Archive pour le Tag 'Electricité'

Electricité : une concurrence encore faible

Electricité : une concurrence encore faible  

 

La concurrence d’EDF  par les autres opérateurs demeure encore marginale et n’atteint que 28 %. En cause sans doute le fait que les avantages tarifaires et commerciaux ne sont pas très significatifs. En outre et surtout le réseau est unique et les concurrents d’EDF ne font que commercialiser le même produit.

 

Sans parler des problèmes de maintenance qui se posent  sérieusement chez certains concurrents d’EDF. La progression de la concurrence est faible en dépit des discours de promotion d’une pseudo électricité verte. Encore une fois le réseau est unique et toute les sources d’énergie sont noyées dans le volume dominant de l’électricité d’origine nucléaire. Sauf exception dans le cas de fourniture directe, l’électricité verte est donc à un leurre voir une escroquerie. Y compris lorsqu’on se réfère à des sources alternatives type éoliennes dont  le caractère intermittent impose la compensation par des sources traditionnelles y compris polluante.

Depuis 2007, tous les consommateurs ont la possibilité de choisir leur fournisseur d’électricité ou de gaz.

Les particuliers peuvent souscrire au tarif réglementé de vente (TRV) d’EDF (pour l’électricité) avec des prix fixés par les pouvoirs publics ou à des offres de marché, à prix libres, vendues aussi bien par l’opérateur historique que par des dizaines de concurrents: Engie, Eni, Total, Vattenfall etc.

Fin décembre, 22,8 millions de clients résidentiels pour l’électricité étaient au TRV, contre 23 millions fin septembre. Parmi les 10,6 millions en offre de marché, 9,4 millions étaient chez des opérateurs alternatifs.

L’association de défense des consommateurs CLCV a récemment déploré «l’échec» de l’ouverture du marché de l’électricité, soulignant l’absence d’innovation et de baisse tarifaire significatives mais aussi la multiplication des pratiques commerciales trompeuses.

 

Electricité : le risque d’une pénurie pendant plusieurs années

Electricité : le risque d’une pénurie pendant plusieurs années

 

En raison de la fermeture de Fessenheim, des travaux d’entretien sur les réacteurs et des retards de Flamanville, la France pourrait friser le risque de pénurie d’électricité pendant plusieurs années au moins jusqu’en 2024. Tout dépendra en fait  de la rigueur des prochains hivers. Du coup, la fermeture de deux nouveaux réacteurs en 2025 et 2026 pourrait être décalée. À noter aussi que les énergies alternatives sont loin de compenser le vide laissé par le nucléaire. « Le système électrique ne disposera que de marges très faibles sur la période 2021-24 et l’hiver prochain présente un risque plus élevé qu’un hiver normal« , a expliqué Xavier Piechaczyk, président du gestionnaire du réseau haute tension, lors d’une conférence de presse.

 

RTE publiait mercredi son « bilan prévisionnel », un épais document qui étudie les perspectives du système français à l’horizon 2030.RTE avait déjà exprimé sa « vigilance » pour l’hiver 2020-2021, qui s’est finalement passé sans encombre grâce à une météo clémente et à une baisse de la consommation électrique avec la crise.

Pour l’avenir, la situation doit s’améliorer en 2024-2026 avec la mise en route attendue de l’EPR et de six parcs éoliens en mer, notamment. L’amélioration est plus nette encore en 2026-2030.

Pour 2030, RTE prévoit par ailleurs une hausse modérée de la consommation d’électricité, de l’ordre de 5% par rapport à 2019. Elle sera notamment tirée par le développement des véhicules électriques mais aussi la production d’hydrogène.

La fameuse « pointe » de consommation de 19 heures en hiver devrait cependant diminuer grâce aux mesures d’efficacité et à de nouveaux usages qui ne seront pas concentrés sur cet horaire. Les voitures électriques devraient par exemple se charger au creux de la nuit, à l’exemple des chauffe-eaux actuellement.

Concernant les émissions de CO2, RTE calcule qu’elles devraient diminuer de 30 à 40 millions de tonnes par an.

C’est en partie le fait de l’évolution du système électrique lui-même mais surtout grâce aux transferts d’usage vers l’électricité (mobilité, production d’hydrogène, procédés industriels, chauffage ou cuisson…) qui limiteront le recours aux énergies fossiles.

Électricité : le difficile équilibre entre régulation et marchés

Électricité : le difficile équilibre entre régulation et marchés

L’économiste de l’énergie Sophie Méritet analyse, dans une tribune au « Monde », les leçons de la panne électrique géante qui a frappé le Texas mi-février. (Une panne qui pourrait bien affecter un jour la France avec la dérégulation NDLR)

Tribune. 

 

La panne générale de courant qui a frappé le Texas mi-février est à l’origine d’une nouvelle réflexion sur la réorganisation des industries électriques aux Etats-Unis. Le débat sur le difficile équilibre entre régulation et marchés est relancé par les enquêtes menées par les autorités.

En effet, la crise électrique texane ne se limite pas à une défaillance des réseaux gelés par des températures négatives inhabituelles dans le sud des Etats-Unis. Dans un contexte de changement climatique extrême, de nombreux boucs émissaires ont été rapidement trouvés, ou désignés, depuis les défaillances des énergies renouvelables jusqu’à l’indépendance du gestionnaire du réseau, en passant évidemment par l’ouverture à la concurrence.

L’organisation des marchés s’avère en effet être au cœur de cette panne électrique, d’ailleurs récurrente en hiver au Texas (2011, 2018, 2021), ou encore en été en Californie (2000, 2020). Les conséquences sont à chaque fois catastrophiques : coupures de courant, faillites en série, factures exorbitantes impayées par les consommateurs, coûts de restauration du système et d’intervention des autorités. Selon une estimation des compagnies d’assurances, le coût de la tempête hivernale au Texas s’élève à 18 milliards de dollars (environ 15,13 milliards d’euros).

 

Faut-il pour autant remettre en question l’ouverture à la concurrence ? 

Outre-Atlantique, la dérégulation de la vente aux consommateurs finaux (la vente au détail) a été le choix des Etats, et non des autorités fédérales. Dans un contexte de coûts, et donc de tarifs, différenciés selon les régions, certains Etats ont été précurseurs, à la fin des années 1990, de l’ouverture à la concurrence.

La crise électrique californienne de 2000-2001 et la faillite d’Enron ont cependant pointé les défaillances de marché. L’ampleur du déséquilibre entre offre et demande d’électricité durant l’été engendrait une forte hausse des prix du marché de gros au niveau des producteurs. Mais l’existence d’un tarif réglementé plafonné pour le consommateur ne permettait pas aux fournisseurs de répercuter ces hausses en aval sur le prix de consommation, ce qui ne pouvait inciter les consommateurs à réduire leur demande.

Jouant de ces failles de marché, des entreprises comme Enron et Reliant se sont mises à manipuler le marché pour bénéficier de prix de gros encore plus élevés. En réaction à l’échec californien, la majorité des Etats avaient arrêté le processus d’ouverture à la concurrence, à l’exception du Texas, devenu, en 2002, la nouvelle référence en matière de dérégulation.

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

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.

Électricité : risque de coupure vendredi

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 !

EDF -Electricité : un risque de pénurie

EDF -Electricité : un risque de pénurie

RTE , le gestionnaire français des réseaux de transport d’électricité prévoit que l’hiver pourrait être plus difficile que les autres en matière d’approvisionnement en électricité, “RTE confirme que l’hiver 2020-2021 reste placé sous une vigilance particulière” annonce la société. En cause, la crise sanitaire. “A la fin du mois de février, 13 réacteurs seront à l’arrêt à la suite du report des programmes de maintenance des réacteurs nucléaires depuis le début de la crise sanitaire” abonde l’entreprise.

Si les mois de décembre et de janvier semblent présenter des risques “limités” de problèmes d’approvisionnement en électricité, RTE dit rester ”vigilant” pour février, période où « risque sera plus important que les années précédentes”.

Les conditions météorologiques restent un facteur scruté par le gestionnaire. Des températures hivernales 2 à 7 degrés en-dessous des normales de saison plusieurs jours consécutifs pourraient causer un manque d’approvisionnement en électricité.

Le cas échéant, l’arrêt des consommations des industriels les plus gourmands en électricité pourrait être envisagée, ainsi qu’une baisse de la tension sur le réseau de distribution. Enfin, “en dernier recours”, RTE envisage de couper provisoirement l’électricité, de manière anticipée, sur plusieurs zones géographiques en France.

Consommation–Tarif électricité : le piège des heures creuses

Consommation–Tarif électricité : le piège des heures creuses

Un article du magazine 60 millions de consommateurs souligne le piège tarifaire des heures creuses pour l’électricité.

Lorsqu’une personne souscrit un abonnement à l’électricité, elle a le choix entre la tarification « base » ou la tarification « heures pleines/heures creuses » (HP/HC). Cette dernière permet de bénéficier de prix moins élevés pendant les heures creuses, principalement situées la nuit.

Pour que la formule soit intéressante, le client doit déporter au maximum sa consommation vers les heures creuses : ballon d’eau chaude, radiateurs électriques, lave-vaisselle, machine à laver, sèche-linge…

La tarification HP/HC a évolué et le tarif des heures creuses a sensiblement augmenté ces dernières années. Nous signalions dès 2009 qu’elle n’était « quasiment jamais intéressante pour les petits consommateurs d’électricité ».

Surprise : après avoir refait nos calculs cette année, nous ne trouvons plus de gagnants !

Même pour les gros consommateurs, nos simulations montrent qu’un client abonné au tarif réglementé perd entre 30 et 50 € chaque année avec la tarification HP/HC par rapport à la tarification « base » .

Nous avons retenu, dans nos simulations, une hypothèse de 40 % de la consommation électrique réalisée en heures creuses. C’est la moyenne constatée. Cela signifie donc qu’aujourd’hui un client « moyen » est perdant. Pour être gagnant, il faut déporter encore plus de consommation en heures creuses, de l’ordre de 50 %. Pas simple ! Nos simulations valent pour les 11 millions de clients abonnés avec une tarification HP/HC auprès d’EDF au tarif réglementé.

Le fournisseur historique a bien constaté que la tarification « base », surtout depuis 2018, est presque systématiquement plus intéressante que l’option « heures pleines/heures creuses ». Pourtant, EDF ne réoriente les clients que s’ils le sollicitent et ne prend pas les devants pour informer tous les abonnés « perdants ».

Qu’en est-il des clients abonnés avec une offre à prix de marché ? Nous avons découvert que ces offres présentent souvent le même déséquilibre.

C’est par exemple le cas avec les tarifs d’Engie. Le fournisseur nous indique qu’il conseille depuis le 1er octobre « aux nouveaux clients de choisir l’option “base” s’ils ne peuvent pas réaliser 50 % de leur consommation pendant les heures creuses ».La tarification « heures pleines/heures creuses » n’est plus avantageuse, et il est temps que les clients le sachent. Ils peuvent solliciter leur fournisseur pour faire le point. Ils peuvent aussi utiliser la calculette du site officiel Énergie-Info pour savoir s’ils sont encore gagnants ou perdants.

Énergie-Electricité : un risque de pénurie

Énergie-Electricité : un risque de pénurie

RTE , le gestionnaire français des réseaux de transport d’électricité prévoit que l’hiver pourrait être plus difficile que les autres en matière d’approvisionnement en électricité, “RTE confirme que l’hiver 2020-2021 reste placé sous une vigilance particulière” annonce la société. En cause, la crise sanitaire. “A la fin du mois de février, 13 réacteurs seront à l’arrêt à la suite du report des programmes de maintenance des réacteurs nucléaires depuis le début de la crise sanitaire” abonde l’entreprise.

