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Electricité- Énergie : une politique de gribouille

Énergie : une politique de gribouille

Pour tenter de dissimuler ses contradictions en matière de politique énergétique, le pouvoir tente de préparer les esprits à d’éventuels coupures de courant au cours de l’hiver.S’il y a bien un terrain où la France multiplie toutes les incohérences , c’est bien celui de l’énergie.La France a voulu s’aligner sur l’Allemagne qui a développé des énergies renouvelables pour faire plaisir aux écolos mais qui dans le même temps a surtout compté sur le gaz russe à bon marché et le charbon pour assurer sa production d’électricité. Hier exportatrice d’électricité, la France aujourd’hui importe en provenance d’Allemagne !R émy Prud’homme, célébre économiste, dénonce le fruit d’une politique absurde»

«La situation est d’autant plus absurde qu’en réalité, nous ne produisons pas trop peu, mais au contraire bien trop, d’électricité éolienne et solaire», estime Rémy Prud’homme. Extrait de la tribune dans le Figaro

En application de règles européennes que la France avait approuvées, notre pays risque de se voir infliger une amende de plusieurs centaines de millions d’euros pour n’avoir pas atteint des objectifs irréalistes en matière d’éoliennes, estime le professeur émérite d’économie à l’université de Paris-XII. Ce n’est pas cette amende qui est une folie, mais la politique de l’énergie européenne elle-même, juge-t-il.

La France est le seul pays de l’Union européenne à ne pas avoir atteint son objectif national de développement des énergies durables. Cela va nous coûter 500 millions d’euros cette année, je pense que c’est une raison supplémentaire d’agir», a déclaré Agnès Pannier-Runacher, ministre de la Transition énergétique, auditionnée le 19 octobre par les commissions des affaires économiques et de l’aménagement du territoire et du développement durable du Sénat au sujet du projet de loi relatif à l’accélération de la production des énergies renouvelables. Il est en effet probable que la Commission européenne demande à la France un chèque, sinon de 500 millions d’euros, en tout cas de plusieurs centaines de millions, au motif que nous ne produisons pas assez d’électricité éolienne et photovoltaïque. Comme dit Boileau, «le vrai peut quelquefois n’être pas vraisemblable.

Electricité: Nouveau développement du nucléaire américain

Electricité: Nouveau développement du nucléaire américain

D’après la lettre « Géopolitique de l’Electricité » , les États-Unis donne un nouveau développement à l’électricité nucléaire.

Une prise de conscience lucide, courageuse mais tardive « L’Amérique a perdu sa position de leader mondial de l’énergie nucléaire au profit d’entreprises étatiques, principalement de Russie et de Chine, et mais aussi d’autres nations, qui manœuvrent de façon agressive pour dépasser les Etats-Unis ». Ce texte tiré d’un Rapport du Department Of Energy daté d’avril 20201 , est lucide et courageux, mais excessif. Les industries nucléaires russes et chinoises ont, effectivement, dépassé les Etats-Unis. Par contre, stigmatiser une agressivité étrangère laisse dubitatif. La vérité est que les Etats-Unis ont négligé l’énergie nucléaire civile durant des années. Le Rapport précise que sur 107 nouveaux réacteurs qui pourraient être mis en service avant 2030 dans le monde, seuls 3 seraient de construction américaine.

Ce n’était pas le signe d’un intérêt majeur des Etats-Unis pour l’atome civil. Les avertissements n’avaient pourtant pas manqué. En 2013, le Center for Strategic and International Studies (CSIS), alors présidé par John J. Hamre, ancien Secrétaire Adjoint à la Défense des Etats-Unis d’Obama sonne l’alarme2 . Un de ses Rapports constate : « Aujourd’hui encore, une partie importante des technologies nucléaires mondiales et des compétences correspondantes reste issue des Etats-Unis. Mais les entreprises impliquées ont été rachetées par des firmes étrangères. Même pour les réacteurs à eau légère [les plus répandus], marché dominé durant des décennies par les Etats-Unis, toutes les entreprises américaines, sauf une, ont été acquises par des concurrents extérieurs».

Ainsi Westinghouse, une entreprise emblématique (oh combien !), du nucléaire américain, était à l’époque du Rapport du CSIS, et depuis des années, propriété du Japonais Toshiba. Cela pouvait s’admettre compte tenu des relations amicales entre les deux pays. Mais que Rosatom, conglomérat étatique de l’atome russe, ait réussi à acheter la compagnie canadienne « Uranium One », l’un des grands fournisseurs d’uranium mondiaux, et propriétaire de mines d’uranium américaine, relevait d’un aveuglement de l’administration américaine3 . La stratégie actuelle des Etats-Unis pour restaurer leur leadership mondial du nucléaire civil décrite en avril 20201 s’inscrit dans la politique générale initiée par le Président Donald Trump et bien souvent reprise par son successeur Joe Biden, et que l’on peut résumer par « Make America Great Again ». En fait, elle n’est pas seulement mise en place par les dirigeants politiques. L’ensemble de la société civile y contribue. Un nouvel intérêt pour le nucléaire a précédé la déclaration du Department Of Energy d’avril 2020. Au-delà du texte de 2020, la situation fin 2022 présente deux faits majeurs : La remise sur pied de Westinghouse, pôle industriel indispensable.•

La promotion des petits réacteurs modulaires (SMR) américains devenue l’un des axes de reconquête du leadership du nucléaire civil mondial. Le contexte actuel se caractérise par une certaine absence du nucléaire civil dans les sanctions imposées à la Russie à la suite du conflit en Ukraine. Souci de ne pas couper tous les ponts ou reflet de la complexité des liens entre Etats dans ce domaine ? Le climat général a considérablement changé, mais des ambigüités demeurent. .

Le fondateur de l’entreprise américaine Westinghouse, Georges Westinghouse, était un fournisseur d’engins agricoles visionnaire. Il fonda en 1885 la Westinghouse Electric Company (WEC) en optant pour le courant alternatif, choix décisif mais pas évident à l’époque, puisque le grand Thomas Edison lui-même préconisait le courant continu. Ses lointains successeurs eurent une même prescience en faisant fonctionner en 1957 à Shippingport le premier réacteur au monde destiné uniquement à produire de l’électricité. Il était déjà à eau pressurisée, technologie aujourd’hui dominante dans le monde entier. Ce sont les brevets Westinghouse qui permirent la construction des premiers réacteurs français du programme historique. Les perfectionnements apportés par les Français firent que leurs réacteurs relevèrent par la suite de la seule propriété intellectuelle française, celle de Framatome.

Ce qui autorisa cette entreprise à vendre ses réacteurs à la Chine sans avoir à demander l’autorisation à Westinghouse. Les Chinois, par la suite, perfectionnèrent ces réacteurs français ce qui leur permit de construire des réacteurs relevant de la seule propriété intellectuelle chinoise et d’en vendre. Ainsi va le monde du nucléaire civil, par des transferts de technologie. Les réacteurs actuels sont dits réacteurs de troisième génération. Ils sont tous à eau pressurisée. Une part notable du parc nucléaire mondial actuel comporte des gènes de Westinghouse. Cinq réacteurs sont aujourd’hui proposés au client éventuel : l’AP1000 de Westinghouse, le VVER 1200 russe, l’APR 1400 sud-coréen, l’EPR français et l’HTR1000 chinois dit également « Hualong One ». Ils comportent des évolutions et sous-modèles non traitées ici. Un Rapport de 2020 de l’OCDE4 , réalisé conjointement par les deux Agences de cette Institution (l’Agence Internationale de l’Energie et l’Agence de l’Energie Nucléaire), insiste sur les coûts élevés de construction des EPR et des AP1000 dans leurs pays d’origine (France et Etats-Unis). Ces coûts pour les têtes de série5 , exprimés en $/KWe sont très supérieurs à ceux des trois autres réacteurs de troisième génération construits également dans leur pays d’origine. 8 600 $/KWe pour l’EPR et l’AP1000 en France et aux Etats-Unis. Autour de 2 500 $/KWe pour les VVER1200, APR1400 et HTR1000 bâtis en Russie, Corée du Sud et Chine.

