : il faudrait une vingtaine d’EPR nouveaux et non pas six

 

 

Compte tenu d’une part de l’évolution de la demande, d’autre part de la durée de vie initialement prévue pour le parc nucléair actuel , ce nest pas  six EPR nouveau qu’il faudrait construire mais une vingtaine d’après le président de la commission de régulation de l’énergie . Une évidence à moins comme c’est aussi probable parallèlement de prolonger de 20 30 ans la durée de vie de nombre de réacteurs actuels.

De toute manière actuellement, ce parc actuel est insuffisant pour satisfaire la demande compte tenu des opérations d’entretien plusieurs réacteurs ; des opérations retardées du fait  de la crise sanitaire.

 

Interrogé sur Cnews, dimanche soir, le président de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) a souligné le rôle important du nucléaire dans les années à venir. Appelant à mener une réflexion «sur la disponibilité de l’électricité», Jean-François Carenco a estimé que l’Hexagone avait un «vrai sujet de disponibilité de l’électricité, si l’hiver dure fortement, longtemps».

 

Pour «augmenter la part d’électricité [dans la production d'énergie], il faut à la fois du nucléaire […] et du renouvelable, et des économies», a déclaré le représentant de la CRE. Alors que les plans d’Emmanuel Macron pour le nucléaire doivent être précisés, Jean-François Carenco a estimé que la construction de six nouveaux EPR (European Pressurized Reactor) était «insuffisante» : «c’est un démarrage, il en faudrait trois fois plus», a-t-il précisé. «Il faut […] arriver à 50% de nucléaire en 2040, 25% en 2060, c’est l’idée de la CRE», a ajouté le haut fonctionnaire.

Electricité-EDF : entreprise ou administration ?

Electricité-EDF : entreprise ou administration ?

 

La plupart des orientations d’EDF se décident dans les couloirs politiques avec toutes leurs contradictions. Ainsi l’orientation nucléaire découle d’une décision d’État ancienne. Il en sera de même pour le renouvellement de la filière avec notamment la décision de construire six nouveaux réacteurs EPR nouvelle génération. Un cout de l’ordre  de 50 milliards dont on ne sait pas très bien comment il sera financé. Cela d’autant plus que c’est l’État qui régule les prix de cette énergie. Témoin cette dernière décision de limiter l’augmentation des prixà 4 % au lieu des 25 à 30 % prévus. Bilan pour EDF une perte sèche d’une bonne douzaine de milliards.Une bonne nouvelle évidemment pour les clients (ménages et entreprises) ; une orientation catastrophique financièrement pour EDF qui accessoirement finance aussi ses concurrents.

À ces éléments conjoncturels,  il faut ajouter des aspects plus structurels relatifs aux financements déjà indiqués des  six EPR ( pour l’instant), environ 50 milliards. 50 milliards aussi pour l’opération du grand carénage qui consiste à renforcer la sécurité du parc actuel. Plus encore une cinquantaine de milliards sans doute pour la gestion des déchets et un endettement d’un peu plus de 40 milliards. Au total donc un besoin de financement de l’ordre de 200 milliards. Impossible d’amortir la dette avec l’augmentation des tarifs et la question sera sans doute réglée par une nouvelle augmentation de capital en provenance de l’État.

Approvisionnement électricité : tensions

Approvisionnement électricité : tensions

 

Les inquiétudes sur la fourniture d’électricité sont maintenus du fait en particulier de la neutralisation de plusieurs réacteurs dont l’entretien a été décalé du faîte de la pandémie Covid. Parallèlement, on subit évidemment les conséquences de la fermeture prématurée de la centrale de Fessenheim. Une centrale dont la durée de vie pouvait être prolongée d’une vingtaine d’années et fermée sur l’insistance extrêmede Nicolas Hulot alors ministre de l’écologie mais qui aujourd’hui n’est plus en odeur de sainteté à l’Élysée..

Les tensions dépendront en faite surtout de la demande elle-même dépendant de l’intensité des éventuelles périodes de froid.