Si les mois de décembre et de janvier semblent présenter des risques “limités” de problèmes d’approvisionnement en électricité, RTE dit rester ”vigilant” pour février, période où « risque sera plus important que les années précédentes”.

Les conditions météorologiques restent un facteur scruté par le gestionnaire. Des températures hivernales 2 à 7 degrés en-dessous des normales de saison plusieurs jours consécutifs pourraient causer un manque d’approvisionnement en électricité.

Le cas échéant, l’arrêt des consommations des industriels les plus gourmands en électricité pourrait être envisagée, ainsi qu’une baisse de la tension sur le réseau de distribution. Enfin, “en dernier recours”, RTE envisage de couper provisoirement l’électricité, de manière anticipée, sur plusieurs zones géographiques en France.

Electricité : un risque de pénurie

Electricité : un risque de pénurie

RTE , le gestionnaire français des réseaux de transport d’électricité prévoit que l’hiver pourrait être plus difficile que les autres en matière d’approvisionnement en électricité, “RTE confirme que l’hiver 2020-2021 reste placé sous une vigilance particulière” annonce la société. En cause, la crise sanitaire. “A la fin du mois de février, 13 réacteurs seront à l’arrêt à la suite du report des programmes de maintenance des réacteurs nucléaires depuis le début de la crise sanitaire” abonde l’entreprise.

Si les mois de décembre et de janvier semblent présenter des risques “limités” de problèmes d’approvisionnement en électricité, RTE dit rester ”vigilant” pour février, période où « risque sera plus important que les années précédentes”.

Les conditions météorologiques restent un facteur scruté par le gestionnaire. Des températures hivernales 2 à 7 degrés en-dessous des normales de saison plusieurs jours consécutifs pourraient causer un manque d’approvisionnement en électricité.

Le cas échéant, l’arrêt des consommations des industriels les plus gourmands en électricité pourrait être envisagée, ainsi qu’une baisse de la tension sur le réseau de distribution. Enfin, “en dernier recours”, RTE envisage de couper provisoirement l’électricité, de manière anticipée, sur plusieurs zones géographiques en France.

Tarif électricité : le piège des heures creuses

Tarif électricité : le piège des heures creuses

Un article du magazine 60 millions de consommateurs souligne le piège tarifaire des heures creuses pour l’électricité.

Lorsqu’une personne souscrit un abonnement à l’électricité, elle a le choix entre la tarification « base » ou la tarification « heures pleines/heures creuses » (HP/HC). Cette dernière permet de bénéficier de prix moins élevés pendant les heures creuses, principalement situées la nuit.

Pour que la formule soit intéressante, le client doit déporter au maximum sa consommation vers les heures creuses : ballon d’eau chaude, radiateurs électriques, lave-vaisselle, machine à laver, sèche-linge…

La tarification HP/HC a évolué et le tarif des heures creuses a sensiblement augmenté ces dernières années. Nous signalions dès 2009 qu’elle n’était « quasiment jamais intéressante pour les petits consommateurs d’électricité ».

Surprise : après avoir refait nos calculs cette année, nous ne trouvons plus de gagnants !

Même pour les gros consommateurs, nos simulations montrent qu’un client abonné au tarif réglementé perd entre 30 et 50 € chaque année avec la tarification HP/HC par rapport à la tarification « base » .

Nous avons retenu, dans nos simulations, une hypothèse de 40 % de la consommation électrique réalisée en heures creuses. C’est la moyenne constatée. Cela signifie donc qu’aujourd’hui un client « moyen » est perdant. Pour être gagnant, il faut déporter encore plus de consommation en heures creuses, de l’ordre de 50 %. Pas simple ! Nos simulations valent pour les 11 millions de clients abonnés avec une tarification HP/HC auprès d’EDF au tarif réglementé.

Le fournisseur historique a bien constaté que la tarification « base », surtout depuis 2018, est presque systématiquement plus intéressante que l’option « heures pleines/heures creuses ». Pourtant, EDF ne réoriente les clients que s’ils le sollicitent et ne prend pas les devants pour informer tous les abonnés « perdants ».

Qu’en est-il des clients abonnés avec une offre à prix de marché ? Nous avons découvert que ces offres présentent souvent le même déséquilibre.

C’est par exemple le cas avec les tarifs d’Engie. Le fournisseur nous indique qu’il conseille depuis le 1er octobre « aux nouveaux clients de choisir l’option “base” s’ils ne peuvent pas réaliser 50 % de leur consommation pendant les heures creuses ».La tarification « heures pleines/heures creuses » n’est plus avantageuse, et il est temps que les clients le sachent. Ils peuvent solliciter leur fournisseur pour faire le point. Ils peuvent aussi utiliser la calculette du site officiel Énergie-Info pour savoir s’ils sont encore gagnants ou perdants.

L’enfumage de l’ électricité verte

L’enfumage  de  l’ électricité verte

 

La confirmation que l’électricité dite totalement  verte est une escroquerie commerciale puisque toutes les sources d’énergie se retrouvent  dans le même réseau par  Stefan Ambec et Claude Crampes, Toulouse School of Economics.

 

 

« Les contrats 100% électricité verte font partie des offres de la plupart des fournisseurs, des plus grands aux plus petits. C’est un argument de différenciation de produits mis en avant dans les campagnes commerciales des grands groupes énergétiques. Des fournisseurs alternatifs tels que Enercoop et Planète Oui en font leur marque de fabrique. Si vous optez pour ce type de contrat, l’équivalent de votre consommation sera produit à partir de sources d’énergie renouvelables : biomasse, éolien, hydraulique ou solaire. Cela ne veut pas dire que tous les électrons qui alimentent vos appareils proviendront de centrales utilisant ces ressources renouvelables. Le réseau par lequel transite l’électricité ne permet pas de différencier l’électricité verte de la grise. Il restitue l’électricité injectée par les sites de production aux consommateurs selon les lois de la physique. Le contrat n’y changera rien. Il ne peut modifier les lois de Kirchhoff qui régissent la circulation des électrons dans le réseau. L’électricité que vous consommerez sera la même qu’avec un contrat d’offre classique : elle viendra principalement des sites de production les plus proches, donc très probablement de centrales thermiques ou nucléaires.

Néanmoins, votre fournisseur s’engage à produire ou à participer au financement de l’équivalent de votre consommation en électricité verte.

Pour rendre crédible leurs engagements, les fournisseurs ont à leur disposition un instrument réglementaire : la garantie d’origine (GO). La GO est un certificat permettant de s’assurer du caractère renouvelable d’une production d’électricité, une GO par MWh vert produit. Elle est émise par le producteur d’énergie renouvelable et certifiée par son inscription dans un registre en application d’une ordonnance de 2011 transposant deux directives européennes. Le fournisseur peut utiliser les GOs de ses propres sites de production d’énergie renouvelable ou bien les acheter sur le marché par l’intermédiaire de la société Powernext, légalement chargée d’en tenir le registre pour la France. Pour éviter leur accumulation, les GOs ont une durée de vie de 1 an. Il n’existe pas de marché de gros : les transactions se font de gré à gré. Dès qu’elle est utilisée dans une vente au détail, la GO est annulée.

Le système de GO permet de dissocier la consommation de la rémunération de la production d’électricité verte. Même si le client ne reçoit pas l’électricité verte promise, il rémunère 100% de sa production au travers de l’achat ou de l’émission de GOs par son fournisseur. En effet, s’il ne possède pas de capacité de production renouvelable, le fournisseur doit effectuer deux transactions pour remplir ses contrats verts : produire ou acheter de l’électricité sur le marché de gros et acheter des GOs sur la plateforme Powernet. Les deux ne sont pas forcément liés : les GOs peuvent être émis n’importe où en Europe, loin des clients. En effet, Powernext est membre de l’Association of Issuing Bodies de sorte que les titulaires de compte peuvent importer (ou exporter) des GOs depuis (ou vers) d’autres pays européens. Le découplage entre le MWh vert produit et la GO associée permet aux fournisseurs dotés de capacités de production conventionnelles (thermique ou nucléaire) de verdir leur offre sans rien changer de leur mix énergétique. Il leur suffit d’acheter les GO correspondant aux contrats souscrits. Ce découplage peut conduire à une situation paradoxale où l’entreprise verte qui cède une GO à une entreprise grise ne peut pas vendre son MWh comme étant vert alors que le producteur gris qui a acheté la GO en a le droit.

Le découplage entre consommation et rémunération de l’électricité verte a aussi un impact non-trivial sur le mix énergétique du fait de l’intermittence des sources d’énergies éoliennes et solaires.

Prenons l’exemple de deux consommateurs, A et B, qui consomment chacun 24 kWh par jour, plus précisément 1 kW chaque heure de la journée. Leur électricité provient d’une centrale thermique dont ils utilisent 2 kW de capacité de production chaque heure de la journée. Ils habitent une région ensoleillée proche de l’équateur, de sorte qu’une alternative verte se présente : le producteur/fournisseur peut installer des panneaux photovoltaïques permettant de produire à pleine capacité pendant chacune des 12 heures diurnes.

Le consommateur A signe un contrat 100% électricité verte proposé par son fournisseur. Celui-ci doit alors émettre ou acheter des GO pour 24kWh par jour d’énergie solaire (la consommation de A), ce qui nécessite l’installation de 2 kW de capacité de production en panneaux photovoltaïques. Durant les heures de la journée, les 2 kW couvrent les besoins des deux clients, A mais aussi B, donc on peut se passer de la centrale thermique. Celle-ci n’est mise en route que le soir pour alimenter B, mais aussi A la nuit venue. Finalement, sans le savoir, A et B consomment la même électricité ! Elle est verte le jour et grise la nuit. Dans un sens, A finance la consommation verte de B. Le consommateur A contribue donc à la transition énergétique, mais il a fallu pour cela doubler les capacités de production, chaque type de centrale électrique n’étant utilisé que la moitié du temps.

Si A veut produire et consommer sa propre électricité 100% verte, il devra installer 2kW de capacité de production en photovoltaïque couplés à une batterie de 12kWh de capacité (en négligeant les pertes inhérentes au stockage). A devient alors un consommateur (un ‘prosumer’) qui peut se déconnecter du réseau et savourer pleinement son électricité verte. De son côté, B continuera d’utiliser l’électricité issue de la centrale thermique à hauteur de 1 kW toutes les heures. La centrale tournera toute la journée mais en dessous de sa capacité de production.

Si l’on compare les deux options, le bilan environnemental est très différent : dans les deux options vertes, 2 kW d’énergie solaire sont installés et 24kWh d’électricité grise sont produits, avec les mêmes émissions polluantes mais réparties différemment. Dans le cas où A signe un contrat vert la centrale thermique fonctionne à pleine capacité pendant la moitié du temps et, dans le cas où il installe ses propres panneaux solaires, elle fonctionne de façon ininterrompue mais à la moitié de sa capacité.[1] Le bilan carbone est le même mais la qualité de l’air est moindre avec le contrat vert car les émissions de particules fines sont concentrées lors des pics de pollution en soirée. A quoi s’ajoute un surcoût lié à la montée en charge lorsque la centrale thermique s’active en fin de journée. Dans le cas d’autoconsommation, il faut investir dans le stockage de l’énergie, une technologie qui, bien qu’en progrès, reste particulièrement onéreuse.

 

Si, dans notre exemple, il a suffi que A signe un contrat 100% électricité verte pour que 2kW de panneaux photovoltaïques soient installés, c’est loin d’être le cas en pratique. En France, la source d’énergie renouvelable principale étant hydraulique, il y a de bonnes chances que la rémunération par la garantie d’origine finance une centrale hydraulique existante et souvent largement amortie. C’est un effet d’aubaine pour les centrales existantes, et les nouveaux barrages qui pourraient être financés sont peu nombreux à cause de l’opposition des populations riveraines. De toute façon, l’incitation financière apportée par les GO reste faible. Les montants sont négligeables au regard des tarifs d’achat réglementés de l’énergie renouvelable: de l’ordre de 0,15 à 3,6 € par MWh pour les GOs alors que le tarif d’achat du MWh solaire va de 150 à 180 €! Ces quelques euros de plus font peu de différence dans les décision d’investissement.