Un tel surcoût des AP1000 et EPR ne peut s’expliquer par des facteurs locaux , ni par des écarts significatifs de sûreté, car la conception des cinq réacteurs de troisième génération commercialisés actuellement « répond aux meilleurs standards de sûreté actuellement en vigueur au niveau européen et mondial » . Suivant l’OCDE les coûts élevés de l’AP1000 et de l’EPR construits aux Etats-Unis et en France proviennent de l’affaiblissement des industries nucléaires occidentales privées de commandes durant des décennies. Ces industries n’ayant plus de réacteurs à construire se sont étiolées. Les coûts de construction des réacteurs en France et aux Etats-Unis ne sont plus représentatifs du nucléaire. Le Rapport ajoute que le rétablissement des industries nucléaires occidentales par des commandes suffisantes de réacteurs en série permettraient d’obtenir des coûts bien plus bas, de l’ordre de ceux des réacteurs chinois, russes et sudcoréens qui produisent de l’électricité à des prix proches des renouvelables. Westinghouse, suivant l’agence de notation Fitch, a toujours continué à percevoir des revenus réguliers provenant de ses services liés au combustible nucléaire et d’exploitation des centrales gérés par des contrats à long terme indexé sur l’inflation et un remarquable taux de fidélisation de clientèle .

Le 4 janvier 2018, Brookfield Business Partners, annonça avoir trouvé un accord avec Toshiba pour acquérir 100% de Westinghouse. Un communiqué de Brookfield explique que l’entreprise en difficulté reste un leader dans son domaine, qu’elle possède une bonne base de clients dans le monde entier, qu’elle reçoit des revenus réguliers via des contrats à long terme, et que son personnel est compétent11 . Mais Brookfield ajoute des motivations bien plus profondes. Un texte du fonds d’investissement intitulé « Une nouvelle aube pour l’énergie nucléaire » 12 explique que le nucléaire s’imposera dans l’avenir : « Pour parvenir en 2050 à zéro-émissions [de gaz à effet de serre], un déploiement massif de toutes les technologies propres est nécessaire. Hydraulique, solaire, éolien… sont une partie de la solution, mais une source propre d’énergie de base, le nucléaire, jouera aussi un grand rôle. Il n’y a pas de scénario zéro émission sans une croissance du nucléaire ». Brookfield a-t-il anticipé, en plus, le renouveau nucléaire américain annoncé en avril 20201 ? Les dirigeants de Brookfield ont pu observer qu’une politique nouvelle se préparait. Il y eut l’alarme du CSIS (Cf. § I et note 2). Comme Canadiens, les dirigeants de Brookfield ont certainement suivi l’affaire « Uranium One », société canadienne et l’un des plus importants producteurs d’uranium mondiaux, devenue en 2013 propriété à 100% de Rosatom entreprise étatique russe. Le Kremlin avait réussi un joli coup en pénétrant un milieu américain sensible. « Uranium One » possédait des mines dans le Wyoming.
L’administration américaine se réveilla trop tard, mais l’affaire devint vite médiatique en opposant deux Présidents des Etats-Unis. Il apparut progressivement qu’Uranium One, aux mains de Moscou, avait généré « un archipel de sociétés-écrans aux quatre coins du monde » instruments d’une politique russe dangereuse13. Sentant le danger, Rosatom n’intégra jamais les mines du Wyoming dans sa filiale spécialisée ARMZ et les revendit trois mois avant l’invasion de l’Ukraine. Brookfield pouvait détecter avant 2020 des prémisses d’une politique américaine plus vigilante en matière nucléaire, voire nationaliste, favorisant la construction de réacteurs aux Etats-Unis et leur exportation. Brookfield finalisa l’achat de Westinghouse en août 201814 . L’entreprise clef du nucléaire américain était désormais adossée à un fonds d’investissement nord américain de près de 800 milliards de $. V. Westinghouse aujourd’hui Quatre ans pour redresser Westinghouse Le 11 octobre 2022, plus de quatre ans après son acquisition, Brookfield annonça la vente de Westinghouse à sa filiale Brookfield Renewable Partners et à Cameco Corp, une importante société canadienne de production d’uranium. Mais la filiale d’énergie renouvelable de Brookfield garde la 11 Communiqué de presse Brookfield-4/1/2018. 12 Brookfield : « A new dawn for nuclear power » 13 « Le Canada au cœur de la filière nucléaire de Moscou »-La Presse-11/3/2022 14 Nuclear Engineering International-6/8/2018. 6 majorité des parts (51%). Constatant que Brookfield restait la « maison mère ultime » l’Agence de notation Fitch estime que l’avenir de Westinghouse ne sera pas affecté par la vente de 49% du capital à Cameco.

En conséquence les notes « B » avec perspective positive de Westinghouse Electric sont maintenues15 . La filiale d’énergie renouvelable de Brookfield est devenue un fonds d’investissement pour les « énergies propres », c’est-à-dire non seulement dédié aux énergies renouvelables mais aussi au nucléaire. Ce dernier est susceptible de devenir une part importante de ses actifs. Depuis 2018, Brookfield « a nommé une nouvelle équipe de direction, de classe mondiale a réorganisé la structure de l’entreprise, recentré les offres de services et de produits, optimisé la chaîne d’approvisionnement mondiale, et investi dans les nouvelles technologies ». Le Westinghouse nouveau était arrivé. Un Français Directeur Commercial. Depuis juin 2022, « Jacques Besnainou est Vice-Président Exécutif, pour les marchés mondiaux de Westinghouse Electric Company. Dans ce rôle, il est le Directeur Général Commercial et dirige la stratégie commerciale mondiale de l’entreprise » 16 . Jacques Besnainou a occupé des postes de responsabilité chez Areva à partir de 2001. En particulier, il a dirigé Areva Inc., la filiale américaine de cette entreprise de 2008 à 2012. Il s’est fait remarquer par ses qualités de communicant lors de l’accident de Fukushima.

Il a présidé l’American Nuclear Society17 ayant probablement été le seul Français à occuper cette fonction. Succès commerciaux en Pologne et Chine. En Chine. Le 12 octobre 2022, Westinghouse « félicite la State Power Investment Corporation de Chine d’ajouter des réacteurs de la technologie AP1000 … à ses projets … Cette annonce vient après celle d’avril 2022 de construire quatre unités supplémentaires [de même technologie] sur les sites de Sanmen et d’Haiyang » 18 . Une fois construite, les deux tranches annoncées le 12 octobre seraient les neuvième et dixième réacteurs fonctionnant en Chine basés sur la technologie AP1000, génération III+. En Pologne. Le 2 novembre 2022, le conseil des ministres polonais annonça qu’il avait décidé une coopération avec les Etats-Unis et que Westinghouse avait été choisi pour construire une première centrale de 3 750 MWe (trois AP1000). L’ensemble du programme polonais serait de 6 000 à 9 000 MWe. Le pays reste ouvert pour la suite à la collaboration avec les industries nucléaires européennes et mondiales19 . Des coûts de construction susceptibles de baisses sensibles. En mars 2022, le Massachusetts Institute of Technology (MIT), via son institut spécialisé, publia un Rapport sur les coûts futur de construction du réacteur AP1000 de Westinghouse20 : « Le réacteur AP1000 est désormais une technologie éprouvée capable de produire près de 10 000 GWh d’énergie propre par an avec une durée de vie … facilement étendue à 80 ans et audelà ».
Les coûts seraient encore plus faibles si l’AP1000 était construit dans des pays où la main d’œuvre serait meilleur marché qu’aux Etats-Unis. Donc l’AP1000 pourra affronter ses concurrents russes et chinois et comme eux produire une électricité de coût comparable aux renouvelables. VI. Westinghouse – Pôle industriel du nucléaire américain. Les succès commerciaux de Westinghouse en Pologne et en Chine n’ont pas la même signification.

