Archive pour le Tag 'Electricité'

Electricité : le prix de gros a doublé en un an

Electricité : le prix de gros a doublé en un an

 

Pour la première fois, le prix de l’électricité sur le marché calendaire français (dont la production sera livrée dans 12 mois) vient de franchir la barre symbolique de 100 euros le mégawattheure (e/MWh) soit le double quil  il y a un an.

Il y a quelques jours déjà, le cours avait dépassé le précédent record, datant de mi-2008 juste avant la crise financière, lorsque le prix s’était établi à 93 euros. Surtout, cette hausse du marché de l’électricité a été très rapide. A titre de comparaison, le prix du mégawattheure était encore aux alentours de 45 euros au début de l’année.

Inévitablement cette hausse des prix de gros va serait percutée sur la consommation.

Engie : Électricité  » 100 % » verte mais des profits grâce au nucléaire !

Engie : Électricité  » 100 % »  verte mais des profits grâce au nucléaire !

 

Engie a relevé ses objectifs pour l’année, et vise désormais un résultat net récurrent (hors exceptionnel) entre 2,5 et 2,7 milliards d’euros, contre 2,3 à 2,5 milliards attendus auparavant, précise-t-il dans un communiqué.Mais un résultat surtout dû au profit réalisé dans le nucléaire. Par ailleurs, il poursuivra son programme de cession de certains actifs – de 9 milliards d’euros sur la période 2021-2023 -, annoncé en juillet 2020, dont le but est de simplifier le groupe et donner un coup d’accélérateur sur les énergies renouvelables.

« Les résultats du groupe se sont améliorés, grâce à un solide deuxième trimestre tiré principalement par les activités de gestion d’énergie, le nucléaire, des températures inférieures à la moyenne et l’amélioration de la performance des Solutions Clients au cours du deuxième trimestre par rapport au premier », a commenté Isabelle Kocher, Directrice Générale d’Engie.

PRIX ÉLECTRICITÉ: LA « TARIFICATION DYNAMIQUE »…… ou le piège à cons

PRIX ÉLECTRICITÉ: LA « TARIFICATION DYNAMIQUE »…… ou le piège à cons

La « tarification dynamique » qui sera proposé aux consommateurs à partir de 2023 permet de payer   sa consommation en se basant sur les prix du marché de l’électricité. Cette Tarification est permise par l’installation quasi généralisée des compteurs connectés Linky mais répond aussi à l’essor des énergies renouvelables (éolien, hydrolien…).En réalité, ce sera surtout l’occasion d’augmenter les tarifs.

Alors que la plupart des offres du marché proposent des tarifs prévisibles sur l’année, ces formules suivent donc les fluctuations quotidiennes des données boursières et notamment le cours EPEX Spot.

Concrètement, les prix de gros évoluent principalement en raison du comportement des usagers. La nuit, les jours fériés, pendant les vacances… les Français consomment moins. De la même façon, les prix baissent si la météo est venteuse (et donc favorable à l’éolien), mais augmentent pendant les vagues de froid avec la sur-tension.

Pour l’UFC-Que Choisir  « Cela nécessite de couper son chauffage électrique en hiver et de consommer la nuit ou l’après-midi plutôt que le matin ou le soir » ironise l’association. La pilule pourrait aussi être difficile à avaler pour les clients qui ont tenté l’aventure E.Leclerc Energies et dont les offres classiques passeront automatiquement vers une tarification dynamique le 15 octobre prochain.

Conclusion, la tarification risque d’être dynamique pour le résultat des entreprises mais pas pour les consommateurs.

ÉLECTRICITÉ: LA « TARIFICATION DYNAMIQUE »…… ou le piège à cons

ÉLECTRICITÉ: LA « TARIFICATION DYNAMIQUE »…… ou le piège à cons

La « tarification dynamique » qui sera proposé aux consommateurs à partir de 2023 permet de payer   sa consommation en se basant sur les prix du marché de l’électricité. Cette Tarification est permise par l’installation quasi généralisée des compteurs connectés Linky, mais répond aussi à l’essor des énergies renouvelables (éolien, hydrolien…).