En cas de froid, de l’ordre de 4 °C en dessous des normales, ou de très faible production éolienne en Europe, RTE prévoit une interruption de grands consommateurs industriels et une baisse de la tension sur les réseaux. « En dernier ressort », en cas de froid inhabituel sur plusieurs jours couplé à une absence de vent, ou de nouvelle dégradation des capacités, notamment nucléaires, RTE pourra aussi « potentiellement recourir à des coupures ciblées de consommateurs », prévient-il.

RTE évalue la disponibilité prévisionnelle du parc nucléaire entre 43 et 51 gigawatts pour la majeure partie de janvier, soit « le niveau le plus bas jamais atteint pour le parc nucléaire à cette période de l’année ». L’année devrait commencer avec 12 réacteurs à l’arrêt sur 56, avant une amélioration en cours de mois.

Outre les activités de maintenance, cette moindre disponibilité du parc nucléaire s’explique également par l’arrêt à la mi-décembre de deux réacteurs à Chooz (Ardennes), « par précaution », et de la prolongation de l’arrêt de Civaux (Vienne), après la détection de défauts sur des circuits de sécurité.

 

Electricité: risque de crash début janvier

Electricité: risque de crash début janvier

 

Les conditions climatiques, l’environnement géopolitique et la crise sanitaire susceptible de créer une crise de production de l’électricité en France. Cela d’autant plus que les pouvoirs publics ont décidé de fermer Fessenheim alors que des réacteurs pour l’objet d’une vaste opération d’entretien. Bref, la Frans premier producteur exportateur d’électricité risque d’importer de l’électricité en particulier d’Allemagne où dominent les centrales à charbon ! Le risque le plus grave est sans doute celui qui résulterait d’un absentéisme provoqué par le virus et qui affecterait notamment la production d’électricité . Actuellement c’est précisément en raison de la pandémie que l’entretien de réacteurs n’a pu être assurée à temps.

 « Instantanément, il n’y a pas de sujet d’approvisionnement, la consommation électrique des entreprises va baisser à partir de Noël. Mais on redoute le 3 janvier, la reprise des usines et le redémarrage des ateliers. Le ressaut de consommation sera très significatif, poursuit Nicolas de Warren, , Président de l’Union des industries utilisatrices d’énergie:

. Si je me réfère à l’an dernier, c’est une marche d’escalier qui peut atteindre de l’ordre de 20 gigawatts. Ces derniers jours, la puissance appelée était d’environ 80 gigawatts, et sur ce montant, la France importait 12 à 13 gigawatts. 

Énergie-Electricité : la France va importer ! Merci Nicolas Hulot !

Énergie-Electricité : la France va importer ! Merci Nicolas Hulot !

 

 

Plusieurs facteurs explicatifs à la crise de l’énergie actuelle. D’abord des températures relativement en baisse qui font monter la demande en ce début d’hiver. Ensuite les incertitudes géopolitiques à la frontière de l’Ukraine qui influencent  la fourniture et les conditions de prix du gaz russe. Le troisième élément est lié à la politique énergétique de la France qui pour faire plaisir à Nicolas Hulot, devenu ministre de l’écologie, a fermé la centrale de Fessenheim.

Résultat, comme plusieurs réacteurs sont actuellement en cours d’entretien, la France premier producteur mondial d’électricité est obligé d’importer.

En effet, suite à l’arrêt des deux réacteurs de la centrale nucléaire Chooz dans les Ardennes « par mesure de précaution » la France va importer de l’électricité. Au même moment, n a aussi enregistré  l’arrêt des deux réacteurs de la centrale de Civaux (Vienne) après la détection de défauts à proximité de soudures des tuyauteries du circuit d’injection de sécurité. Chooz et Civaux sont des réacteurs de la même génération – la plus récente – et de même puissance (1.450 MW). Le paradoxe évidemment c’est que très récemment on vient de fermer la centrale de Fessenheim pour faire plaisir aux écolos et à Hulot en particulier. Une production qui aurait pu éviter les importations !La centrale nucléaire de Fessenheim aurait pu voir sa durée de vie prolongée d’environ 20 ans ( des durées comparables à celles des États-Unis ou ailleurs). La centrale comprenait deux réacteurs de 900 MW chacun.Résultat : la facture énergétique va être alourdie environ d’un milliard sur un an. Un cadeau politique à Hulot qui coûte très cher  et une électricité produite au charbon notamment par les Allemands.