En Europe de l’Est, de la Finlande à la Bulgarie, l’armée américaine est considérée comme indispensable face à la politique actuelle russe. Les pays de cette région (sauf la Hongrie) se rapprochent des Etats-Unis et leurs choix s’en ressentent. Il est vraisemblable que l’achat de trois AP1000 ne restera pas seul, ni en Pologne, ni dans les pays voisins (dont l’Ukraine). Par contre en Chine, le recours abondant à la technologie AP1000, confirmée en octobre 2022, est de nature différente. Certes, il y a aux Etats-Unis des cercles qui préconisent le maintien d’un commerce important avec la Chine, comme le Center for Strategic and International Studies (CSIS). Probablement qu’à Pékin des gens pensent de même. Cela s’est senti au G20 de Bali. Néanmoins, la perspective de dix réacteurs de technologie AP1000 en Chine, alors que ce pays dispose de réacteurs Hualong One performants, indique qu’à Pékin la technologie américaine est considérée comme compétitive, sûre, importante à connaître et à pratiquer. L’industrie nucléaire chinoise connait fort bien quatre des cinq modèles actuels de réacteurs de troisième génération et est donc parfaitement informée. Ses décisions confortent les conclusions du Rapport du MIT20 et de celui de l’OCDE4 . Ce dernier indiquait que les réacteurs occidentaux comme l’AP1000 et l’EPR français pouvaient devenir compétitifs à condition d’être produits en série suffisante. Les premiers résultats commerciaux de l’AP1000 indiquent que cette condition a de grandes chances d’être réalisée. Après une première révolution industrielle du nucléaire, initiée par les Français il y a cinquante ans (la construction en série par paliers successifs), il semble que l’atome aborde une autre nouvelle stratégie industrielle : la préfabrication en usine d’éléments mis en place par des grues géantes. Les problèmes liés à cette nouvelle méthode de construction sur le chantier de Vogtle ont amené Westinghouse à de graves pertes financières qui ont contribué à la faillite en 201710.

Les Chinois semblent la maîtriser et les Français s’y emploient avec la plus grande grue du monde (Big Carl) sur leur chantier d’EPR à Hinkley Point. Six ans après sa faillite, Westinghouse a eu le temps d’étudier le problème et de trouver des solutions. L’industrie nucléaire américaine, avec Westinghouse, dispose du pôle industriel nécessaire à sa renaissance. VII. Les SMR. Une activité américaine intense Rappelons les définitions et les caractéristiques mentionnées par l’Agence Internationale de l’Energie Atomique concernant les petits réacteurs modulaire (Small Modular Reactors ou SMR) : Les SMR sont des réacteurs modulaires avancés dont la puissance installée va jusqu’à• 300 MWe et dont les composants et systèmes peuvent être construits en usine, puis être transportés sous formes de modules sur le site de production. Les microréacteurs sont une sous-catégorie dont la puissance installée est inférieure à 10 MWe. Les SMR en développement aujourd’hui relèvent de diverses technologies : réacteurs refroidis• par eau, réacteurs à haute température refroidis par gaz, réacteurs à neutrons rapides refroidis par métaux liquides et gaz, réacteurs à sels fondus.

Le déploiement des SMR peut être prévu sous différentes formes d’installation, d’une seule• unité à plusieurs, fixe et mobile (barges ou autres navires). 8 Le nombre de projets de SMR explose à partir de 2015. Ils apparaissent dans une vingtaine de pays, donc bien au-delà des cinq nations qui commercialisent aujourd’hui les grands réacteurs. On en relève au Danemark et en Italie, qui ont pourtant officiellement renoncé à l’atome. Les technologies proposées sont très variées et ressuscitent d’anciens choix qui semblaient abandonnés. L’apparition des SMR, par le dynamisme et la créativité qui caractérisent ce mouvement, est un signe de la renaissance mondiale du nucléaire. L’Agence Internationale de l’Energie (AIEA) dénombre en 2021 plus de quatre-vingt projets, chiffre inférieur à la réalité21 . Dès l’annonce de leur programme de reconquête du leadership mondial de l’énergie nucléaire, les Etats-Unis indiquèrent que les SMR seront un des axes de leur stratégie (avril 2020)1. Mais Russes et Chinois ont acquis une avance. Deux SMR sont en fonctionnement, l’un chinois, l’autre russe, et deux en construction, l’un chinois, l’autre (pour mémoire) est argentin21 . Le démarrage américain est rapide. Parmi les projets mentionnés par l’AIEA, le quart est américain. Beaucoup sont menés en collaboration avec des pays alliés généralement, le Canada, le Japon, la Corée du Sud et le Royaume-Uni. Lorsque l’on examine les projets les plus avancés, on constate que plus du tiers sont soient uniquement américains, soient américains en collaboration avec ces pays alliés22.

A l’extérieur, les Etats-Unis déploient des efforts considérables pour la promotion de leurs futurs SMR en proposant une coopération avec les industries locales. Ils sont à l’origine du FIRST (Foundational Infrastructure for the Responsible Use of Small Modular Reactor Technology Cooperation)23, qui réunit, autour d’eux, le Japon, la Corée du Sud, le Royaume-Uni (ce qui n’est guère surprenant) mais aussi le Ghana et le Kazakhstan. Ils ont créé en 2019 un nouvel instrument financier, la DFC (Development Finance Corporation), qui investit « dans les marchés émergents » en particulier dans l’énergie, dont les SMR. Le Rapport déjà cité du Massachusetts Institute of Technology (MIT) 19 indique que la production d’électricité des SMR sera probablement plus chère que celle des grands réacteurs. « Les gouvernements qui souhaitent décarboner leur énergie ont intérêt à se tourner vers les grands réacteurs construits en série (plus de huit) qui est l’option économique à l’impact maximum ». Néanmoins les SMR ont leur place dans les réseaux électriques de petite taille et, sous conditions, pour l’alimentation de certains industriels. Ils peuvent intéresser les pays émergents. Les conclusions du Rapport du MIT sont à prendre en considération. L’utilisation des SMR aura des limites. C’est l’expérience sur le terrain qui les précisera.

D’ici cinq à dix ans, les Etats-Unis pourront présenter plusieurs SMR compétitifs. Dès à présent, il est possible de deviner les marchés où l’affrontement avec les modèles russes et surtout chinois aura lieu. Ainsi, en Afrique et en Asie du Sud. Les grandes manœuvres des uns et des autres ont déjà commencé en Indonésie, grande puissance industrielle en devenir, qui atteindra les trois cents millions d’âmes sur une myriade d’îles aux réseaux électriques isolés. Un certain nombre de réacteurs avancés, dont des SMR, nécessitent un combustible HALEU24. Il s’agit d’uranium plus enrichi que dans les réacteurs de grande taille, mais moins que pour les militaires (de 4,5% à 20%). La commercialisation de l’HALEU est aujourd’hui presque entièrement contrôlée par la Russie, situation héritée de l’époque d’insouciance. Le Department Of Energy (DOE) a lancé un programme national de production d’HALEU et a annoncé un premier contrat avec 21 Tous les projets français ne sont pas répertoriés. 22AIEA-« Small Modular Reactors : a new nuclear energy paradigm ».

L’entreprise Centrus Energy Corp25. Orano USA est également sur les rangs. Le problème qui se pose aussi en Europe sera résolu, mais il y aura une période délicate à passer. L’important programme de SMR des Etats-Unis et ses perspectives sont une autre face de la renaissance de l’énergie nucléaire Outre Atlantique. Conclusion Il a fallu quatre ans d’efforts à un puissant fonds d’investissement pour redresser Westinghouse, entreprise emblématique du nucléaire américain, amenée en 2017 à déposer son bilan après des chantiers calamiteux. La réorganisation et la mise en place d’une nouvelle gouvernance de niveau international sont maintenant achevées. On note la présence d’un Français dans le nouvel état-major. Il s’agit d’un ancien patron d’Areva Inc., nommé viceprésident exécutif en charge de « la stratégie commerciale mondiale de l’entreprise ». Plus significative que la vente de trois réacteurs vedettes AP1000 de Westinghouse à la Pologne, est la décision chinoise d’octobre 2022 de se tourner un peu plus vers cette technologie américaine.