 

Depuis la Loi n° 2017-227, les installations bénéficiant de soutien public (obligation d’achat ou compléments de rémunération) voient leurs GOs récupérées par l’Etat et mises en vente par enchères organisées par Powernext.

La GO n’est certainement pas le levier financier de la transition énergétique ; un peu de beurre dans les épinards tout au plus. Les choses pourraient changer si les consommateurs deviennent demandeurs massifs d’électricité verte. En effet, la demande forte de GOs ferait monter leur prix et pousserait à plus d’investissement en technologies renouvelables.

Le système des GOs est un instrument ingénieux pour répondre à la demande des consommateurs qui souhaitent contribuer à la transition énergétique sans pour autant installer des panneaux solaires. En s’appuyant sur le marché, il permet de rémunérer l’offre d’énergie renouvelable où qu’elle soit. Néanmoins, le système aurait à gagner à être plus précis afin de mieux informer les consommateurs sur le produit qu’ils achètent. Peu d’entre eux savent qu’ils peuvent retrouver la trace de la source d’énergie renouvelable à laquelle ils ont contribué en reportant le numéro de la GO acquise par leur fournisseur sur le site Powernext. Certains aimeraient peut-être diriger leur contribution vers certaines installations. Les fournisseurs alternatifs en font une stratégie commerciale. Ainsi Enercoop met en avant son réseau de producteurs locaux et associatifs. Un fournisseur conventionnel pourrait aller plus loin dans la différenciation de produits lors de la signature du contrat en s’engageant à acquérir les GOs selon un cahier des charges plus précis: la source d’énergie, l’origine géographique ou l’âge des équipements. On pourrait alors souscrire à un contrat 100% électricité solaire d’Occitanie. C’est tout à fait possible avec le système des GOs actuel. On pourrait également favoriser le stockage de l’énergie en différenciant la GO selon l’heure de la journée, avec une prime lors des pics de pollutions de fin d’après-midi. De tels contrats étofferaient la gamme des produits offerts par les fournisseurs et seraient plus rémunérateurs pour les producteurs. Mais ils coûteraient plus chers. Il n’est donc pas sûr que la demande suivrait. »

________

[1] A noter que les coûts d’investissement (ou de démantèlement) et de maintenance ne sont pas les mêmes avec les deux options.

Électricité France: nouvelle hausse en août

Électricité  France: nouvelle hausse en août

 

 

Une nouvelle hausse discrète mais réelle, les  tarifs règlementés de l’électricité augmenteront de 1,54% TTC en moyenne le 1er août 2020, annonce vendredi le ministère de la Transition écologique dans un communiqué.

Cette hausse est conforme aux recommandations de la Commission de régulation de l’énergie (CRE), autorité administrative indépendante qui détermine ces tarifs en fonction notamment de l’évolution des coûts de transport et distribution.

L’an dernier, les tarifs de l’électricité avaient connu une hausse historique de 5,9% au 1er juin puis de 1,23% en août. Cette année, ils avaient encore augmenté de 2,4% en février.

Electricité : nouvelle hausse de 1,23 % au 1er août

l’électricité : nouvelle hausse de 1,23 % 1er août

«La CRE propose aux ministres chargés de l’énergie et de l’économie une hausse des tarifs réglementés de vente d’électricité de 1,55 % TTC au 1er août 2020, qui prend en compte l’évolution des tarifs des réseaux publics de transport et de distribution d’électricité», précise le régulateur. En France continentale, le tarif résidentiel («bleu») va progresser de 1,54 %, et celui pour les professionnels de 1,58 %.

Cette proposition de la CRE doit désormais être validée par Bruno Le Maire, le ministre de l’Économie, et Barbara Pompili, la nouvelle ministre de la Transition écologique.

En 2019, les tarifs réglementés de l’électricité avaient enregistré une hausse historique, avec un premier bond de 5,9 % le 1er juin, puis une seconde hausse de 1,23 % en août. Et l’année 2020 a déjà connu une première augmentation de 2,4 % en
février.

La potion finit par devenir bien amère pour les clients. Ces tarifs réglementés fixés par l’État concernent seulement EDF, l’opérateur historique, ainsi que les entreprises locales de distribution de quelques villes. La majorité des Français y restent toutefois attachés: 23,9 millions de sites résidentiels les utilisent, contre un peu plus de 9 millions qui ont souscrit aux tarifs fixés librement par les concurrents d’EDF ou par l’entreprise publique elle-même (qui a aussi des offres dites de marché). Plus de 72 % des Français sont donc concernés par la hausse proposée par la CRE pour le 1er août.

 

Manque d’électricité l’hiver prochain ?

Manque d’électricité l’hiver prochain ?

Encore un effet Coronavirus qui aura retardé nombre d’opérations d’entretien donc de capacité de production d’EDF. Cette capacité de production pourrait être réduite mais cependant suffisante pour affronter les besoins de l’hiver prochain. En fait,  tout dépendra de la rigueur de la température et à quelques degrés près la France pourrait manquer d’énergie électrique

 

“En situation de normales saisonnières, où il n’y a pas d’excès de froid, la sécurité d’approvisionnement est assurée sans utiliser quelque autre levier que ce soit ; le parc suffira”, a dit François Brottes lors d’une conférence de presse avec Elisabeth Borne, la ministre de la Transition écologique et solidaire.

“Néanmoins, en cas de froid plus rigoureux – si on est en-dessous de trois degrés, sept degrés voire un peu plus -, nous aurons à faire face et à devoir faire appel à d’autres moyens que le parc de production qui sera disponible.”

Alors que l’équilibre entre offre et demande est habituellement sensible autour de janvier et février, la vigilance sera ainsi de mise dès fin octobre et début novembre.

“Il n’est pas question, il n’est pas envisageable et il n’est pas envisagé quelque ‘black-out’ que ce soit”, a toutefois ajouté François Brottes, rappelant que la France pouvait activer toute une série de “leviers” pour s’adapter.

Parmi ces solutions figurent les économies de chauffage des bâtiments, la diminution de la tension sur les réseaux ou encore la réduction et le report volontaires de la demande de certains consommateurs (“l’effacement”), en particulier des industriels.

RTE estime aussi que les pays voisins de la France seront en mesure de lui fournir de l’électricité au cours de l’hiver prochain et que le pays pourra compter sur 10 GW de disponibilité d’importation en cas de besoin.( notons qu’on en exportait précédemment)

En dernier recours, si la France venait à épuiser l’ensemble de ces “leviers”, qui représentent 18 GW équivalant à la puissance de 18 réacteurs nucléaires, des coupures ciblées, temporaires et maîtrisées – des “délestages” – pourraient toutefois s’avérer nécessaires. Bref si tout va bien, si la demande n’est pas trop excessive, si la température est clémente et on s’habitue à certains délestages, la production pourrait être satisfaisante. Pas trop rassurant comme message.

 

Electricité : reprise progressive de la consommation

Electricité : reprise progressive de la consommation

 

La consommation d’électricité pendant la semaine du 11 mai a été en moyenne 9% inférieure à celle habituellement constatée à cette période de l’année en France (hors week-end) alors que la baisse avait atteint jusqu’à 20% au plus fort de la crise, a précisé dans un communiqué RTE, filiale d’EDF, de la Caisse des Dépôts et de CNP assurances.

La reprise s’observe particulièrement dans le secteur de l’industrie manufacturière, avec une baisse de 25% au plus fort de la crise et un niveau aujourd’hui quasiment comparable à la situation précédant la mise en place des mesures de confinement.

La consommation d’électricité dans le secteur des transports a en outre augmenté de plus de 25% entre la dernière semaine de confinement et la première semaine de levée partielle des restrictions.

L’écart dans ce secteur par rapport à la semaine précédant la mise en place des mesures de confinement est désormais de l’ordre de 34% contre 57% au plus fort de la crise, a détaillé RTE.

PPE-Electricité : pédale douce sur l’éolien terrestre

PPE-Electricité : pédale douce sur l’éolien terrestre

 

Peu de changement du PPE qui conserve ses contradictions notamment sur la perspective de 50% d’électricité d’origine nucléaire au lieu de 75 % actuellement d’ici 2035. Le problème c’est qu’il conviendrait de fermer 14  centrales alors que pour l’instant seule est envisagée sérieusement la fermeture de Fessenheim . Par ailleurs,   le gouvernement et l’EDF envisagent la création de six EPR (équivalent de 7 réacteurs classiques)  supplémentaires. Une nouvelle version de la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) – la feuille de route énergétique de la France jusqu’en 2028 – a été republiée lundi. Elle ne change pas grand chose quant aux objectifs et moyens par rapport à la dernière version. Pour l’éolien, on constate la pédale douce mise pour l’éolien terrestre au profit de l’éolien maritime.  

Notons qu’en France, une éolienne produit en moyenne dans l’année 3 à 4 fois moins d’électricité qu’un réacteur nucléaire par unité de puissance installée. Pour remplacer la production de l’EPR de Flamanville, de puissance 1 650 MW, il faudrait donc installer 5 000 à 6 000 MW d’éoliennes, et ainsi coloniser un territoire de 1000 à 1500 km2 en y comptant les distances de protection des habitations (qui vont peut-être d’ailleurs augmenter suite aux plaintes de plus en plus audibles des riverains), au lieu de 1 km2 pour Flamanville.

 Gouvernement et EDF sont d’accord sur la perspective de développement des EPR en France mais aussi pour l’exportation. Il suffit pour s’en persuader de relire les documents préparatoires au PPE (programmation énergétique). Les 6 réacteurs refont surface parce que c’est la vraie stratégie énergétique.

 Théoriquement on devrait supprimer 14 réacteurs anciens, or avec 6 réacteurs EPR nouveaux et Flamanville, le niveau de production nucléaire sera largement assuré et la part du nucléaire pourra demeurer entre 70 à 75% pour la production d’électricité. Notons par ailleurs que la perspective de réduction de la consommation d’électricité est une chimère, par ailleurs que sur les 14 réacteurs qui devraient être supprimés seul Fessenheim est pour l’instant concerné. Pour le reste c’est le grand flou. ( voir texte ci-après). On peut cependant se poser la question   du développement de la filière hydrogène.

 

 Le Gouvernement définit une programmation crédible et réaliste de réduction de la part du nucléaire dans la production d’électricité pour atteindre l’objectif de 50 % en 2035.