Électricité : risque de black-out !

 

Électricité : risque  de black-out !

 

 

 

Incroyable mais vrai, la France risque de manquer d’électricité et pourrait bien imposer certains délestages à l’économie et à la société. En cause, le faite, que le pouvoir a fait un énorme cadeau à Nicolas Hulot en retenant sa proposition de fermer Fessenheim. Une centrale nucléaire qui pouvait avoir une durée de vie de 20 ans supplémentaires. Résultat on va importer de l’électricité y compris de pays où les centrales fonctionnent au charbon comme en Allemagne.

 

Le plus dramatique mais le plus cocasse aussi c’est que l’écolo Barbara Pontivy demande à EDF de tirer tout le parti qu’on peut de la production d’électricité nucléaire. Elle se veut rassurante et déclare « Je voudrais rassurer tout le monde, il n’y aura pas de black-out général d’ici à la fin de l’hiver », a assuré Barbara; en clair, il  y aura  donc quand même un black août partiel !

 

Barbara Pompili doit avaler doublement son chapeau quand elle indique avoir demandé à Jean-Bernard Levy, le PDG d’EDF, de « remettre en marche » des réacteurs arrêtés pour maintenance et qui devaient redémarrer à la mi-janvier. « J’ai demandé à ce que des salariés d’EDF travaillent pour qu’on puisse ouvrir les réacteurs plus tôt et faire face à d’éventuelles pénuries », a-t-elle précisé, remerciant par ailleurs ces salariés qui s’apprêtent à « travailler pendant les fêtes ».

 

Bilan de cette politique complètement contre-productive tant sur le plan énergétique qu’environnemental : la facture pourrait atteindre quelques milliards alors que jusque-là la France était le premier pays producteur exportateur d’électricité au monde.

Electricité : la France va importer ! Merci Nicolas Hulot !

Electricité : la France va importer ! Merci Nicolas Hulot !

 

 

Suite à l’arrêt des deux réacteurs de la centrale nucléaire Chooz dans les Ardennes « par mesure de précaution » la France va importer de l’électricité. Au même moment, n a aussi enregistré  l’arrêt des deux réacteurs de la centrale de Civaux (Vienne) après la détection de défauts à proximité de soudures des tuyauteries du circuit d’injection de sécurité. Chooz et Civaux sont des réacteurs de la même génération – la plus récente – et de même puissance (1.450 MW). Le paradoxe évidemment c’est que très récemment on vient de fermer la centrale de Fessenheim pour faire plaisir aux écolos et à Hulot en particulier. Une production qui aurait pu éviter les importations !La centrale nucléaire de Fessenheim aurait pu voir sa durée de vie prolongée d’environ 20 ans ( des durées comparables à celles des États-Unis ou ailleurs). La centrale comprenait deux réacteurs de 900 MW chacun.Résultat : la facture énergétique va être alourdie environ d’un milliard sur un an. Un cadeau politique à Hulot qui coûte très cher  et une électricité produite au charbon notamment par les Allemands.

Electricité: tension sur les prix et la fourniture

électricité: tension sur les prix et la fourniture

 

 

Il y a plusieurs facteurs explicatifs à l’envolée des prix de l’électricité et aux tensions concernant la fourniture. Il y a d’abord la vague de froid qui concerne l’Hexagone. L’impact du prix d’autres énergie comme le gaz est à prendre en considération. De même les retards d’entretien des centrales nucléaires du fait de la crise sanitaire. Par ailleurs du fait de la température la demande s’emballe. Environ 40 % de la population se chauffent au gaz à l’électricité en France Sous l’effet de la vague de froid hivernal qui frappe l’Hexagone, le prix de l’électricité sur le marché de gros français a dépassé un nouveau record mardi. Le prix du mégawatt-heure pour livraison jeudi a excédé les 300 euros, écrasant le précédent record qui ne datait que d’octobre. Il a atteint un niveau inédit depuis plus de neuf ans, selon Bloomberg.

Le prix du mégawatt-heure pour livraison jeudi a excédé les 300 euros, écrasant le précédent record qui ne datait que d’octobre. Il a atteint un niveau inédit depuis plus de neuf ans, selon Bloomberg.