La Chine pourrait disposer d’ici dix ans de dix réacteurs issus de l’AP1000. Ses ingénieurs, par ce choix, prennent acte que la technologie de Westinghouse est au premier rang du nucléaire mondial. Une étude du Massachusetts Institute of Technology confirme que la construction en série amènerait les futurs AP1000 (à partir du huitième réacteur) à diviser leurs coûts par plus de deux, les rapprochant de leurs homologues russes, chinois et sud-coréens. L’électricité produite serait compétitive avec les renouvelables, et en plus pilotable, ce qui compte tenu des objectifs climatiques, offrirait d’immenses débouchés. Les Etats-Unis disposent de nouveau avec Westinghouse d’un pôle industriel puissant indispensable à leur renouveau nucléaire. Un dernier point de l’Agence Internationale de l’Energie Atomique indique que plus du tiers des projets mondiaux de SMR « les plus avancés » sont le fait d’entreprises américaines associées ou non à des sociétés de pays proches (Canada, Corée du Sud, Japon…). Partie en retard par rapport aux Russes et Chinois, l’industrie américaine et ses alliés seront en mesure dans quelques années de les concurrencer dans les pays émergents, tout en bénéficiant d’aides financières et d’appuis politiques. Les Etats-Unis ont repris le fil de leur grande aventure du nucléaire.

Electricité: premières baisses de consommation


Electricité: premières baisses de consommation


La hausse considérable des prix constitue une contrainte majeure qui favorise les premières baisses de consommation constatée en France.

Une baisse de la consommation d’électricité et de gaz est constatée par rapport aux années qui ont précédé la pandémie. Cette diminution serait principalement due au secteur industriel qui est plus économe en énergie depuis quelques années. « 4576 GigaWatt consommés en octobre 2014, 3 654 cette année. C’est une baisse de 15 % par rapport à la moyenne des années avant Covid. Elles ont aussi consommé 13 % de gaz de moins que l’an dernier », révèle la journaliste Sandrine Feydel.
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Cependant, cette baisse ne serait pas la conséquence d’un effort dû à la sobriété énergétique, mais elle s’expliquerait simplement par des prix plus élevés qui poussent les entreprises à faire des économies. « Certaines entreprises, comme Arc ou encore Duralex, ont dû arrêter leur production, voire mis des salariés au chômage partiel », illustre Sandrine Feydel. En ce qui concerne les particuliers, il est encore trop tôt pour établir un constat. La journaliste explique : « Les Français ont certes consommé peu d’électricité et beaucoup moins de gaz, mais d’abord à cause des températures élevées. (…) Octobre 2022 a été le mois d’octobre le plus chaud jamais enregistré en France. » Les premiers bilans pourront être dressés dans les prochains mois.

Électricité : des grèves ciblées qui vont tuer EDF

Électricité : des grèves ciblées qui vont tuer EDF

Il est évident que les salariés EDF comme d’autres sont légitimes à faire valoir leurs revendications salariales mais en ciblant le redémarrage de cinq réacteurs nucléaires, ils s’attaquent directement à la demande des usagers.

En cause le fait que la fédération de l’énergie CGT fait partie de l’avant-garde mobilisée par la confédération suite aux déconvenues de la CGT chez Total. (Un accord a été signé par des syndicats majoritaires mais la CGT continue le mouvement au moins jusqu’à la grève confédérale de mardi).

Dans le même temps, la France est contrainte d’importer de l’électricité de l’étranger ce qui participe encore à l’écroulement de la balance commerciale dont le déficit va atteindre record de 150 milliards en 2022. De quoi aussi renchérir les conditions de production dans l’économie française.

Ce ciblage est évidemment complètement irresponsable surtout à un moment où le nucléaire pourtant indispensable est encore discuté.

Les conséquences de cette politique syndicale irresponsable sont évidemment graves pour l’avenir de la filière mais aussi pour EDF. Il ne faudra pas se plaindre si un jour EDF est remis en cause dans sa situation juridique voire même dans le statut des travailleurs. C’est la même radicalité qui a contraint la SNCF à recroqueviller dans son activité ( abandon du trafic express, abandon de la messagerie, pratiquement marginal désormais en transport de marchandises, abandon de petites lignes). Pire d’un point de vue syndical le statut de cheminot a été supprimé.

EDF a été forcé de repousser le redémarrage de cinq réacteurs nucléaires en raison de la grève pour les salaires de ses employés sur certains sites.

EDF a donc été contraint de repousser le redémarrage de cinq réacteurs nucléaires en raison de la grève de ses employés sur certains sites. (SICCOLI PATRICK/SIPA)

Les mouvements sociaux peuvent « avoir un impact sur le planning de retour en production de certains réacteurs ». Voilà le message diffusé samedi matin par une porte-parole d’EDF. En raison de la grève de ses salariés sur certains sites, le groupe a dû repousser le redémarrage de cinq réacteurs nucléaires. « Pour les réacteurs en production, cela peut se traduire par des baisses de puissance temporaire », a-t-elle ajouté. Ces retards vont d’un jour à près de trois semaines selon les réacteurs, précise le site du géant de l’électricité français.

Depuis le début de la grève, EDF a ainsi identifié des mouvements sociaux sur six sites vendredi, tandis que la CGT en dénombrait neuf samedi matin (Belleville, Bugey, Cattenom, Cruas, Dampierre, Gravelines, Paluel, Saint-Alban et Tricastin). Dans chacune de ces centrales, le syndicat recense des blocages dans les travaux programmés sur un ou plusieurs réacteurs, ainsi que parfois des baisses de puissance.

Ce mouvement vise à faire pression sur les négociations salariales des entreprises du secteur de l’énergie et notamment EDF, où une première réunion est prévue mardi.

Electricité EDF: Menace de la CGT

Electricité EDF: Menace de la CGT


Après le pétrole, la CGT menace à EDF et annonce que des coupures pourraient être inévitables cet hiver. En cause, évidemment un grand nombre de réacteurs à l’arrêt pour entretien mais aussi des actions de la CGT pour retarder précisément cet entretien. Le secrétaire CGT du Conseil Social et Économique Central (CSEC) , Jeudi 13 octobre, Philippe Page le Mérour s’est montré alarmant : « Si nous avons un hiver normalement froid, ou très froid, nous ne pourrons pas nous passer de délestage ».

Nouveau coup dur pour EDF. Alors que la relance du parc nucléaire rencontre des difficultés, le syndicat FNME-CGT annonce un mouvement de grève qui interrompt la maintenance de cinq réacteurs nucléaires. Une grève qui fait écho à l’actualité, alors que plusieurs raffineries TotalEnergies et Esso-ExxonMobil sont à l’arrêt suite à un mouvement gréviste.

Le retour des réacteurs sur le réseau, notamment ceux touchés par des problèmes de corrosion sous contrainte, continue de patiner. Alors que début septembre, EDF prévoyait plus de 35 GW de puissance nucléaire disponibles sur le réseau pour le début du mois d’octobre, il n’en est rien. Au mercredi 12 octobre, à peine 30 GW de puissance étaient disponibles sur le réseau, précise les données de RTE.

Au retard du retour des réacteurs, s’ajoute désormais la menace d’une grève massive chez l’électricien. Selon une information de Reuters, un mouvement de grève, à l’initiative du syndicat FNME-CGT, affecte la maintenance de cinq réacteurs nucléaires. La centrale du Bugey est notamment concernée, sans pour autant que la production d’électricité des réacteurs en fonctionnement soit impactée.

Dans cette affaire, il y a des dimensions syndicales légitimes concernant les salaires mais aussi des objectifs plus politiques qui opposent la CGT au gouvernement. EDF comme d’habitude fait partie des troupes de bases pour nourrir la mobilisation que souhaite la confédération CGT. Un jeu toutefois dangereux car l’opinion privée de carburant pourrait se retourner si elle était maintenant privée d’électricité.

Électricité : le fiasco de la distribution privée

Électricité : le fiasco de la distribution privée

Pour fournir les s nouveaux arrivants Abandonnés ou chassés par les anciens distributeurs privés, EDF doit acheter des électrons à prix d’or sur le marché de gros. Prix qu’il ne peut répercuter ensuite sur les contrats de ventes encadrés par le tarif réglementé. Très pénalisée, l’entreprise se réserve le droit de saisir la justice.