 

Le 30 septembre 2019, EDF a adressé à la Ministre de la transition écologique et solidaire et à l’Autorité de Sûreté Nucléaire la demande d’abrogation d’exploiter ainsi que la déclaration de mise à l’arrêt définitif des deux réacteurs de la centrale nucléaire de Fessenheim, prévoyant un arrêt du réacteur n° 1 le 22 février 2020 et du réacteur n° 2 le 30 juin de la même année. Au-delà de cette première étape, le Gouvernement poursuit l’objectif d’une diversification du mix électrique pour atteindre 50 % de production d’électricité d’origine nucléaire. Cette politique de diversification répond à différents enjeux :  Un système électrique plus diversifié, s’il réussit à gérer l’intégration d’un volume accru d’énergies· renouvelables variables, peut être un système électrique plus résilient à un choc externe comme par exemple une baisse de la capacité de production des réacteurs suite à un incident ou un défaut générique, qui conduirait à l’indisponibilité de plusieurs réacteurs ;  La très grande majorité du parc électronucléaire a été construite sur une courte période, environ 15· ans. Il est donc souhaitable d’anticiper l’arrêt de certains réacteurs du parc existant pour éviter un effet « falaise » qui ne serait pas soutenable, ni en termes d’impacts sociaux, ni pour le système électrique. Cette anticipation est également nécessaire pour étaler les investissements dans de nouvelles capacités de production électrique ;  Plusieurs filières de production d’électricité d’origine renouvelable ont démontré leur compétitivité et· constitueront une part significative du mix électrique de long terme, au moins jusqu’au niveau où un besoin de stockage massif d’électricité apparaîtra ;  Une diversification de cette ampleur vers les énergies renouvelables doit être lissée au cours du temps,· car les nouvelles capacités renouvelables sont installées de manière diffuse et décentralisée par le biais de petits projets, et de filières nécessitant une montée en puissance progressive. L’objectif de 50 % d’électricité d’origine nucléaire dans la production d’électricité en 2025 apparaît impossible à atteindre, sauf à risquer des ruptures dans l’approvisionnement électrique de la France ou à relancer la construction de centrales thermiques à flamme qui serait contraire à nos objectifs de lutte contre le changement climatique. Le Gouvernement fixe donc comme objectif l’atteinte de 50 % d’électricité d’origine nucléaire dans le mix en 2035. Une telle évolution est cohérente avec nos engagements climatiques : elle sera réalisée sans nouveau projet de centrales thermiques à combustibles fossiles, elle ne conduira pas à une augmentation des émissions de gaz à effet de serre de notre production électrique et est compatible avec la fermeture de l’ensemble de nos centrales à charbon d’ici à 2022. Elle est également cohérente avec les enjeux de maintien du cycle fermé du combustible et la pérennité des installations du cycle et permettra aux territoires et aux salariés de mieux se préparer, d’engager leur reconversion bien en amont et de structurer la filière de démantèlement. Le Gouvernement a fait le choix d’afficher une programmation claire de l’évolution des capacités nucléaires, y compris au-delà de l’horizon de la PPE (2028), pour ne pas renvoyer à nos successeurs les modalités de mise en œuvre de cette diversification. Pour atteindre cet objectif de 50 % de la production d’électricité en 2035, le Gouvernement fixe donc les orientations suivantes :  14 réacteurs nucléaires seront arrêtés d’ici 2035, dont ceux de la centrale de Fessenheim ;·  EDF a proposé au Gouvernement d’étudier la mise à l’arrêt de paires de réacteurs sur les sites de· Blayais, Bugey, Chinon, Cruas, Dampierre, Gravelines et Tricastin. Sont privilégiés des arrêts de réacteurs ne conduisant à l’arrêt d’aucun site ;  Le principe général sera l’arrêt des 12 réacteurs (hors Fessenheim) au plus tard à l’échéance de· leur 5e visite décennale. L’arrêt à la 5e visite décennale permet en effet d’avoir un scénario cohérent au plan industriel, avantageux au plan économique tant que des débouchés existent et qu’il n’y a pas 30 de surcapacité conduisant à des baisses de prix de marché importantes, et qui permet de faire bénéficier le mix électrique français et européen d’une production d’électricité en base décarbonée. Dans la mesure où EDF amortit comptablement les réacteurs de 900 MW sur une durée de 50 ans, le Gouvernement considère que ces arrêts ne donneront pas lieu à indemnisation ;  

 

Toutefois, afin de lisser l’arrêt des réacteurs pour en faciliter la mise en œuvre sur le plan social,· technique et politique, 2 réacteurs seront fermés par anticipation des 5e visites décennales en 2027 et 2028, sauf en cas de non-respect des critères de sécurité d’approvisionnement ou d’arrêt à date d’autres réacteurs pour raisons de sûreté ;  2 réacteurs pourraient également être arrêtés dans le prochain quinquennat, en 2025-2026, sous· les conditions cumulatives suivantes : si le critère de sécurité d’approvisionnement est respecté et si nos voisins européens accélèrent leur transition énergétique, réduisent leurs capacités de production à partir du charbon et développent massivement les énergies renouvelables, et que cela devait conduire à des prix bas de l’électricité sur les marchés européens, susceptibles de dégrader la rentabilité de la prolongation des réacteurs existants. Ces conditions supposent une coordination avec nos voisins sur l’évolution des systèmes électriques européens. L’analyse de ces conditions fera l’objet d’un rapport remis par la Commission de régulation de l’énergie au Gouvernement avant le 1er décembre 2022 et s’appuyant sur l’expertise de RTE.

 

Les fermetures anticipées seront confirmées 3 ans avant leur mise en œuvre sur la base des données disponibles à ce moment permettant de s’assurer que les critères susmentionnés seront respectés. Elles seront engagées après l’arrêt des centrales à charbon, la décarbonation de la production électrique devant être engagée en priorité. Ces fermetures seront systématiquement accompagnées par l’État, notamment via l’établissement de contrats de transition écologique afin de permettre aux territoires de s’inscrire dans de nouvelles dynamiques de développement. Par ailleurs, la stratégie de traitement-recyclage du combustible nucléaire sera préservée sur la période de la PPE et au-delà, jusqu’à l’horizon des années 2040, où une grande partie des installations et des ateliers de l’usine de la Hague arrivera en fin de vie. A cette fin, et pour compenser sur la période les fermetures de réacteurs 900 MW moxés, le moxage d’un nombre suffisant de réacteurs 1300 MW sera entrepris afin de pérenniser la gestion du cycle français. Au-delà de cet horizon, le Gouvernement, en lien avec la filière, devra évaluer les orientations stratégiques qu’il souhaite donner à sa politique du cycle du combustible, sur la base des efforts de R&D qui seront poursuivis sur la PPE dans le domaine de la fermeture du cycle du combustible. Principales mesures :  Le Gouvernement se fixe l’objectif d’atteindre une part du nucléaire au sein du mix électrique de 50 %· à l’horizon 2035. L’objectif inscrit dans le Code de l’énergie sera modifié en conséquence ;  L’atteinte de cet objectif impliquera la fermeture de 14 réacteurs nucléaires de 900 MW, dont les deux· réacteurs de Fessenheim ;  Le calendrier de fermeture des centrales respectera les échéances de 5e visite décennale des réacteurs· concernés, à l’exception de 2 réacteurs qui fermeront dans la deuxième période de la PPE en 2027 et en 2028, sous réserve du respect du critère de sécurité d’approvisionnement ;  Si certaines conditions relatives au prix de l’électricité et à l’évolution du marché de l’électricité à· l’échelle européenne sont remplies, la fermeture de deux réacteurs additionnels pourra intervenir à l’horizon 2025-2026, sur la base d’une décision à prendre en 2023 ;  Le Gouvernement identifiera les sites faisant prioritairement l’objet de fermetures, sur la base de la· programmation transmise par EDF. Sauf exceptions, la décroissance du parc nucléaire ne devra conduire à l’arrêt complet d’aucun site nucléaire ; 31 Des décisions structurantes sur le mix électrique de long terme devront être préparées au cours de la première période de la PPE. L’atteinte de la neutralité carbone à l’horizon 2050 est une priorité de la France pour répondre à l’enjeu climatique. Elle suppose que le mix électrique soit sur le long-terme totalement décarboné. De nouvelles capacités nucléaires n’apparaissent pas nécessaires pour le système électrique avant l’horizon 2035 environ. Au-delà se pose la question des nouveaux moyens de production d’électricité décarbonée à construire pour assurer l’équilibre offre-demande à mesure du déclassement du parc existant. En l’état actuel des technologies, il n’est pas possible de déterminer avec certitude la technologie de production d’électricité qui sera la plus compétitive pour remplacer le parc nucléaire existant au-delà de 2035, entre le nucléaire et les énergies renouvelables couplées au stockage et à d’autres solutions de flexibilité. Après 2030, et pour l’horizon 2050, ces paramètres devront être combinés pour dessiner le nouveau paysage énergétique de la France et la part respective du nucléaire et des énergies renouvelables. Plusieurs scénarios seront expertisés, allant d’un scénario 100 % renouvelable à un scénario où le nucléaire reste durablement une source de production d’électricité intégrée dans le mix pour des raisons de pilotage de la production et de compétitivité. En raison de cette incertitude, il est nécessaire de préserver une capacité de construction de nouveaux réacteurs nucléaires appuyés sur une technologie et des capacités industrielles nationales. Afin de permettre une prise de décision sur le lancement éventuel d’un programme de construction de nouveaux réacteurs, le Gouvernement conduira avec la filière d’ici mi-2021, un programme de travail complet qui portera notamment sur les points suivants :  la démonstration avec la filière française de sa capacité à maîtriser un programme industriel de· nouveaux réacteurs, sur la base d’une hypothèse de travail de 3 paires d’EPR, par la formalisation d’un retour d’expérience économique et de sécurité consolidé de la mise en service des premiers EPR, notamment Flamanville 3, et de la phase d’ingénierie et mobilisation industrielle d’Hinkley Point C, et par un programme de dérisquage du nouveau modèle de réacteur EPR2 proposé par EDF ;  l’expertise des coûts anticipés du nouveau modèle de réacteur EPR2 proposé par EDF et la· comparaison technico-économique du nucléaire avec les autres modes de production d’électricité bascarbone, prenant en compte l’ensemble des coûts directs et indirects (développement du réseau, coût complet du stockage, gestion des déchets nucléaires, etc.) ;  l’analyse des options envisageables pour le portage et le financement d’un programme de nouveaux· réacteurs pour le système électrique français, dont la question du modèle de régulation économique de ces nouveaux réacteurs ;  les actions nécessaires en vue de la validation par la Commission européenne du dispositif de· financement et de portage qui aura été retenu ;  les études permettant de choisir les sites d’implantation de nouveaux réacteurs ;·  les actions à engager en termes de concertation du public ;·  les adaptations du cadre législatif et réglementaire national qui seraient nécessaires à l’engagement· d’un tel programme. Il apparaît également nécessaire d’expertiser, d’ici la prochaine PPE et de manière régulière, les options alternatives pour assurer un mix électrique décarboné et présentant les garanties de sécurité d’approvisionnement nécessaires. S’agissant des options alternatives, l’Etat investira dans la recherche sur les batteries, le stockage hydrogène (dans le cadre du Plan hydrogène), le power-to-gas et le pilotage de la  stratégie de traitement-recyclage du combustible nucléaire sera préservée sur la période de la PPE et· au-delà, jusqu’à l’horizon des années 2040. A cette fin, le moxage d’un certain nombre de réacteurs 1300 MW sera entrepris et des études seront menées en vue du déploiement du multirecyclage des combustibles dans les réacteurs du parc actuel.

 

Energie électricité -Fermeture 14 réacteurs nucléaires : une illusion

Energie électricité -Fermeture 14 réacteurs nucléaires : une illusion

 

 

Certains médias reprennent bêtement les propos d’agences qui affirment que la France va fermer 14 réacteurs nucléaires d’ici 2035. Sans doute n’ont-ils pas lu la dernière version de la  PPE ( programmation de l’énergie). Un texte d’un grand flou quant à cette perspective. En réalité, on ne prévoit ici d’ici  2028 ( après le départ de Macron…sil est réélu en 2022)  que la fermeture de Fessenheim. Les autres fermetures ne pourront être envisagées qu’entre 2029 et 2035 et encore avec des conditions tellement restrictives que pas grand-chose ne changera. En outre, il ne faut pas oublier que le gouvernement et EDF ont lancé un programme de 6  nouveau nouveaux  EPR. Bref, l’objectif de ramener la part de l’électricité d’origine nucléaire à 50 % en 2035 paraît bien utopique , techniquement et économiquement. Pour faire illusion, on parle assez longuement des énergies renouvelables. En particulier des fameuses éoliennes, moulins à vent pour  gogo écolo afin de cacher la stratégie nucléaire. En vérité, une programmation stratégique de l’énergie concernant les éoliennes qui acte  le net ralentissement terrestre  en raison des nombreuses protestations des populations ; cela au profit des éoliennes maritimes mais qui elles aussi commencent à être de plus en plus contestées. Officiellement , le gouvernement propose de fermer 14 réacteurs nucléaires d’ici 2035, dont ceux de la centrale de Fessenheim dès le premier semestre 2020, pour ramener à 50% la production d’électricité d’origine nucléaire dans le mix énergétique.