Par ailleurs il faut prendre en compte la hausse du prix carbone. La Tonne de CO2 a battu mercredi un record en cours de cotation, à 72 euros la tonne.

Électricité : approvisionnement sous vigilance orange

Électricité : approvisionnement sous vigilance orange

 


 

T out dépendra de la température mais l’approvisionnement des Français en électricité pourrait être menacé notamment depuis la fermeture de la centrale de Fessenheim. RTE, le réseau de transport de l’électricité, prévoit en effet un hiver sous vigilance particulière pour l’approvisionnement des Français en électricité. À cause de retards dans les travaux de maintenance du parc nucléaire, engendrés par la crise du coronavirus, le gestionnaire prévoit qu’entre cinq et 15 réacteurs seront à l’arrêt cet hiver, sur les 56 que compte l’Hexagone.

Résultat : l’approvisionnement en électricité sera tendu, surtout début 2022. Cette période est en effet remplie d’incertitudes. « On n’a pas encore de boule de cristal sur les conditions météos pour les mois de janvier et février », confirme au micro d’Europe 1 Jean-Paul Roubin de RTE.  »Est-ce qu’il fera froid ? Il y aura-t-il du vent ?… On va attendre d’avoir plus de certitudes. Pour autant, avec les données que dont on dispose aujourd’hui, on considère qu’on n’est pas dans des disponibilités de production qui permettent d’évacuer tout risque par rapport à la sécurité d’approvisionnement, mais sans générer une alerte très forte à ce sujet-là. »

Si l’électricité venait toutefois à manquer, RTE pourrait prendre plusieurs mesures, allant de l’incitation aux écogestes à une baisse de tension sur l’ensemble du réseau ou encore, en dernier recours, à des coupures d’électricité ciblées.

Electricité et Énergie : vers une crise majeure ?

Electricité et Énergie : vers  une crise  majeure ?

 

 

Quand l’appareil de production mondial fonctionne bien,  peu s’inquiètent  d’une éventuelle crise de l’énergie. L’énergie à disposition aujourd’hui est appréhendée un peu comme l’eau qui coule du robinet. En disposer parait tout à fait normal. Pourtant les conditions économiques générales, les exigences environnementales et les politiques erratiques de certains Etats pourraient conduire à une crise mondiale de l’énergie. Pour l’instant,  on attribue essentiellement la hausse des prix de l’énergie (gaz, électricité, pétrole) à des facteurs essentiellement conjoncturels.

 

Ces hausses qui traduisent une inadaptation de l’offre par rapport à la demande seraient du à la reprise économique de 2021. Tout n’est pas faux évidemment; ceci étant globalement, il faut quand même relativiser cette reprise générale qui en moyenne nous ramène au niveau de croissance de fin 2019. D’autres facteurs sont donc à prendre en compte.

 

Parmi ceux-ci il y a les contraintes environnementales qui amènent une conversion des outils de production de l’énergie. En clair, cela se traduit par un certain rationnement de l’énergie en tout cas pour l’instant à un net renchérissement. Dans cet environnement , les pays souvent pour faire plaisir au courant écolo ont changé de manière trop brutale leur politique énergétique par exemple en supprimant brutalement des sites de production nucléaire et paradoxalement en réactivant des sites de production au charbon.

 

En outre la bulle des énergie alternative s’est largement dégonflée. Certes elles peuvent être utiles voir nécessaires mais certainement pas constituer le cœur d’une politique énergétique notamment pour les énergies intermittentes comme les éoliennes. L’Allemagne de ce point de vue est un bon exemple des errements conduits en matière de politique énergétique. Pour prendre en compte le courant écolo, le gouvernement allemand a brutalement fermé ses centrales nucléaires pour leur substituer des centrales au charbon les énergies alternatives se montrant complètement incapables de satisfaire la demande.

 

Pire l’Allemagne s’est rendue complètement dépendante maintenant du gaz russe. Un  gaz russe fourni actuellement avec parcimonie par la Russie qui participe à l’emballement  des prix de toutes les énergies. D’autres zones aussi sont menacées par exemple la puissance montante indienne où le pétrole permet de produire 70 % d’électricité mais où les stocks de charbon font craindre une pénurie en matière de fourniture de courant Les centrales thermiques indiennes sont en état d’alerte.