EDF n’en finit pas d’enregistrer de nouveaux clients qui viennent d’anciennes sociétés privées qui la promettaient des prix durables très concurrentiels ( comme Leclerc par exemple) et en plus hypocrisie supplémentaire de l’énergie verte. La vérité c’est que le marché de l’électricité a été complètement bouleversé à l’occasion de la guerre en Ukraine et que les sociétés privées ont dû abandonner les contrats passés avec les particuliers.

Du coup les consommateurs se rabattent sur EDF. Il n’y a rien d’étonnant à cela car la production était celle d’EDF et de la même manière les réseaux de distribution. On voit mal comment les sociétés privées auraient pu durablement fournir de l’électricité à des conditions avantageuses.

Ce fort regain d’engouement des particuliers pour les offres d’EDF n’est pas une bonne nouvelle pour l’entreprise, qui s’attend à perdre de l’argent. En effet, ce récent attrait s’explique, en grande partie, par le comportement de certains fournisseurs alternatifs, qui à l’approche de l’hiver poussent leurs clients à résilier leurs contrats et à se tourner vers l’électricien historique afin de bénéficier du tarif réglementé de vente (TRV), que, seul EDF, bientôt renationalisé, peut proposer. Cette stratégie permettrait à certains fournisseurs de revendre à prix d’or le précieux courant sur la bourse d’échange, plutôt que de le délivrer à leurs clients.

Début septembre, le gendarme de l’énergie a ainsi lancé une enquête visant le fournisseur Ohm Energie. L’entreprise est soupçonnée de réaliser des profits indus sur les marchés, en revendant à prix d’or les électrons achetés bon marché à EDF.

Electricité : Une crise , conséquence des choix depuis 10 ans

Electricité : Une crise , conséquence des choix depuis 10 ans

 Si le gouvernement multiplie les annonces rassurantes face à la crise énergétique, son discours masque mal le fait que la situation actuelle résulte d’abord de choix qui ont été faits durant les dix dernières années. Et la crise ukrainienne aura servi de révélateur de l’absence d’une vision de long terme de notre politique énergétique. Par Didier Julienne, Président de Commodities & Resources (*). ( la Tribune)

 

Ce n’est pas bien, paraît-il, de remuer le passé politique pour parler d’erreurs fatales, surtout s’il est proche. Ce n’est pas bien parce que ce n’est pas positif, pas constructif, cela impose l’humilité aux responsables et n’apporte rien aux éventuelles solutions. Bref, c’est une perte de temps.

En effet, à quoi cela sert-il de répéter que l’électricité française est plantée à cause des deux derniers mandats présidentiels qui ont décidé des choses sans intelligence ni compétences et sans prévoir l’incroyable ? C’est une grave faute politique et non pas un accident industriel.

À quoi cela sert-il d’écrire encore et toujours que ramener la part de l’électricité nucléaire à 50 %, fermer Fessenheim, abandonner Astrid, sans solution opérationnelle fiable ? Le fruit subtil du déclassement PISA dirait : c’était « déconner grave ».

Il n’y a qu’à constater la tragédie industrielle allemande pour s’en rendre compte. Où sera la solution miracle des renouvelables allemands cet hiver ? Dans le charbon ! Alors que l’on dit, à la mode d’un général Tapioca qui se défausserait sur ses guérilleros, que les coupables sont EDF, ou les deux producteurs d’électricité allemands, Uniper en faillite et RWE. La France vaut mieux que cela. Si le bilan énergétique d’Angela Merkel est questionné, qui questionne celui de Paris ?

À quoi cela sert-il de rappeler que la communication performative ne fonctionne pas, ni dans l’industrie ni dans l’énergie? La communication performative est utilisée par le maire d’une commune pour que le couple qui se présente devant lui passe du statut de deux célibataires à celui d’un couple marié. Elle provoque ce changement immédiat.

La communication en imitation de la performative est la cause d’une France en charge mentale excessive, psychologiquement plantée et peut être ex abruto électriquement plantée cet hiver. Cette communication ne donne en effet aucun électron supplémentaire lorsque l’on décide de la construction future de nouveaux réacteurs, sans pour autant annuler en plein crise de souveraineté la fermeture des centrales actuelles qui sont efficaces, non dangereuses et rentables, comme l’était Fessenheim. L’énergie c’est le temps long, il ne faut jamais se tromper.

À quoi cela sert-il de répéter que grâce à un esprit transgressif le régime de l’Arenh qui tue EDF aurait dû être aboli depuis longtemps au lieu de le consolider par le décret du 11 mars 2022 ? Sinon à quoi sert-il d’avoir un esprit transgressif ?

À quoi cela sert-il de répéter que la gazoduc Midcat reliant l’Espagne à l’Europe du Nord est utile, car l’Espagne a des capacités de GNL inusitées ? Refuser cette redondance de sécurité pour le long terme est de la même impréparation vis-à-vis de l’impensable que la fermeture de centrales nucléaires sans une alternative fiable.

À quoi cela sert-il de rappeler que l’arrêt des réacteurs du programme Astrid était une bêtise, car il démobilise les chercheurs qui chercheront autre chose autre part ? Alors que ce type de réacteurs, qui brûle les déchets des centrales actuelles, est la pièce manquante à l’économie circulaire du nucléaire. Il assurera une électricité sans limites pendant au moins 2000 ans à toute l’Europe, puisqu’ils sont le cercle vertueux brûlant les déchets entreposés dans toutes les piscines de refroidissement disposées sur notre continent européens ; sans plus jamais d’uranium minier. De plus, pour appuyer là où cela fait mal, la Russie construit déjà un tel réacteur de nouvelle génération, il sera opérationnel en 2026.

Et puis il y a les causes diverses.

À quoi cela sert-il de répéter qu’au lieu d’interdire le stationnement de scooters à Paris, un décret devrait obliger l’installation de panneaux solaires sur toutes les toitures et façades d’immeubles ; et au lieu de subventionner les éoliennes, payons massivement la disparition des chaudières au fioul ?

À quoi sert-il de démasquer des « happy few » qui ont bénéficié de la désindustrialisation française ? À révéler une forme de décadence industrielle !

À quoi bon parler du complot « des métaux rares » et de la corruption qui le paye pour contrer l’incontestable progrès qu’est la voiture électrique ? Et pour en revenir au plantage électrique français, à quoi bon répéter qu’Areva a perdu la boule parce qu’il a tout simplement été géré par des incompétences qui comparaient l’entreprise à une cafetière Nespresso ; l’affaire Uramin, qui n’est pas encore jugée, en présente tous les symptômes.

Cet aggiornamento sert à parler vrai, juste quelques secondes, pour tuer le cynisme à la mode dans notre pays et nous redonner l’envie du courage, parce que combien de Françaises et de Français se battraient pour défendre la France ; à la manière héroïque des Ukrainiennes et des Ukrainiens ?

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(*) Didier Julienne anime un blog sur les problématiques industrielles et géopolitiques liées aux marchés des métaux.

Electricité : Stopper le bidouillage tarifaire et les superprofits

Electricité : Stopper le bidouillage tarifaire et les superprofits

 

 

L’économiste et syndicaliste Anne Debrégeas estime, dans une tribune au « Monde », que les mesures envisagées par la Commission européenne pour plafonner le prix de l’électricité ne rompent pas avec la logique de marché qui a provoqué leur envolée.

 

L’envolée des prix européens de l’électricité qui alimente la crise actuelle de l’énergie est avant tout liée à leur indexation artificielle sur les cours mondiaux du gaz. Ces prix ont été multipliés par plus de vingt cet été par rapport à leur niveau normal, sans commune mesure avec l’évolution bien plus lente des coûts de production.

Les factures des consommateurs ont suivi cette envolée, plus ou moins vite selon le niveau de régulation des pays, provoquant aggravation de la précarité énergétique, mise en difficulté des communes et des entreprises et flambée de l’inflation. Se sont ensuivies des mesures hétéroclites, partielles, temporaires et désordonnées qui, au mieux, n’ont permis que d’éviter le choc pour certains consommateurs.