“Le principe général sera l’arrêt des réacteurs, hors Fessenheim, à l’échéance de leur cinquième visite décennale, soit des arrêts entre 2029 et 2035”, peut-on lire dans la première mouture de la PPE (programmation pluriannuelle de l’énergie).

“Le gouvernement a fait le choix d’afficher une programmation claire de l’évolution des capacités nucléaires, y compris au-delà de l’horizon de la PPE (2028), pour ne pas renvoyer à nos successeurs les modalités de mise en œuvre de cette diversification”, précise le texte, qui sera soumis jusqu’au 19 février à la consultation publique.

“L’affichage d’une trajectoire lisible et anticipée permettra aux territoires et aux salariés de mieux se préparer, d’engager leur reconversion bien en amont et de structurer la filière de démantèlement. Elle apportera également de la visibilité à l’ensemble des acteurs du système électrique pour leurs investissements”, ajoute le gouvernement.

La PPE établit les priorités d’action du gouvernement en matière d’énergie pour la métropole continentale, dans les six années à venir.

“Le gouvernement a demandé à EDF de lui transmettre une liste de sites sur lesquels ces fermetures pourraient intervenir, définie de manière à minimiser l’impact économique et social. Sur la base de ces critères, EDF a proposé au gouvernement d’étudier la mise à l’arrêt de paires de réacteurs sur les sites de Blayais, Bugey, Chinon, Cruas, Dampierre, Gravelines et Tricastin.”

 

Extrait du PPE:

Le Gouvernement définit une programmation crédible et réaliste de réduction de la part du nucléaire dans la production d’électricité pour atteindre l’objectif de 50 % en 2035.

 

Le 30 septembre 2019, EDF a adressé à la Ministre de la transition écologique et solidaire et à l’Autorité de Sûreté Nucléaire la demande d’abrogation d’exploiter ainsi que la déclaration de mise à l’arrêt définitif des deux réacteurs de la centrale nucléaire de Fessenheim, prévoyant un arrêt du réacteur n° 1 le 22 février 2020 et du réacteur n° 2 le 30 juin de la même année. Au-delà de cette première étape, le Gouvernement poursuit l’objectif d’une diversification du mix électrique pour atteindre 50 % de production d’électricité d’origine nucléaire. Cette politique de diversification répond à différents enjeux :  Un système électrique plus diversifié, s’il réussit à gérer l’intégration d’un volume accru d’énergies· renouvelables variables, peut être un système électrique plus résilient à un choc externe comme par exemple une baisse de la capacité de production des réacteurs suite à un incident ou un défaut générique, qui conduirait à l’indisponibilité de plusieurs réacteurs ;  La très grande majorité du parc électronucléaire a été construite sur une courte période, environ 15· ans. Il est donc souhaitable d’anticiper l’arrêt de certains réacteurs du parc existant pour éviter un effet « falaise » qui ne serait pas soutenable, ni en termes d’impacts sociaux, ni pour le système électrique. Cette anticipation est également nécessaire pour étaler les investissements dans de nouvelles capacités de production électrique ;  Plusieurs filières de production d’électricité d’origine renouvelable ont démontré leur compétitivité et· constitueront une part significative du mix électrique de long terme, au moins jusqu’au niveau où un besoin de stockage massif d’électricité apparaîtra ;  Une diversification de cette ampleur vers les énergies renouvelables doit être lissée au cours du temps,· car les nouvelles capacités renouvelables sont installées de manière diffuse et décentralisée par le biais de petits projets, et de filières nécessitant une montée en puissance progressive. L’objectif de 50 % d’électricité d’origine nucléaire dans la production d’électricité en 2025 apparaît impossible à atteindre, sauf à risquer des ruptures dans l’approvisionnement électrique de la France ou à relancer la construction de centrales thermiques à flamme qui serait contraire à nos objectifs de lutte contre le changement climatique. Le Gouvernement fixe donc comme objectif l’atteinte de 50 % d’électricité d’origine nucléaire dans le mix en 2035. Une telle évolution est cohérente avec nos engagements climatiques : elle sera réalisée sans nouveau projet de centrales thermiques à combustibles fossiles, elle ne conduira pas à une augmentation des émissions de gaz à effet de serre de notre production électrique et est compatible avec la fermeture de l’ensemble de nos centrales à charbon d’ici à 2022. Elle est également cohérente avec les enjeux de maintien du cycle fermé du combustible et la pérennité des installations du cycle et permettra aux territoires et aux salariés de mieux se préparer, d’engager leur reconversion bien en amont et de structurer la filière de démantèlement. Le Gouvernement a fait le choix d’afficher une programmation claire de l’évolution des capacités nucléaires, y compris au-delà de l’horizon de la PPE (2028), pour ne pas renvoyer à nos successeurs les modalités de mise en œuvre de cette diversification. Pour atteindre cet objectif de 50 % de la production d’électricité en 2035, le Gouvernement fixe donc les orientations suivantes :  14 réacteurs nucléaires seront arrêtés d’ici 2035, dont ceux de la centrale de Fessenheim ;·  EDF a proposé au Gouvernement d’étudier la mise à l’arrêt de paires de réacteurs sur les sites de· Blayais, Bugey, Chinon, Cruas, Dampierre, Gravelines et Tricastin. Sont privilégiés des arrêts de réacteurs ne conduisant à l’arrêt d’aucun site ;  Le principe général sera l’arrêt des 12 réacteurs (hors Fessenheim) au plus tard à l’échéance de· leur 5e visite décennale. L’arrêt à la 5e visite décennale permet en effet d’avoir un scénario cohérent au plan industriel, avantageux au plan économique tant que des débouchés existent et qu’il n’y a pas 30 de surcapacité conduisant à des baisses de prix de marché importantes, et qui permet de faire bénéficier le mix électrique français et européen d’une production d’électricité en base décarbonée. Dans la mesure où EDF amortit comptablement les réacteurs de 900 MW sur une durée de 50 ans, le Gouvernement considère que ces arrêts ne donneront pas lieu à indemnisation ;

 

 Toutefois, afin de lisser l’arrêt des réacteurs pour en faciliter la mise en œuvre sur le plan social,· technique et politique, 2 réacteurs seront fermés par anticipation des 5e visites décennales en 2027 et 2028, sauf en cas de non-respect des critères de sécurité d’approvisionnement ou d’arrêt à date d’autres réacteurs pour raisons de sûreté ;  2 réacteurs pourraient également être arrêtés dans le prochain quinquennat, en 2025-2026, sous· les conditions cumulatives suivantes : si le critère de sécurité d’approvisionnement est respecté et si nos voisins européens accélèrent leur transition énergétique, réduisent leurs capacités de production à partir du charbon et développent massivement les énergies renouvelables, et que cela devait conduire à des prix bas de l’électricité sur les marchés européens, susceptibles de dégrader la rentabilité de la prolongation des réacteurs existants. Ces conditions supposent une coordination avec nos voisins sur l’évolution des systèmes électriques européens. L’analyse de ces conditions fera l’objet d’un rapport remis par la Commission de régulation de l’énergie au Gouvernement avant le 1er décembre 2022 et s’appuyant sur l’expertise de RTE.

 

Les fermetures anticipées seront confirmées 3 ans avant leur mise en œuvre sur la base des données disponibles à ce moment permettant de s’assurer que les critères susmentionnés seront respectés. Elles seront engagées après l’arrêt des centrales à charbon, la décarbonation de la production électrique devant être engagée en priorité. Ces fermetures seront systématiquement accompagnées par l’État, notamment via l’établissement de contrats de transition écologique afin de permettre aux territoires de s’inscrire dans de nouvelles dynamiques de développement. Par ailleurs, la stratégie de traitement-recyclage du combustible nucléaire sera préservée sur la période de la PPE et au-delà, jusqu’à l’horizon des années 2040, où une grande partie des installations et des ateliers de l’usine de la Hague arrivera en fin de vie.

 

A cette fin, et pour compenser sur la période les fermetures de réacteurs 900 MW moxés, le moxage d’un nombre suffisant de réacteurs 1300 MW sera entrepris afin de pérenniser la gestion du cycle français. Au-delà de cet horizon, le Gouvernement, en lien avec la filière, devra évaluer les orientations stratégiques qu’il souhaite donner à sa politique du cycle du combustible, sur la base des efforts de R&D qui seront poursuivis sur la PPE dans le domaine de la fermeture du cycle du combustible. Principales mesures :  Le Gouvernement se fixe l’objectif d’atteindre une part du nucléaire au sein du mix électrique de 50 %· à l’horizon 2035. L’objectif inscrit dans le Code de l’énergie sera modifié en conséquence ;  L’atteinte de cet objectif impliquera la fermeture de 14 réacteurs nucléaires de 900 MW, dont les deux· réacteurs de Fessenheim ;  Le calendrier de fermeture des centrales respectera les échéances de 5e visite décennale des réacteurs· concernés, à l’exception de 2 réacteurs qui fermeront dans la deuxième période de la PPE en 2027 et en 2028, sous réserve du respect du critère de sécurité d’approvisionnement ;  Si certaines conditions relatives au prix de l’électricité et à l’évolution du marché de l’électricité à· l’échelle européenne sont remplies, la fermeture de deux réacteurs additionnels pourra intervenir à l’horizon 2025-2026, sur la base d’une décision à prendre en 2023 ;  Le Gouvernement identifiera les sites faisant prioritairement l’objet de fermetures, sur la base de la· programmation transmise par EDF.

 

Sauf exceptions, la décroissance du parc nucléaire ne devra conduire à l’arrêt complet d’aucun site nucléaire ; Des décisions structurantes sur le mix électrique de long terme devront être préparées au cours de la première période de la PPE. L’atteinte de la neutralité carbone à l’horizon 2050 est une priorité de la France pour répondre à l’enjeu climatique. Elle suppose que le mix électrique soit sur le long-terme totalement décarboné. De nouvelles capacités nucléaires n’apparaissent pas nécessaires pour le système électrique avant l’horizon 2035 environ. Au-delà se pose la question des nouveaux moyens de production d’électricité décarbonée à construire pour assurer l’équilibre offre-demande à mesure du déclassement du parc existant. En l’état actuel des technologies, il n’est pas possible de déterminer avec certitude la technologie de production d’électricité qui sera la plus compétitive pour remplacer le parc nucléaire existant au-delà de 2035, entre le nucléaire et les énergies renouvelables couplées au stockage et à d’autres solutions de flexibilité. Après 2030, et pour l’horizon 2050, ces paramètres devront être combinés pour dessiner le nouveau paysage énergétique de la France et la part respective du nucléaire et des énergies renouvelables. Plusieurs scénarios seront expertisés, allant d’un scénario 100 % renouvelable à un scénario où le nucléaire reste durablement une source de production d’électricité intégrée dans le mix pour des raisons de pilotage de la production et de compétitivité. En raison de cette incertitude, il est nécessaire de préserver une capacité de construction de nouveaux réacteurs nucléaires appuyés sur une technologie et des capacités industrielles nationales. Afin de permettre une prise de décision sur le lancement éventuel d’un programme de construction de nouveaux réacteurs, le Gouvernement conduira avec la filière d’ici mi-2021, un programme de travail complet qui portera notamment sur les points suivants :  la démonstration avec la filière française de sa capacité à maîtriser un programme industriel de· nouveaux réacteurs, sur la base d’une hypothèse de travail de 3 paires d’EPR, par la formalisation d’un retour d’expérience économique et de sécurité consolidé de la mise en service des premiers EPR, notamment Flamanville 3, et de la phase d’ingénierie et mobilisation industrielle d’Hinkley Point C, et par un programme de dérisquage du nouveau modèle de réacteur EPR2 proposé par EDF ;  l’expertise des coûts anticipés du nouveau modèle de réacteur EPR2 proposé par EDF et la· comparaison technico-économique du nucléaire avec les autres modes de production d’électricité bascarbone, prenant en compte l’ensemble des coûts directs et indirects (développement du réseau, coût complet du stockage, gestion des déchets nucléaires, etc.) ;  l’analyse des options envisageables pour le portage et le financement d’un programme de nouveaux· réacteurs pour le système électrique français, dont la question du modèle de régulation économique de ces nouveaux réacteurs ;  les actions nécessaires en vue de la validation par la Commission européenne du dispositif de· financement et de portage qui aura été retenu ;  les études permettant de choisir les sites d’implantation de nouveaux réacteurs ;·  les actions à engager en termes de concertation du public ;·  les adaptations du cadre législatif et réglementaire national qui seraient nécessaires à l’engagement· d’un tel programme. Il apparaît également nécessaire d’expertiser, d’ici la prochaine PPE et de manière régulière, les options alternatives pour assurer un mix électrique décarboné et présentant les garanties de sécurité d’approvisionnement nécessaires. S’agissant des options alternatives, l’Etat investira dans la recherche sur les batteries, le stockage hydrogène (dans le cadre du Plan hydrogène), le power-to-gas et le pilotage de la  stratégie de traitement-recyclage du combustible nucléaire sera préservée sur la période de la PPE et· au-delà, jusqu’à l’horizon des années 2040. A cette fin, le moxage d’un certain nombre de réacteurs 1300 MW sera entrepris et des études seront menées en vue du déploiement du multirecyclage des combustibles dans les réacteurs du parc actuel.