 

Au cours des derniers mois, leurs réserves de charbon se sont effondrées pour atteindre un niveau critique. Mercredi dernier, les 135 centrales thermiques alimentées au charbon du pays disposaient, en moyenne, de quatre jours de stock. Plus de la moitié d’entre elles possédaient moins de trois jours de réserves et quinze étaient déjà en rupture de stock, selon les données officielles. Dans un pays où l’or noir permet de produire près de 70 % de l’électricité, les faibles réserves de charbon font craindre des coupures de courant. La Chine pèse aussi d’un poids considérable sur la demande avec sa reprise économique vigoureuse antérieure à celle des pays occidentaux. En France aussi la situation risque d’être tendue si par hypothèse l’hiver se révèle assez froid. Depuis la fermeture de Fessenheim, l’équilibre production consommation est fragile en France. C’est sans doute à l’occasion d’une coupure- qu il ne faut pas souhaiter -que la France s’apercevrait alors il ne faut pas confondre politique énergétique et gadgets écologiques en matière d’électricité.

Electricité- Énergie : vers une crise majeure ?

Electricité- Énergie : vers  une crise  majeure ?

 

 

Quand l’appareil de production mondial fonctionne bien,  peu s’inquiètent  d’une éventuelle crise de l’énergie. L’énergie à disposition aujourd’hui est appréhendée un peu comme l’eau qui coule du robinet. En disposer parait tout à fait normal. Pourtant les conditions économiques générales, les exigences environnementales et les politiques erratiques de certains Etats pourraient conduire à une crise mondiale de l’énergie. Pour l’instant,  on attribue essentiellement la hausse des prix de l’énergie (gaz, électricité, pétrole) à des facteurs essentiellement conjoncturels.

 

Ces hausses qui traduisent une inadaptation de l’offre par rapport à la demande seraient du à la reprise économique de 2021. Tout n’est pas faux évidemment; ceci étant globalement, il faut quand même relativiser cette reprise générale qui en moyenne nous ramène au niveau de croissance de fin 2019. D’autres facteurs sont donc à prendre en compte.

 

Parmi ceux-ci il y a les contraintes environnementales qui amènent une conversion des outils de production de l’énergie. En clair, cela se traduit par un certain rationnement de l’énergie en tout cas pour l’instant à un net renchérissement. Dans cet environnement , les pays souvent pour faire plaisir au courant écolo ont changé de manière trop brutale leur politique énergétique par exemple en supprimant brutalement des sites de production nucléaire et paradoxalement en réactivant des sites de production au charbon.

 

En outre la bulle des énergie alternative s’est largement dégonflée. Certes elles peuvent être utiles voir nécessaires mais certainement pas constituer le cœur d’une politique énergétique notamment pour les énergies intermittentes comme les éoliennes. L’Allemagne de ce point de vue est un bon exemple des errements conduits en matière de politique énergétique. Pour prendre en compte le courant écolo, le gouvernement allemand a brutalement fermé ses centrales nucléaires pour leur substituer des centrales au charbon les énergies alternatives se montrant complètement incapables de satisfaire la demande.

 

Pire l’Allemagne s’est rendue complètement dépendante maintenant du gaz russe. Un  gaz russe fourni actuellement avec parcimonie par la Russie qui participe à l’emballement  des prix de toutes les énergies. D’autres zones aussi sont menacées par exemple la puissance montante indienne où le pétrole permet de produire 70 % d’électricité mais où les stocks de charbon font craindre une pénurie en matière de fourniture de courant Les centrales thermiques indiennes sont en état d’alerte.