Par exemple, le bouclier tarifaire français a limité en 2022 la hausse des factures à 4 % pour les seuls consommateurs restés au tarif réglementé de vente, soit deux tiers des ménages, laissant les autres – particuliers, entreprises et communes – aux prises avec des factures parfois multipliées par quatre ou plus. Ce bouclier tarifaire sera réhaussé à 15 % en 2023, mais toujours restreint aux consommateurs au tarif réglementé.

Après l’avoir longtemps défendu, de plus en plus d’Etats et d’experts jugent aujourd’hui ce marché aberrant. Ils ont obtenu de l’Union européenne, début 2023, une promesse de le réformer en profondeur.

En parallèle, Bruxelles a réuni vendredi 9 septembre les ministres de l’énergie pour définir des mesures d’urgence. Hélas, seules des « pistes » bien floues en sont sorties. Surtout, le cadre imposé par Bruxelles condamne d’emblée tout espoir de sortir rapidement et durablement de cette crise.

En effet, comme le révèle le document non signé qui a servi de base aux débats, les solutions consistant à se défaire de ce prix de marché pourtant largement responsable de la crise ont été éliminées d’office, car contraires au dogme de la concurrence qui prime manifestement sur les intérêts économiques, sociaux et écologiques.

Ne reste alors que des solutions ultracomplexes consistant à tenter de compenser a posteriori les effets dévastateurs de ces prix ultravolatils, en ponctionnant une partie des superprofits que les producteurs réalisent grâce à l’envolée des prix pour les reverser à des utilisateurs ciblés.

La présidente de la Commission européenne, Ursula von der Leyen, envisageait, par exemple, de plafonner à 200 euros par mégawattheure (MWh) les prix d’achat aux producteurs disposant des centrales les moins chères (nucléaires et renouvelables principalement)… soit au minimum trois à quatre fois leur coût de production, estimé à 49,50 euros/MWh pour le nucléaire français, entre 50 et 150 euros/MWh pour l’éolien en mer, 25 euros/MWh pour l’hydraulique sur le Rhône… Elle se résout donc implicitement à maintenir des énormes profits pour ces producteurs aux dépens des consommateurs et des contribuables.

Électricité : l’alerte Ecowatt, un gadget pour justifier les augmentations

Électricité : l’alerte Ecowatt, un gadget pour justifier les augmentations

Un nouveau gadget avec l’alerte Ecowatt  , sorte de météo de l’électricité qui doit indiquer les niveaux de tension de la consommation. Un dispositif qui ne servira pas à grand-chose sinon quand le niveau approchera du rouge à justifier de nouvelles augmentations. Un véritable scandale évidemment pour un pays qui pouvait s’enorgueillir d’être non seulement autonome en matière d’électricité mais aussi d’exporter cette énergie. En cause,  le fait que presque la moitié du parc nucléaire est actuellement immobilisée. La responsabilité qui incombe largement à ce gouvernement, à Macron en particulier qui rappelons-le sous Hollande, sous son premier mandat ensuite  avait pour objectif de réduire la production d’origine nucléaire avec la fermeture de 14 réacteurs et l’arrêt total , réalisé lui,de Fessenheim. La responsabilité aussi à EDF même s’il faut prendre en compte les contraintes beaucoup plus lourdes de vérification des centrales suites à Fukushima. Une entreprise qui s’est un peu endormi, comme son personnel et ses dirigeants qui ont perdu non seulement en dynamisme, en productivité mais aussi incompétence. Sans parler des accommodements sociaux difficilement justifiables.

 

Une alerte rouge, d’Ecowatt signifiera  que le système électrique est très tendu (autrement dit, que la production et les importations ne suffiront pas à couvrir l’ensemble de la consommation) et qu’une coupure d’électricité, sous forme de délestage, est inévitable… Sauf, si la consommation baisse de manière volontaire et substantielle, grâce aux écogestes non rémunérés pris par les consommateurs, particuliers et entreprises.

Et c’est bien sur cette mobilisation collective que mise RTE. « Les situations de coupures programmées sont évitables si la mobilisation de tous est forte, si la sobriété s’étend à tous les secteurs et si la collectivité nationale répond au signal Ecowatt rouge », affirme le patron de RTE.

Un signal Ecowatt se matérialise par une alerte envoyée, trois jours à l’avance, par SMS, par email ou via une notification. Pour la recevoir, une inscription au préalable sur le site éponyme est nécessaire. L’alerte invite à réduire sa consommation de manière très ponctuelle, en baissant son chauffage d’un degré supplémentaire ou en remportant l’utilisation d’un équipement électrique dans la journée par exemple. Ces écogestes permettraient d’économiser jusqu’à 4 GW entre 8h et 13h et jusqu’à 5 GW entre 18h et 20h, selon les estimations du gestionnaire.

Toutefois, ces économies ne pourront être atteintes qu’en cas d’une adhésion massive à cette météo de l’électricité. Or, aujourd’hui, seules 100.000 personnes sont abonnées à ce système d’alarme. Ce qui reste très peu. Mais le gestionnaire compte sur sa généralisation grâce à des partenariats noués avec des entreprises et des collectivités et une plus forte médiatisation. « Nous menons des discussions avec beaucoup de médias, notamment pour parler du signal Ecowatt pendant les bulletins météo qui sont très regardés », explique RTE.

À quand aussi un système alerte aux augmentations des tarifs ?

 

Électricité : sortir du marché ?

Électricité :  sortir du marché  ?

 

En vue de la réunion extraordinaire du Conseil « Energie » de l’UE qui se tiendra le 9 septembre prochain, plusieurs députés de La France Insoumise interpellent les ministres Bruno Lemaire et Agnès Pannier-Runacher sur la question épineuse du prix de l’énergie en Europe. Par Aurélie Trouvé, Matthias Tavel et Maxime Laisney, élus pour LFI (*).

 

Une contribution qui justifie la lecture pour mieux comprendre l’idéologie de LFI. Le parti de Mélenchon en matière d’électricité propose de sortir complètement du marché et non d’engager le découplage des prix entre électricité et gaz. LFI propose de s’en tenir pour l’électricité au coût de production ; le seul problème c’est que si l’électricité d’EDF était payée au cout réel de production il faudrait sans doute doubler les tarifs compte tenu des besoins de financement de l’entreprise ( endettement, coût du Grand carénage, des déchets et couts des futurs EPR). En fait , la proposition de LFI signifie la nationalisation des tarifs avec un transfert des prix du consommateur vers celui du contribuable. Bref l’économie administrée chère aux néocommunistes et autres gauchistes. Pas étonnant que cette contribution soit le fruit de députés tous les trois anciens fonctionnaires ! NDLR

Tribune

 

La présidence tchèque du Conseil de l’UE a convoqué une réunion extraordinaire du Conseil « Énergie » de l’UE vendredi 9 septembre pour définir des mesures d’urgence face au naufrage du marché européen de l’électricité.

En Europe, le coût moyen de production, qui servait de base de calcul pour les prix de l’électricité, a été abandonné au profit d’un prix formé sur un marché unique. Il a également été décidé que ce prix soit fixé par la dernière centrale appelée – généralement ayant les coûts de production les plus élevés. Selon ces règles, les centrales électriques fonctionnant au gaz, lourdement impactées par l’explosion des prix du gaz, se retrouvent ainsi à pousser à la hausse les prix de l’électricité dans toute l’Europe, même pour l’électricité produite à partir d’autres sources.

De plus en plus de pays, même parmi les plus fervents soutiens de solutions de marché, reconnaissent désormais ces dysfonctionnements majeurs. La présidente de la Commission elle-même a récemment admis « les limites du fonctionnement actuel » du marché européen de l’électricité.

Mais en France, Emmanuel Macron et son gouvernement s’en tiennent à quelques critiques évasives, et opèrent en derniers défenseurs du marché européen.

L’organisation de la production et de la distribution d’énergie dans le pays reste une chasse gardée de l’exécutif, évoquée seulement dans le huis clos du Conseil de Défense : la véritable raison de l’alourdissement de nos factures d’électricité – et, avec elle, de la précarisation énergétique de millions de nos concitoyens – n’est l’objet d’aucun débat démocratique. Le gouvernement élude la discussion essentielle : la responsabilité pleine et centrale du marché dans la flambée des prix.