Alors que la plupart des offres du marché proposent des tarifs prévisibles sur l’année, ces formules suivent donc les fluctuations quotidiennes des données boursières et notamment le cours EPEX Spot.

Concrètement, les prix de gros évoluent principalement en raison du comportement des usagers. La nuit, les jours fériés, pendant les vacances… les Français consomment moins. De la même façon, les prix baissent si la météo est venteuse (et donc favorable à l’éolien), mais augmentent pendant les vagues de froid avec la sur-tension.

Pour l’UFC-Que Choisir  « Cela nécessite de couper son chauffage électrique en hiver et de consommer la nuit ou l’après-midi plutôt que le matin ou le soir » ironise l’association. La pilule pourrait aussi être difficile à avaler pour les clients qui ont tenté l’aventure E.Leclerc Energies et dont les offres classiques passeront automatiquement vers une tarification dynamique le 15 octobre prochain.

Conclusion, la tarification risque d’être dynamique pour le résultat des entreprises mais pas pour les consommateurs.

Engie : Électricité 100 % verte mais des profits grâce au nucléaire !

Engie : Électricité 100 % verte mais des profits grâce au nucléaire !

 

Engie a relevé ses objectifs pour l’année, et vise désormais un résultat net récurrent (hors exceptionnel) entre 2,5 et 2,7 milliards d’euros, contre 2,3 à 2,5 milliards attendus auparavant, précise-t-il dans un communiqué.Mais un résultat surtout du au profit réalisé dans le nucléaire. Par ailleurs, il poursuivra son programme de cession de certains actifs – de 9 milliards d’euros sur la période 2021-2023 -, annoncé en juillet 2020, dont le but est de simplifier le groupe et donner un coup d’accélérateur sur les énergies renouvelables.

« Les résultats du groupe se sont améliorés, grâce à un solide deuxième trimestre tiré principalement par les activités de gestion d’énergie, le nucléaire, des températures inférieures à la moyenne et l’amélioration de la performance des Solutions Clients au cours du deuxième trimestre par rapport au premier », a commenté Isabelle Kocher, Directrice Générale d’Engie.

 

Tarifs électricité : plus 0, 50 % au 1er août

Tarifs électricité : plus 0, 50 % au 1er août

Discrètement mais de manière irréversible, les tarifs des services et de certains produits augmentent depuis le début de l’année sans que pour autant les revenus des Français suivent. Ainsi la Commission de régulation de l’énergie (CRE) a proposé lundi une hausse de 0,48% TTC des tarifs réglementés de vente d’électricité en France pour les particuliers à compter du 1er août.

Elle propose également de relever de 0,38% les tarifs réservés aux professionnels.

« Cette évolution représente une hausse d’environ 4 euros/an sur la facture d’un client résidentiel et 6 euros/an pour un client professionnel », précise la CRE dans un communiqué.

Les ministres de l’Energie et de l’Economie ont la possibilité, dans un délai de trois mois, de s’opposer à la proposition de la CRE et de lui demander, le cas échéant, d’en formuler une nouvelle.

Électricité à tarification « dynamique » : Piège à cons

 Électricité à tarification « dynamique » : Piège à cons

 
Une nouvelle tarification de l’électricité pourra se mettre en place avec des évolutions des prix en fonction du marché de l’énergie électrique. L’occasion pour certains nouveaux opérateurs d’avancer l’avantage de tarification mirifique mais évidemment de taire les hausses inévitables. Un peu le même phénomène que dans le gaz ou les prix peuvent varier de 1000 à 2000 € la tonne selon les complexités tarifaires des opérateurs.Le problème c’est surtout que pour les consommateurs la tarification réelle va devenir complètement illisible.
La  Commission de Régulation de l’Energie (CRE) s’est érigée en garde-fou. Les prix de ces nouvelles offres, indexés sur les prix des marchés mondiaux, seront ainsi plafonnés. En revanche, leur vente par démarchage téléphonique est autorisée.

Il s’agit d’une obligation européenne : tous les opérateurs de plus de 200.000 abonnés doivent proposer au moins une offre de ce type à partir de juillet 2023. Et certains fournisseurs ont d’ores et déjà pris les devants, comme Barry ou encore E. Leclerc.