 

Au cours des derniers mois, leurs réserves de charbon se sont effondrées pour atteindre un niveau critique. Mercredi dernier, les 135 centrales thermiques alimentées au charbon du pays disposaient, en moyenne, de quatre jours de stock. Plus de la moitié d’entre elles possédaient moins de trois jours de réserves et quinze étaient déjà en rupture de stock, selon les données officielles. Dans un pays où l’or noir permet de produire près de 70 % de l’électricité, les faibles réserves de charbon font craindre des coupures de courant. La Chine pèse aussi d’un poids considérable sur la demande avec sa reprise économique vigoureuse antérieure à celle des pays occidentaux. En France aussi la situation risque d’être tendue si par hypothèse l’hiver se révèle assez froid. Depuis la fermeture de Fessenheim, l’équilibre production consommation est fragile en France. C’est sans doute à l’occasion d’une coupure- qu il ne faut pas souhaiter -que la France s’apercevrait alors il ne faut pas confondre politique énergétique et gadgets écologiques en matière d’électricité.

Electricité- Énergie :Le risque d’une crise majeure

Electricité- Énergie :Le risque d’une crise  majeure

 

 

Quand l’appareil de production mondial fonctionne bien,  peu s’inquiètent  d’une éventuelle crise de l’énergie. L’énergie à disposition aujourd’hui est appréhendée un peu comme l’eau qui coule du robinet. En disposer parait tout à fait normal. Pourtant les conditions économiques générales, les exigences environnementales et les politiques erratiques de certains Etats pourraient conduire à une crise mondiale de l’énergie. Pour l’instant,  on attribue essentiellement la hausse des prix de l’énergie (gaz, électricité, pétrole) à des facteurs essentiellement conjoncturels.

 

Ces hausses qui traduisent une inadaptation de l’offre par rapport à la demande seraient du à la reprise économique de 2021. Tout n’est pas faux évidemment; ceci étant globalement, il faut quand même relativiser cette reprise générale qui en moyenne nous ramène au niveau de croissance de fin 2019. D’autres facteurs sont donc à prendre en compte.

 

Parmi ceux-ci il y a les contraintes environnementales qui amènent une conversion des outils de production de l’énergie. En clair, cela se traduit par un certain rationnement de l’énergie en tout cas pour l’instant à un net renchérissement. Dans cet environnement , les pays souvent pour faire plaisir au courant écolo ont changé de manière trop brutale leur politique énergétique par exemple en supprimant brutalement des sites de production nucléaire et paradoxalement en réactivant des sites de production au charbon.

 

En outre la bulle des énergie alternative s’est largement dégonflée. Certes elles peuvent être utiles voir nécessaires mais certainement pas constituer le cœur d’une politique énergétique notamment pour les énergies intermittentes comme les éoliennes. L’Allemagne de ce point de vue est un bon exemple des errements conduits en matière de politique énergétique. Pour prendre en compte le courant écolo, le gouvernement allemand a brutalement fermé ses centrales nucléaires pour leur substituer des centrales au charbon les énergies alternatives se montrant complètement incapables de satisfaire la demande.

 

Pire l’Allemagne s’est rendue complètement dépendante maintenant du gaz russe. Un  gaz russe fourni actuellement avec parcimonie par la Russie qui participe à l’emballement  des prix de toutes les énergies. D’autres zones aussi sont menacées par exemple la puissance montante indienne où le pétrole permet de produire 70 % d’électricité mais où les stocks de charbon font craindre une pénurie en matière de fourniture de courant Les centrales thermiques indiennes sont en état d’alerte.

 

Au cours des derniers mois, leurs réserves de charbon se sont effondrées pour atteindre un niveau critique. Mercredi dernier, les 135 centrales thermiques alimentées au charbon du pays disposaient, en moyenne, de quatre jours de stock. Plus de la moitié d’entre elles possédaient moins de trois jours de réserves et quinze étaient déjà en rupture de stock, selon les données officielles. Dans un pays où l’or noir permet de produire près de 70 % de l’électricité, les faibles réserves de charbon font craindre des coupures de courant. La Chine pèse aussi d’un poids considérable sur la demande avec sa reprise économique vigoureuse antérieure à celle des pays occidentaux. En France aussi la situation risque d’être tendue si par hypothèse l’hiver se révèle assez froid. Depuis la fermeture de Fessenheim, l’équilibre production consommation est fragile en France. C’est sans doute à l’occasion d’une coupure- qu il ne faut pas souhaiter -que la France s’apercevrait alors il ne faut pas confondre politique énergétique et gadgets écologiques en matière d’électricité.

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