Dans ce système, les usagers paient le prix fort, se voyant imposer un prix sans connexion avec le coût de production réel. Invoquant son « bouclier tarifaire », mis en place pour limiter l’envolée du tarif réglementé de l’électricité qui aurait presque atteint 45%, le gouvernement omet de dire que les coûts du système électrique français n’ont progressé que de 4% en 2021 ; l’essentiel des augmentations imposées aux usagers procède d’un mécanisme de formation des prix fondé sur les prix de marché, même pour les bénéficiaires des tarifs réglementés.

Sans marchandisation, le « bouclier tarifaire » aurait été inutile ! Chacun aurait été protégé, alors qu’aujourd’hui, 40% des usagers (mais 72% de la consommation) dépendent d’une offre de marché. Parmi eux, les particuliers ont souvent été abusés par le démarchage agressif des fournisseurs alternatifs. Beaucoup d’entreprises et de collectivités locales – qui, elles, n’ont pas eu le choix – ont vu leur facture multipliée par quatre, voire plus.

À moins d’une réforme rapide, l’explosion des prix de marché observée en 2022 s’apprête à renchérir nos factures à un niveau intenable pour des millions de familles et de collectivités.

En conférence de presse, ce lundi 5 septembre, Emmanuel Macron a bien évoqué – sans horizon précis – la volonté d’une « réforme » du marché de l’électricité, indiquant le souhait que les prix soient « en lien » avec les coûts réels de production. Mais le seul découplage entre le prix du gaz et celui de l’électricité ne s’attaquera qu’à la partie émergée de l’iceberg. Le principe selon lequel la dernière centrale mise en production – la plus chère – fixe le prix de l’ensemble de la production demeurera. Aurait-on idée d’indexer le prix d’une veste entière sur le coût des boutons de manchette ?

Les parlementaires n’ont pas été consultés quant aux mesures d’urgence souhaitables qui ne nous écartent pas de la trajectoire « 1,5° » définie par l’Accord de Paris. Les ministres de l’Économie et de l’Énergie respectivement seront auditionnés par la Commission des affaires économiques de l’Assemblée nationale après la réunion du Conseil. C’est inacceptable d’un point de vue démocratique.

Aucun débat n’a lieu à partir d’un bilan indépendant du fonctionnement de marché en place depuis 15 ans, et partant des propositions construites dans les différents pays de l’UE, y compris dans les cercles académiques. Le projet Hercule de réforme d’EDF, négocié dans l’ombre avec Bruxelles, sans décision parlementaire, s’est conclu par un échec. La « nationalisation » d’EDF promise pendant la campagne présidentielle va intervenir sans aucune explication quant à la manière dont elle permettra de résoudre la crise à l’œuvre et sans remise en cause du statut de société anonyme de l’entreprise.

L’échec du marché à organiser la production et la bifurcation énergétique est patent, et l’heure est venue d’un débat collectif pour des transformations structurelles. D’autres principes doivent être mis aux postes de commande : l’énergie n’est pas une marchandise, mais un bien commun. Nous défendons un système français public, hors marché, interconnecté au programme de production à l’échelle européenne – pour lequel la sortie immédiate du marché européen de l’électricité est impérative, sans interdire les échanges et la solidarité. Ce choix a une implication immédiate : le tarif réglementé doit être rétabli pour tous les ménages et les opérateurs qui le souhaitent (PME, collectivités locales…), sans pénalité contractuelle ; et il doit revenir à une tarification basée sur les seuls coûts réels de production, libérée des surcoûts et des aléas du marché. Pillage et gaspillage du marché ont assez duré. Face à la crise, place à la maîtrise publique et à la planification écologique.

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Signataires :

  • Aurélie Trouvé députée LFI NUPES de Seine-Saint-Denis ( Aurélie Trouvé est co-rapporteure du groupe de travail sur les prix alimentaires et les prix de l’énergie) ;
  • Matthias TAVEL député LFI NUPES de Loire-Atlantique ;
  • Maxime LAISNEY député LFI NUPES de Seine-et-Marne.

Électricité : des prix moins chers en Espagne et au Portugal !

Électricité : des prix moins chers en Espagne et au Portugal !

 

 

Contrairement à la France, les pays de la péninsule ibérique maitrisent les prix de l’électricité sur leurs marchés de gros. Une différence qui s’explique par un mécanisme de subvention différent, lié à la source d’énergie utilisée par la centrale qui fournit la production marginale. Par Charles Cuvelliez, Patrick Claessens, Pierre Henneaux, Ecole Polytechnique de Bruxelles, Université de Bruxelles. ( la Tribune)

 

Tribune

Pendant que les prix du MWh explosent sur les marchés de gros dans nos pays, l’Espagne et le Portugal arrivent à maintenir les leurs sous contrôle, avec un ordre de grandeur 3 x inférieur. Comment y sont-ils arrivés ?  Ils ont plaidé pour découpler leur marché de gros du reste de l’Europe auprès de la Commission européenne et l’ont justifié par la faible interconnexion entre la péninsule ibérique et la France. C’est à contre-courant du marché unique et de ses promesses et cela marche. Faut-il donc revenir à des marchés nationaux au plus grand bénéfice de ceux qui ont la chance de ne pas dépendre du gaz (la France) pour leur électricité ?

 

Les prix de gros sont en effet fixés par la centrale marginale, c’est-à-dire la dernière centrale qu’on doit mettre en route pour équilibrer offre et demande d’électricité. C’est la plus chère à faire tourner, celle au gaz, souvent, sauf en France où (si le parc nucléaire n’était pas déficient) elle serait (le plus souvent) nucléaire ou hydroélectrique, à faible coût. C’est à se demander pourquoi ce mécanisme, qui semble être antinomique aux intérêts français, a été mis en place. Ce mécanisme a des vertus :  avec la centrale marginale qui dicte un prix élevé au marché, la production d’électricité à partir de renouvelable, à coût marginal quasi-nul, bénéfice de marges intéressantes. C’est un incitant à investir encore plus dans le renouvelable, de ne plus devoir le subventionner et, avec le temps, d’avoir la centrale marginale de moins en moins souvent sollicitée. Une baisse des prix généralisée s’enclenche. Le mécanisme de la centrale marginale incite aussi à allouer efficacement les ressources : les producteurs ont intérêt à faire tourner les centrales les moins couteuses d’abord pour dégager une marge maximum.

Ce plan était raisonnable avec des prix de gros stables aux environs de quelques dizaines d’euros par MWh observés pendant la dernière décennie. Ce n’est plus vraiment le cas : le modèle entraine désormais une spirale haussière dont les gouvernements espagnols et portugais semblent se sortir. Ils dépendent pourtant du gaz.

Les gouvernements de ces deux pays ont décidé de subventionner le gaz quand il est utilisé pour produire de l’électricité. Ce plan prévoir que les producteurs d’électricité achètent leur gaz à 40 euros le MWh puis, depuis juillet, graduellement plus cher (+5 euros le MWh par mois) pour atteindre 70 euros le MWh fin 2022.

C’est la faible interconnexion entre les réseaux électriques espagnol et français qui permet que ce subside ne profite pas à toute l’Europe puisqu’il fera baisser le prix du gaz et donc le prix de l’électricité produite à partir de ce dernier. Les gouvernements espagnols et portugais ne comptent pas non plus se laisser étrangler par leurs subsides :  les acheteurs sur les marchés de gros doivent restituer une partie de leurs gains et le surplus d’électricité qui ira de l’Espagne à la France, du fait des prix plus intéressants outre-Pyrénées, crée un revenu de congestion que le gestionnaire de réseau devra aussi restituer aux autorités. Ce mécanisme donne l’impression de reprendre dans une poche ce qui a été donné dans l’autre poche. Il permet surtout de limiter le montant de l’aide d’Etat tout en s’efforçant de demeurer efficace. S’il fonctionne, c’est parce que le subside réduit le coût de fonctionnement de la centrale marginale et donc le prix de gros de l’ensemble de la production électrique ibérique.

Ce mécanisme peut-il s’appliquer en France où il ne faudrait même pas appliquer des subsides puisque l’électricité n’y est pas produite avec du gaz. Mais la France n’est pas isolée du reste de l’Europe. Tout mécanisme qui réduirait en France les prix de gros attirerait mécaniquement les pays voisins et au-delà.