Ces offres ont la particularité d’avoir un prix modulable. Concrètement, quand les prix sont au plus bas, elles permettent de faire des économies. Mais l’inverse est aussi vrai. C’est donc pour empêcher les dérapages et protéger les consommateurs que la Commission de Régulation de l’Energie (CRE) pose les règles du jeu. Premier garde-fou posé : un plafonnement des prix. En cas de tarif très élevé sur les marchés de l’électricité, votre facture ne pourra pas dépasser deux fois le tarif réglementé, ce qu’on appelle le tarif bleu. Une volonté de la CRE de protéger le consommateur face à la flambée des prix comme ont pu le connaître les habitants du Texas il y a quelques semaines.

 

Environnement- Electricité 100 % verte d’Engie: Une escroquerie

Environnement

Electricité 100 % verte d’Engie: Une escroquerie

A l’occasion du tournoi de tennis de Roland-Garros on voit resurgir le fameux slogan d’Engie qui promet une électricité 100 % verte. Observons que parallèlement EDF promet seulement 97 % d’électricité sans carbone. Pas seulement une promesse pour EDF mais une réalité car la plupart de l’électricité vient du nucléaire qui ne produit aucun carbone.

 

Engie  mais aussi bien d’autres fournisseurs promettent pourtant une électricité verte alors qu’en réalité ils utilisent tout le même réseau qui distribue exactement la même électricité pour les particuliers et même la plupart des entreprises. Pour donner une légitimité à la peinture verte d’Engie, cette dernière entreprise investit dans d’illusoires éoliennes dans la France profonde, soit directement, soit indirectement dans des sociétés écrans. Ce qui ne l’empêche pas d’être aussi présentes dans le nucléaire, dans le gaz y compris celui bientôt en provenance de Russie.

Le concept d’électricité verte accessible à tous constitue une fumisterie. Les énergies alternatives au nucléaire n’occupent qu’une part très marginale. Et la production par exemple de certaines éoliennes est purement et simplement inutilisée mais quand même grassement rémunérée par le contribuable. Une aubaine pour les profiteurs locaux et l’entourage de certains conseils municipaux bien arrosés par les promoteurs d’éoliennes. De la même manière l’hydrogène verte constitue la même escroquerie car la filière ne pourra se développer de manière significative qu’avec les réserves de production d’électricité du nucléaire actuellement n’en utilisées.

Electricité 100 % verte d’Engie: Une escroquerie

Electricité 100 % verte d’Engie: Une escroquerie

A l’occasion du tournoi de tennis de Roland-Garros on voit resurgir le fameux slogan d’Engie qui promet une électricité 100 % verte. Observons que parallèlement EDF promet seulement 97 % d’électricité sans carbone. Pas seulement une promesse pour EDF mais une réalité car la plupart de l’électricité vient du nucléaire qui ne produit aucun carbone.

 

Engie  mais aussi bien d’autres fournisseurs promettent pourtant une électricité verte alors qu’en réalité ils utilisent tout le même réseau qui distribue exactement la même électricité pour les particuliers et même la plupart des entreprises. Pour donner une légitimité à la peinture verte d’Engie, cette dernière entreprise investit dans d’illusoires éoliennes dans la France profonde, soit directement, soit indirectement dans des sociétés écrans. Ce qui ne l’empêche pas d’être aussi présentes dans le nucléaire, dans le gaz y compris celui bientôt en provenance de Russie.

Le concept d’électricité verte accessible à tous constitue une fumisterie. Les énergies alternatives au nucléaire n’occupent qu’une part très marginale. Et la production par exemple de certaines éoliennes est purement et simplement inutilisée mais quand même grassement rémunérée par le contribuable. Une aubaine pour les profiteurs locaux et l’entourage de certains conseils municipaux bien arrosés par les promoteurs d’éoliennes. De la même manière l’hydrogène verte constitue la même escroquerie car la filière ne pourra se développer de manière significative qu’avec les réserves de production d’électricité du nucléaire actuellement n’en utilisées.

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. »

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

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