 

Electricité : EPR ou éolienne , l’escroquerie intellectuelle

Electricité : EPR ou éolienne , l’escroquerie intellectuelle

 

S’il faut évidemment favoriser les énergies alternatives notamment favoriser les bâtiments à énergie positive, en tout cas pour assurer l’autonomie, il est particulièrement surréaliste d’imaginer que les éoliennes pourront des réacteurs nucléaires. Pourtant dans les campagnes profondes où on implante des éoliennes  la croyance populaire soutient parfois  que les moulins à vent pourraient se substituer  aux centrales actuelles . Il est clair que le choix entre certaines énergies alternatives (c’est le mot qui convient), entre le nucléaire et les éoliennes par exemple,  constitue une escroquerie intellectuelle. Pourtant c’est l’argument utilisé par le lobby éolien et les grippe-sous locaux (souvent les copains des maires ruraux); Curieux car le gouvernement vient de confirmer qu’il envisageait cependant de construire 6 EPR nouveaux. La vérité c’est que le nucléaire ne pourra réduire sa part à 50% en 2035 dans la production d’électricité et que les énergies alternatives comme l’éolien constituent des gadgets pour mieux faire avaler le nucléaire. En moyenne les éoliennes sont d’une puissance de 1 à 3 MW par rapport à un réacteur de 1000 MW  d ‘un réacteur classique et de 1600w pour les EPR,  Il faudrait donc remplacer chaque réacteur par au moins 1000 à 1500 éoliennes (moins car la production est intermittente).

Nombre de maires de petites communes rurales sont assaillies par des sociétés de promotion de parcs éoliens. Avec la promesse de retours financiers invraisemblables pour les propriétaires de terrain et pour les communes. Exemple, la petite ville de Douai la Fontaine (7000 habitants Maine et Loire) a été sollicitée par pas moins de 24 promoteurs ! Beaucoup tombent dans le panneau faute de compétences techniques et économiques. Exemple à Mouliherne (commune de 900 habitants, Maine-et-Loire), l’étude de faisabilité économiques, technique, sociale et environnementale a été confiée directement à un promoteur qui évidemment a conclu qu’un parc d’éoliennes se justifiait mais en oubliant de contacter les riverains et exploitants agricoles concernés.
Des propriétaires de terrain d’une valeur de 1500 euros se voient proposer des retours annuels de 6000 à 16 000 euros par an pour une éolienne ! (On oublie par ailleurs d’indiquer aux propriétaires que le coût de démantèlement de chaque éolienne sera à leur charge : de l’ordre de 300 000 euros !). Par ailleurs,  on assure aux communes un retour fiscal de 30 000 à 80 000 euros par an. Des retours financiers invraisemblables qui ne seront évidemment pas tenus.

 

Tout repose sur le principe qu’EDF rachètera cette électricité 2 fois le prix du marché. Quand on connaît la situation financière d’EDF (et derrière de la France), cela ne pourra durer longtemps (Voir à cet égard la baisse des prix de rachat de l’électricité solaire). Certes,  on ne peut qu’être d’accord avec la politique de transition énergétique qui vise d’une part à réduire la part du nucléaire à 50 % d’ici 10 ans, d’autre part à développer les énergies alternatives. Un objectif ambitieux mais irréalisable. Pour preuve dans les 20 ans à venir, on ne fermera aucune centrale nucléaire et l’éventuelle fin de Fessenheim sera plus que compensée par la mise en service de la centrale de Flamanville (sans parler des 6 nouveaux EPR. La durée de vie du parc actuel sera même prolongée d’une vingtaine d’années avec l’opération grand carénage. Du coup, les objectifs de la loi de transition énergétique paraissent assez hypothétiques puisqu’il est supposé par ailleurs que la demande sera réduite de 20% d’ici 2020-2025 et de 50% d’ici 2050.

En fait, cette loi présente davantage un caractère d’affichage qu’une dimension réellement opérationnelle.
Pour parler plus clair, elle a surtout été décidée pour satisfaire les écolos politisés et -ou- ésotériques et non pour constituer la base d’une politique énergétique. Pour gommer ses contradictions, au moins en apparence, la France développe un plan de développement d’éoliennes à la fois incongru, coûteux et dangereux pour la santé et l’environnement. En outre, les conditions financières de ce plan constituent une aberration puisque la rentabilité des éoliennes est essentiellement fondée sur un tarif de rachat de l’électricité garanti par l’État supérieur de deux fois au prix du marché de l’électricité. (Une aide illégale d’après la Cour de Justice de l’Union Européenne). On peut se demander, en l’état actuel des finances d’EDF, quel sera l’équilibre économique de ces projets. En effet, la situation d’EDF est catastrophique et s’il agissait d’une entreprise réellement privée, elle serait en faillite depuis longtemps (l’action d’EDF a 90% de sa valeur en quelques années et cela en dépit de la présentation d’un résultat relativement artificiel). L’entreprise est sans doute au bord de la rupture financière en tout cas à moyen et long terme. Il faudra sans doute envisager pour les prochaines années une augmentation de l’ordre de 50 % à 100% du prix de l’électricité. D’une manière générale, le coût de l’électricité d’origine nucléaire a été complètement sous-estimé en France. Il faut dire que la situation financière d’EDF est intenable. Il faut d’abord apurer une énorme dette de 40 milliards, ensuite trouver 50 milliards pour les travaux permettant de prolonger la durée de vie du parc nucléaire actuel. Financer aussi au moins en partie les 25 à 50 milliards du site d’enfouissement des déchets nucléaires de Bure en Moselle ; un site d’enfouissement qui va permettre de participer au démantèlement du parc nucléaire actuel le moment venu. Un démantèlement dont le coût est fixé autour de 15 milliards et qui pourrait être plus proche de 100 milliards sans parler de la remise à niveau financière d’Areva qui va coûter autour de 10 milliards.
Enfin avec le développement notamment des énergies alternatives, il faudra envisager la construction d’un nouveau réseau électrique pour collecter et redistribuer le courant. Pour raccorder des milliers de centrales de production d’électricité que seraient tous ces parcs éoliens disséminés sur le territoire, et pour éviter une instabilité des réseaux, ERDF a annoncé 40 milliards d’investissements dont 4000 km de lignes haute tension. Enfin il faudra faire face à un besoin de financement de 200 milliards à terme pour le renouvellement du parc nucléaire. Globalement il faudra trouver de l’ordre de 500 milliards d’ici 2050-2060. On se demande comment EDF pourra assurer dans ces conditions le rachat d’électricité d’origine éolienne au double ou au triple du prix du marché.
Il est vraisemblable que le développement d’autres énergies alternatives serait économiquement plus rentable pour EDF, les clients et plus généralement la collectivité. On pense en particulier au développement d’énergies neutres voire positives des bâtiments industriels et agricoles et des résidences d’habitation via la filière photovoltaïque notamment. Aujourd’hui, 75% de l’énergie primaire sont utilisés par le résidentiel, le tertiaire et le transport. Avec les bâtiments à énergie neutre ou positive on pourrait réduire cette part à 25 %. Contrairement à l’idée répandue, les prix mondiaux de l’électricité ne s’inscriront pas dans une tendance haussière compte tenu de l’excédent de l’offre. Les baisses enregistrées du prix de l’électricité ces derniers temps sur le marché mondial en témoignent. Du coup, l’équilibre économique d’EDF s’en trouvera encore davantage perturbé et le rachat de l’énergie d’origine éolienne au double ou au triple du prix de ce marché encore plus intenable. D’autant que la concurrence des distributeurs va encore s’accroître (voir notamment les effets du regroupement Engie et l’entreprise allemande RWE). Un contexte énergétique et financier qui passe par dessus la tête de nombre élus locaux qui en plus proposent de localiser ces éoliennes dans les zones déjà économiquement et socialement défavorisées qui ne bénéficient pas des équipements de base comme le tout-à-l’égout, dont la couverture par mobile téléphonique est très hypothétique, dont le raccordement au réseau Internet est très insuffisant voire absent à moins de payer des coûts de raccordement exorbitants (sans parler de l’état catastrophique des routes).
On peut aussi imaginer que ces zones ne seront jamais raccordées au câble qui ne desservira sans doute que les centres bourg (le coût théorique serait de leurs 25 milliards, en fait il faudrait compter sur 50 à 75). L’implantation d’éoliennes dans la zone défavorisées ne fera qu’accentuer inégalités d’équipement. Des régions déjà relativement isolées sur le plan économiques et qui doivent en plus assumer les inconvénients d’implantation d’équipements sans aucun intérêt, ni retour sur le plan économique et social pour la collectivité locale (hormis pour quelques propriétaires dont beaucoup d’ailleurs ne résident pas dans ou à proximité des éoliennes).
De telles installations engendreront par ailleurs des nuisances incontestables qui concerneront l’environnement, la faune mais surtout l’élevage. (Vaches, chevaux, poulets notamment). En outre le foncier (terres et bâtiments) déjà affecté par la désertification économique se trouvera encore sérieusement dévalorisé. En 15 ans, la valeur immobilière des habitations a déjà subi une diminution de l’ordre de 50 %. Avec l’installation des éoliennes, la dépréciation sera considérable tant pour les terres que pour les résidences (on trouvera avant peu des maisons à vendre à 40 000 euros).
Notons aussi les perturbations nouvelles des ondes de radio, de télévision et de liaison téléphonique alors que déjà les réceptions sont de très mauvaise qualité. Il serait utile de rappeler à certains élus locaux que la priorité des équipements doit aller au soutien du développement économique et à l’emploi et non vers des installations qui enrichiront que les promoteurs. Des promoteurs à la fiabilité financière très douteuse puisque la plupart n’ont qu’un capital de quelques milliers d’euros pour couvrir les risques de projet d’un coût de plusieurs dizaines de millions. Des risques dont se sont prémunis les promoteurs puisqu’il est prévu explicitement que les sociétés exploitation pourront être revendues sans information préalable des propriétaires et des communes. Ce qui rendra caduques nombre de dispositions contractuelles.

 

Electricité : EPR ou éolienne , l’escroquerie intellectuelle

Electricité : EPR ou éolienne , l’escroquerie intellectuelle

 

S’il faut évidemment favoriser les énergies alternatives notamment favoriser les bâtiments à énergie positive, en tout cas pour assurer l’autonomie, il est particulièrement surréaliste d’imaginer que les éoliennes pourront des réacteurs nucléaires. Pourtant dans les campagnes profondes où on implante des éoliennes  la croyance populaire soutient parfois  que les moulins à vent pourraient se substituer  aux centrales actuelles . Il est clair que le choix entre certaines énergies alternatives (c’est le mot qui convient), entre le nucléaire et les éoliennes par exemple,  constitue une escroquerie intellectuelle. Pourtant c’est l’argument utilisé par le lobby éolien et les grippe-sous locaux (souvent les copains des maires ruraux); Curieux car le gouvernement vient de confirmer qu’il envisageait cependant de construire 6 EPR nouveaux. La vérité c’est que le nucléaire ne pourra réduire sa part à 50% en 2035 dans la production d’électricité et que les énergies alternatives comme l’éolien constituent des gadgets pour mieux faire avaler le nucléaire. En moyenne les éoliennes sont d’une puissance de 1 à 3 MW par rapport à un réacteur de 1000 MW  d ‘un réacteur classique et de 1600w pour les EPR,  Il faudrait donc remplacer chaque réacteur par au moins 1000 à 1500 éoliennes (moins car la production est intermittente).

Nombre de maires de petites communes rurales sont assaillies par des sociétés de promotion de parcs éoliens. Avec la promesse de retours financiers invraisemblables pour les propriétaires de terrain et pour les communes. Exemple, la petite ville de Douai la Fontaine (7000 habitants Maine et Loire) a été sollicitée par pas moins de 24 promoteurs ! Beaucoup tombent dans le panneau faute de compétences techniques et économiques. Exemple à Mouliherne (commune de 900 habitants, Maine-et-Loire), l’étude de faisabilité économiques, technique, sociale et environnementale a été confiée directement à un promoteur qui évidemment a conclu qu’un parc d’éoliennes se justifiait mais en oubliant de contacter les riverains et exploitants agricoles concernés.
Des propriétaires de terrain d’une valeur de 1500 euros se voient proposer des retours annuels de 6000 à 16 000 euros par an pour une éolienne ! (On oublie par ailleurs d’indiquer aux propriétaires que le coût de démantèlement de chaque éolienne sera à leur charge : de l’ordre de 300 000 euros !). Par ailleurs,  on assure aux communes un retour fiscal de 30 000 à 80 000 euros par an. Des retours financiers invraisemblables qui ne seront évidemment pas tenus.

 

Tout repose sur le principe qu’EDF rachètera cette électricité 2 fois le prix du marché. Quand on connaît la situation financière d’EDF (et derrière de la France), cela ne pourra durer longtemps (Voir à cet égard la baisse des prix de rachat de l’électricité solaire). Certes,  on ne peut qu’être d’accord avec la politique de transition énergétique qui vise d’une part à réduire la part du nucléaire à 50 % d’ici 10 ans, d’autre part à développer les énergies alternatives. Un objectif ambitieux mais irréalisable. Pour preuve dans les 20 ans à venir, on ne fermera aucune centrale nucléaire et l’éventuelle fin de Fessenheim sera plus que compensée par la mise en service de la centrale de Flamanville (sans parler des 6 nouveaux EPR. La durée de vie du parc actuel sera même prolongée d’une vingtaine d’années avec l’opération grand carénage. Du coup, les objectifs de la loi de transition énergétique paraissent assez hypothétiques puisqu’il est supposé par ailleurs que la demande sera réduite de 20% d’ici 2020-2025 et de 50% d’ici 2050.

En fait, cette loi présente davantage un caractère d’affichage qu’une dimension réellement opérationnelle.
Pour parler plus clair, elle a surtout été décidée pour satisfaire les écolos politisés et -ou- ésotériques et non pour constituer la base d’une politique énergétique. Pour gommer ses contradictions, au moins en apparence, la France développe un plan de développement d’éoliennes à la fois incongru, coûteux et dangereux pour la santé et l’environnement. En outre, les conditions financières de ce plan constituent une aberration puisque la rentabilité des éoliennes est essentiellement fondée sur un tarif de rachat de l’électricité garanti par l’État supérieur de deux fois au prix du marché de l’électricité. (Une aide illégale d’après la Cour de Justice de l’Union Européenne). On peut se demander, en l’état actuel des finances d’EDF, quel sera l’équilibre économique de ces projets. En effet, la situation d’EDF est catastrophique et s’il agissait d’une entreprise réellement privée, elle serait en faillite depuis longtemps (l’action d’EDF a 90% de sa valeur en quelques années et cela en dépit de la présentation d’un résultat relativement artificiel). L’entreprise est sans doute au bord de la rupture financière en tout cas à moyen et long terme. Il faudra sans doute envisager pour les prochaines années une augmentation de l’ordre de 50 % à 100% du prix de l’électricité. D’une manière générale, le coût de l’électricité d’origine nucléaire a été complètement sous-estimé en France. Il faut dire que la situation financière d’EDF est intenable. Il faut d’abord apurer une énorme dette de 40 milliards, ensuite trouver 50 milliards pour les travaux permettant de prolonger la durée de vie du parc nucléaire actuel. Financer aussi au moins en partie les 25 à 50 milliards du site d’enfouissement des déchets nucléaires de Bure en Moselle ; un site d’enfouissement qui va permettre de participer au démantèlement du parc nucléaire actuel le moment venu. Un démantèlement dont le coût est fixé autour de 15 milliards et qui pourrait être plus proche de 100 milliards sans parler de la remise à niveau financière d’Areva qui va coûter autour de 10 milliards.
Enfin avec le développement notamment des énergies alternatives, il faudra envisager la construction d’un nouveau réseau électrique pour collecter et redistribuer le courant. Pour raccorder des milliers de centrales de production d’électricité que seraient tous ces parcs éoliens disséminés sur le territoire, et pour éviter une instabilité des réseaux, ERDF a annoncé 40 milliards d’investissements dont 4000 km de lignes haute tension. Enfin il faudra faire face à un besoin de financement de 200 milliards à terme pour le renouvellement du parc nucléaire. Globalement il faudra trouver de l’ordre de 500 milliards d’ici 2050-2060. On se demande comment EDF pourra assurer dans ces conditions le rachat d’électricité d’origine éolienne au double ou au triple du prix du marché.
Il est vraisemblable que le développement d’autres énergies alternatives serait économiquement plus rentable pour EDF, les clients et plus généralement la collectivité. On pense en particulier au développement d’énergies neutres voire positives des bâtiments industriels et agricoles et des résidences d’habitation via la filière photovoltaïque notamment. Aujourd’hui, 75% de l’énergie primaire sont utilisés par le résidentiel, le tertiaire et le transport. Avec les bâtiments à énergie neutre ou positive on pourrait réduire cette part à 25 %. Contrairement à l’idée répandue, les prix mondiaux de l’électricité ne s’inscriront pas dans une tendance haussière compte tenu de l’excédent de l’offre. Les baisses enregistrées du prix de l’électricité ces derniers temps sur le marché mondial en témoignent. Du coup, l’équilibre économique d’EDF s’en trouvera encore davantage perturbé et le rachat de l’énergie d’origine éolienne au double ou au triple du prix de ce marché encore plus intenable. D’autant que la concurrence des distributeurs va encore s’accroître (voir notamment les effets du regroupement Engie et l’entreprise allemande RWE). Un contexte énergétique et financier qui passe par dessus la tête de nombre élus locaux qui en plus proposent de localiser ces éoliennes dans les zones déjà économiquement et socialement défavorisées qui ne bénéficient pas des équipements de base comme le tout-à-l’égout, dont la couverture par mobile téléphonique est très hypothétique, dont le raccordement au réseau Internet est très insuffisant voire absent à moins de payer des coûts de raccordement exorbitants (sans parler de l’état catastrophique des routes).
On peut aussi imaginer que ces zones ne seront jamais raccordées au câble qui ne desservira sans doute que les centres bourg (le coût théorique serait de leurs 25 milliards, en fait il faudrait compter sur 50 à 75). L’implantation d’éoliennes dans la zone défavorisées ne fera qu’accentuer inégalités d’équipement. Des régions déjà relativement isolées sur le plan économiques et qui doivent en plus assumer les inconvénients d’implantation d’équipements sans aucun intérêt, ni retour sur le plan économique et social pour la collectivité locale (hormis pour quelques propriétaires dont beaucoup d’ailleurs ne résident pas dans ou à proximité des éoliennes).
De telles installations engendreront par ailleurs des nuisances incontestables qui concerneront l’environnement, la faune mais surtout l’élevage. (Vaches, chevaux, poulets notamment). En outre le foncier (terres et bâtiments) déjà affecté par la désertification économique se trouvera encore sérieusement dévalorisé. En 15 ans, la valeur immobilière des habitations a déjà subi une diminution de l’ordre de 50 %. Avec l’installation des éoliennes, la dépréciation sera considérable tant pour les terres que pour les résidences (on trouvera avant peu des maisons à vendre à 40 000 euros).
Notons aussi les perturbations nouvelles des ondes de radio, de télévision et de liaison téléphonique alors que déjà les réceptions sont de très mauvaise qualité. Il serait utile de rappeler à certains élus locaux que la priorité des équipements doit aller au soutien du développement économique et à l’emploi et non vers des installations qui enrichiront que les promoteurs. Des promoteurs à la fiabilité financière très douteuse puisque la plupart n’ont qu’un capital de quelques milliers d’euros pour couvrir les risques de projet d’un coût de plusieurs dizaines de millions. Des risques dont se sont prémunis les promoteurs puisqu’il est prévu explicitement que les sociétés exploitation pourront être revendues sans information préalable des propriétaires et des communes. Ce qui rendra caduques nombre de dispositions contractuelles.

 

 

PPE-Electricité : pédale douce sur l’éolien terrestre

PPE-Electricité : pédale douce sur l’éolien terrestre

Peu de changement du PPE qui conserve ses contradictions notamment sur la perspective de 50% d’électricité d’origine nucléaire au lieu de 75 % actuellement d’ici 2035. Le problème c’est qu’il conviendrait de fermer 14  centrales alors que pour l’instant seule est envisagée sérieusement la fermeture de Fessenheim . par ailleurs,   le gouvernement et l’EDF envisagent la création de six EPR (équivalent de 7 réacteurs classiques)  supplémentaires. Une nouvelle version de la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) – la feuille de route énergétique de la France jusqu’en 2028 – a été republiée lundi. Elle ne change pas grand chose quant aux objectifs et moyens par rapport à la dernière version. Pour l’éolien, on constate la pédale douce mise pour l’éolien terrestre au profit de l’éolien maritime.  

 

Gouvernement et EDF sont d’accord sur la perspective de développement des EPR en France mais aussi pour l’exportation. Il suffit pour s’en persuader de relire les documents préparatoires au PPE (programmation énergétique). Les 6 réacteurs refont surface parce que c’est la vraie stratégie énergétique.

 

Théoriquement on devrait supprimer 14 réacteurs anciens, or avec 6 réacteurs EPR nouveaux et Flamanville, le niveau de production nucléaire sera largement assuré et la part du nucléaire pourra demeurer entre 70 à 75% pour la production d’électricité. Notons par ailleurs que la perspective de réduction de la consommation d’électricité est une chimère, par ailleurs que sur les 14 réacteurs qui devraient être supprimés seul Fessenheim est pour l’instant concerné. Pour le reste c’est le grand flou. ( voir texte ci-après). peut cependant se poser avec l’hypothèse du développement de la filière hydrogène.

 

 Le Gouvernement définit une programmation crédible et réaliste de réduction de la part du nucléaire dans la production d’électricité pour atteindre l’objectif de 50 % en 2035.

 

Le 30 septembre 2019, EDF a adressé à la Ministre de la transition écologique et solidaire et à l’Autorité de Sûreté Nucléaire la demande d’abrogation d’exploiter ainsi que la déclaration de mise à l’arrêt définitif des deux réacteurs de la centrale nucléaire de Fessenheim, prévoyant un arrêt du réacteur n° 1 le 22 février 2020 et du réacteur n° 2 le 30 juin de la même année. Au-delà de cette première étape, le Gouvernement poursuit l’objectif d’une diversification du mix électrique pour atteindre 50 % de production d’électricité d’origine nucléaire. Cette politique de diversification répond à différents enjeux :  Un système électrique plus diversifié, s’il réussit à gérer l’intégration d’un volume accru d’énergies· renouvelables variables, peut être un système électrique plus résilient à un choc externe comme par exemple une baisse de la capacité de production des réacteurs suite à un incident ou un défaut générique, qui conduirait à l’indisponibilité de plusieurs réacteurs ;  La très grande majorité du parc électronucléaire a été construite sur une courte période, environ 15· ans. Il est donc souhaitable d’anticiper l’arrêt de certains réacteurs du parc existant pour éviter un effet « falaise » qui ne serait pas soutenable, ni en termes d’impacts sociaux, ni pour le système électrique. Cette anticipation est également nécessaire pour étaler les investissements dans de nouvelles capacités de production électrique ;  Plusieurs filières de production d’électricité d’origine renouvelable ont démontré leur compétitivité et· constitueront une part significative du mix électrique de long terme, au moins jusqu’au niveau où un besoin de stockage massif d’électricité apparaîtra ;  Une diversification de cette ampleur vers les énergies renouvelables doit être lissée au cours du temps,· car les nouvelles capacités renouvelables sont installées de manière diffuse et décentralisée par le biais de petits projets, et de filières nécessitant une montée en puissance progressive. L’objectif de 50 % d’électricité d’origine nucléaire dans la production d’électricité en 2025 apparaît impossible à atteindre, sauf à risquer des ruptures dans l’approvisionnement électrique de la France ou à relancer la construction de centrales thermiques à flamme qui serait contraire à nos objectifs de lutte contre le changement climatique. Le Gouvernement fixe donc comme objectif l’atteinte de 50 % d’électricité d’origine nucléaire dans le mix en 2035. Une telle évolution est cohérente avec nos engagements climatiques : elle sera réalisée sans nouveau projet de centrales thermiques à combustibles fossiles, elle ne conduira pas à une augmentation des émissions de gaz à effet de serre de notre production électrique et est compatible avec la fermeture de l’ensemble de nos centrales à charbon d’ici à 2022. Elle est également cohérente avec les enjeux de maintien du cycle fermé du combustible et la pérennité des installations du cycle et permettra aux territoires et aux salariés de mieux se préparer, d’engager leur reconversion bien en amont et de structurer la filière de démantèlement. Le Gouvernement a fait le choix d’afficher une programmation claire de l’évolution des capacités nucléaires, y compris au-delà de l’horizon de la PPE (2028), pour ne pas renvoyer à nos successeurs les modalités de mise en œuvre de cette diversification. Pour atteindre cet objectif de 50 % de la production d’électricité en 2035, le Gouvernement fixe donc les orientations suivantes :  14 réacteurs nucléaires seront arrêtés d’ici 2035, dont ceux de la centrale de Fessenheim ;·  EDF a proposé au Gouvernement d’étudier la mise à l’arrêt de paires de réacteurs sur les sites de· Blayais, Bugey, Chinon, Cruas, Dampierre, Gravelines et Tricastin. Sont privilégiés des arrêts de réacteurs ne conduisant à l’arrêt d’aucun site ;  Le principe général sera l’arrêt des 12 réacteurs (hors Fessenheim) au plus tard à l’échéance de· leur 5e visite décennale. L’arrêt à la 5e visite décennale permet en effet d’avoir un scénario cohérent au plan industriel, avantageux au plan économique tant que des débouchés existent et qu’il n’y a pas 30 de surcapacité conduisant à des baisses de prix de marché importantes, et qui permet de faire bénéficier le mix électrique français et européen d’une production d’électricité en base décarbonée. Dans la mesure où EDF amortit comptablement les réacteurs de 900 MW sur une durée de 50 ans, le Gouvernement considère que ces arrêts ne donneront pas lieu à indemnisation ;  Toutefois, afin de lisser l’arrêt des réacteurs pour en faciliter la mise en œuvre sur le plan social,· technique et politique, 2 réacteurs seront fermés par anticipation des 5e visites décennales en 2027 et 2028, sauf en cas de non-respect des critères de sécurité d’approvisionnement ou d’arrêt à date d’autres réacteurs pour raisons de sûreté ;  2 réacteurs pourraient également être arrêtés dans le prochain quinquennat, en 2025-2026, sous· les conditions cumulatives suivantes : si le critère de sécurité d’approvisionnement est respecté et si nos voisins européens accélèrent leur transition énergétique, réduisent leurs capacités de production à partir du charbon et développent massivement les énergies renouvelables, et que cela devait conduire à des prix bas de l’électricité sur les marchés européens, susceptibles de dégrader la rentabilité de la prolongation des réacteurs existants. Ces conditions supposent une coordination avec nos voisins sur l’évolution des systèmes électriques européens. L’analyse de ces conditions fera l’objet d’un rapport remis par la Commission de régulation de l’énergie au Gouvernement avant le 1er décembre 2022 et s’appuyant sur l’expertise de RTE. Les fermetures anticipées seront confirmées 3 ans avant leur mise en œuvre sur la base des données disponibles à ce moment permettant de s’assurer que les critères susmentionnés seront respectés. Elles seront engagées après l’arrêt des centrales à charbon, la décarbonation de la production électrique devant être engagée en priorité. Ces fermetures seront systématiquement accompagnées par l’État, notamment via l’établissement de contrats de transition écologique afin de permettre aux territoires de s’inscrire dans de nouvelles dynamiques de développement. Par ailleurs, la stratégie de traitement-recyclage du combustible nucléaire sera préservée sur la période de la PPE et au-delà, jusqu’à l’horizon des années 2040, où une grande partie des installations et des ateliers de l’usine de la Hague arrivera en fin de vie. A cette fin, et pour compenser sur la période les fermetures de réacteurs 900 MW moxés, le moxage d’un nombre suffisant de réacteurs 1300 MW sera entrepris afin de pérenniser la gestion du cycle français. Au-delà de cet horizon, le Gouvernement, en lien avec la filière, devra évaluer les orientations stratégiques qu’il souhaite donner à sa politique du cycle du combustible, sur la base des efforts de R&D qui seront poursuivis sur la PPE dans le domaine de la fermeture du cycle du combustible. Principales mesures :  Le Gouvernement se fixe l’objectif d’atteindre une part du nucléaire au sein du mix électrique de 50 %· à l’horizon 2035. L’objectif inscrit dans le Code de l’énergie sera modifié en conséquence ;  L’atteinte de cet objectif impliquera la fermeture de 14 réacteurs nucléaires de 900 MW, dont les deux· réacteurs de Fessenheim ;  Le calendrier de fermeture des centrales respectera les échéances de 5e visite décennale des réacteurs· concernés, à l’exception de 2 réacteurs qui fermeront dans la deuxième période de la PPE en 2027 et en 2028, sous réserve du respect du critère de sécurité d’approvisionnement ;  Si certaines conditions relatives au prix de l’électricité et à l’évolution du marché de l’électricité à· l’échelle européenne sont remplies, la fermeture de deux réacteurs additionnels pourra intervenir à l’horizon 2025-2026, sur la base d’une décision à prendre en 2023 ;  Le Gouvernement identifiera les sites faisant prioritairement l’objet de fermetures, sur la base de la· programmation transmise par EDF. Sauf exceptions, la décroissance du parc nucléaire ne devra conduire à l’arrêt complet d’aucun site nucléaire ; 31 Des décisions structurantes sur le mix électrique de long terme devront être préparées au cours de la première période de la PPE. L’atteinte de la neutralité carbone à l’horizon 2050 est une priorité de la France pour répondre à l’enjeu climatique. Elle suppose que le mix électrique soit sur le long-terme totalement décarboné. De nouvelles capacités nucléaires n’apparaissent pas nécessaires pour le système électrique avant l’horizon 2035 environ. Au-delà se pose la question des nouveaux moyens de production d’électricité décarbonée à construire pour assurer l’équilibre offre-demande à mesure du déclassement du parc existant. En l’état actuel des technologies, il n’est pas possible de déterminer avec certitude la technologie de production d’électricité qui sera la plus compétitive pour remplacer le parc nucléaire existant au-delà de 2035, entre le nucléaire et les énergies renouvelables couplées au stockage et à d’autres solutions de flexibilité. Après 2030, et pour l’horizon 2050, ces paramètres devront être combinés pour dessiner le nouveau paysage énergétique de la France et la part respective du nucléaire et des énergies renouvelables. Plusieurs scénarios seront expertisés, allant d’un scénario 100 % renouvelable à un scénario où le nucléaire reste durablement une source de production d’électricité intégrée dans le mix pour des raisons de pilotage de la production et de compétitivité. En raison de cette incertitude, il est nécessaire de préserver une capacité de construction de nouveaux réacteurs nucléaires appuyés sur une technologie et des capacités industrielles nationales. Afin de permettre une prise de décision sur le lancement éventuel d’un programme de construction de nouveaux réacteurs, le Gouvernement conduira avec la filière d’ici mi-2021, un programme de travail complet qui portera notamment sur les points suivants :  la démonstration avec la filière française de sa capacité à maîtriser un programme industriel de· nouveaux réacteurs, sur la base d’une hypothèse de travail de 3 paires d’EPR, par la formalisation d’un retour d’expérience économique et de sécurité consolidé de la mise en service des premiers EPR, notamment Flamanville 3, et de la phase d’ingénierie et mobilisation industrielle d’Hinkley Point C, et par un programme de dérisquage du nouveau modèle de réacteur EPR2 proposé par EDF ;  l’expertise des coûts anticipés du nouveau modèle de réacteur EPR2 proposé par EDF et la· comparaison technico-économique du nucléaire avec les autres modes de production d’électricité bascarbone, prenant en compte l’ensemble des coûts directs et indirects (développement du réseau, coût complet du stockage, gestion des déchets nucléaires, etc.) ;  l’analyse des options envisageables pour le portage et le financement d’un programme de nouveaux· réacteurs pour le système électrique français, dont la question du modèle de régulation économique de ces nouveaux réacteurs ;  les actions nécessaires en vue de la validation par la Commission européenne du dispositif de· financement et de portage qui aura été retenu ;  les études permettant de choisir les sites d’implantation de nouveaux réacteurs ;·  les actions à engager en termes de concertation du public ;·  les adaptations du cadre législatif et réglementaire national qui seraient nécessaires à l’engagement· d’un tel programme. Il apparaît également nécessaire d’expertiser, d’ici la prochaine PPE et de manière régulière, les options alternatives pour assurer un mix électrique décarboné et présentant les garanties de sécurité d’approvisionnement nécessaires. S’agissant des options alternatives, l’Etat investira dans la recherche sur les batteries, le stockage hydrogène (dans le cadre du Plan hydrogène), le power-to-gas et le pilotage de la  stratégie de traitement-recyclage du combustible nucléaire sera préservée sur la période de la PPE et· au-delà, jusqu’à l’horizon des années 2040. A cette fin, le moxage d’un certain nombre de réacteurs 1300 MW sera entrepris et des études seront menées en vue du déploiement du multirecyclage des combustibles dans les réacteurs du parc actuel.

 

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