Il faudrait tout simplement subventionner – au niveau de l’Europe continentale – le gaz utilisé pour faire tourner la dernière centrale qu’on met en route quelque part pour équilibrer l’offre et la demande.

En subventionnant un peu de gaz, on entraine vers le bas les prix de gros alignés sur la centrale la plus chère qui tourne (au gaz) à un moment donné et qui devient ainsi moins chère. Il ne faut même pas stopper les interconnexions entre la France et le reste de l’Europe pour ce faire : c’est tant mieux car la France ne pourrait sinon plus exporter son électricité (comme elle le fait souvent) ou en importer (comme aujourd’hui) pour pallier les arrêts de ses unités.

Bien sûr, pour que ce mécanisme fonctionne, il faut qu’il y ait bien plus de production à bas coût (renouvelable, nucléaire) que de production basée sur les énergies fossiles pour que le niveau de subside reste faible.

Mais qui dit subside, dit aide d’Etat. La Commission européenne l’a accepté car les prix du gaz impactent fortement les prix de l’électricité qui frappent fortement les économies locales. La mesure est aussi limitée dans le temps. Cette mesure était d’ailleurs prévue dans les lignes directrices de la Commission pour permettre aux Etats d’intervenir sur les marchés de l’énergie. Serait-elle notre issue de secours ?

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(1) Communication de la Commission au Parlement européen, au Conseil, au Comité économique et social européen et au Comité des régions — Interventions sur le marché de l’énergie à court terme et améliorations à long terme de l’organisation du marché de l’électricité, 18 mai 2022, COM (2022) 236 final

Tarif électricité : forte hausse en vue

 

 

Tarif électricité : forte hausse en vue

 

Comme c’était prévisible , la sobriété va servir d’alibi  au gouvernement pour imposer une forte hausse des tarifs de l’électricité. C’est d’ailleurs l’objectif de la renationalisation d’EDF : augmenter de façon significative les tarifs pour dégager des moyens nécessaires à une situation financière catastrophique;  Du fait de la dette énorme à amortir mais aussi des investissements tout aussi considérables

Ainsi le gouvernement opposerait-t-il une tarification variable et qui pèserait surtout quand la demande est forte. L’un des moyens est de jouer sur la tarification en fonction des jours et des heures dans la journée comme le précise un courrier envoyé aux fournisseurs d’électricité par la ministre de la Transition énergétique, Agnès Pannier-Runacher, que La Tribune s’est procuré. La ministre demande en effet de relancer des offres dites à « pointe mobile », c’est-à-dire dont le prix au mégawattheure varierait selon le niveau de tension sur le réseau.

Cette très forte hausse des tarifs de l’électricité a été confirmée par le président de la république lors de son discours du 14 juillet.
En effet,  on ne retiendra sans doute pas grand-chose du discours de Macron du 14 juillet hormis une préparation psychologique de l’opinion à une vaste opération de relèvement des prix de l’électricité. En dehors de cela c’est le bla-bla habituel .

La vérité c’est que EDF est dans une situation financière qui aurait dû conduire à la faillite si l’Etat ne possédait pas la quasi-totalité du capital. Au bas mot il faut trouver une centaine de milliards. D’abord pour faire face à l’endettement, autour de 45 milliards. Ensuite autant pour financer les six EPR décider par le gouvernement. . Il faudrait ajouter le coût de l’opération en cours concernant le grand carénage qui renforce la sécurité mais aussi le coup de l’enfouissement des déchets. On dépasserait alors largement les 100 milliards.

Bien sûr l, ‘état va faire un nouveau geste avec une nouvelle capitalisation mais qui sera très insuffisante pour faire face aux besoins financiers. Pour le gouvernement la solution passe donc par un relèvement très significatif de la tarification justifiée de plusieurs manières. D’abord par la nécessaire sobriété pour des motifs environnementaux et ensuite par la situation géopolitique.

 

Electricité: Pour une rémunération individualisée de la sobriété

Electricité: Pour une rémunération individualisée de la sobriété

 

Il y a deux manières de gérer la sobriété soit à l’augmentation généralisée des tarifs ( hypothèse la plus vraisemblable que va choisir le gouvernement), soit la rémunération individualisée pour ceux qui économisent l’énergie. Pour prévenir toute coupure l’hiver prochain, quatre experts de l’électricité proposent, dans une tribune au « Monde », d’étendre aux particuliers – grâce aux compteurs Linky – la possibilité offerte aux industriels de renoncer volontairement à consommer lors des périodes de pointe, moyennant rémunération.

 

Sauf conditions météorologiques exceptionnellement bonnes, la France manquera d’électricité à partir de l’hiver prochain, en raison des problèmes rencontrés par son parc nucléaire et de la crise du gaz, accentuée par la guerre en Ukraine.

En additionnant nos capacités de production électrique pilotables [produire de l’électricité en fonction de la demande], soit environ 65 gigawatts (GW), les 13 GW de capacités d’importation (si tant est que nos voisins puissent nous fournir) et 3,6 GW de « capacités d’effacement » (c’est-à-dire d’anticipation ou de report d’une consommation en période de pointe), on aboutit à 82 GW. Alors qu’il faudrait 100 GW pour passer la pointe hivernale.

Vingt-neuf de nos réacteurs nucléaires sur 56 sont à l’arrêt (maintenance, « grand carénage » [programme de renforcement des installations nucléaires] et corrosion sur soudures) ; 9 GW de moyens de production pilotables ont été fermés sur la décennie écoulée : la centrale nucléaire de Fessenheim (1,8 GW), les centrales à charbon du Havre et de Gardanne, les centrales au fioul. Certes, nous avons développé l’éolien, mais sa disponibilité tombe à 5 % en cas de vent faible. Et après 19 heures en hiver, le solaire ne produit plus…

Que faire ? Décaler les plannings de maintenance ? EDF a déjà annoncé, début juin, repousser à plus tard l’arrêt de sept réacteurs, prévu l’hiver prochain, et envisage de retarder celui d’un huitième. Mettre les bouchées doubles pour tenir le calendrier de mise en service du réacteur nucléaire pressurisé européen (EPR) de Flamanville, qui devrait intervenir au second trimestre 2023 ? Oui, bien sûr, mais sans effet sur l’échéance du prochain hiver.

Électricité : le gouvernement prépare une forte hausse

Électricité : le gouvernement prépare une forte hausse

 

Comme c’était prévisible , la sobriété va servir d’alibi  au gouvernement pour imposer une forte hausse des tarifs de l’électricité. C’est d’ailleurs l’objectif de la renationalisation d’EDF : augmenter de façon significative les tarifs pour dégager des moyens nécessaires à une situation financière catastrophique;  Du fait de la dette énorme à amortir mais aussi des investissements tout aussi considérables

Ainsi le gouvernement opposerait-t-il une tarification variable et qui pèserait surtout quand la demande est forte. L’un des moyens est de jouer sur la tarification en fonction des jours et des heures dans la journée comme le précise un courrier envoyé aux fournisseurs d’électricité par la ministre de la Transition énergétique, Agnès Pannier-Runacher, que La Tribune s’est procuré. La ministre demande en effet de relancer des offres dites à « pointe mobile », c’est-à-dire dont le prix au mégawattheure varierait selon le niveau de tension sur le réseau.

 

 

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

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

 

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

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

 

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

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

 

 

Marché électricité : l’exemple de l’Australie

Marché électricité : l’exemple de l’Australie

 

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

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

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

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

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

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

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

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

Electricité : Un marché faussé

Electricité : Un marché faussé

 

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

 

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

 

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

Défendre l’indéfendable

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

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

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

Électricité :Comment expliquer la flambée des prix ?

Électricité :Comment expliquer la flambée des prix ?

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

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

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

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

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

Les tarifs s’envoleraient si la France s’isolait

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

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

 

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

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

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

Le paradoxe EDF

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

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

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

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

Le lourd financement du renouvelable

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

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

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

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

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

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

_______

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

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

Electricité : une Agence nationale indépendante pour réguler les prix ?

Electricité : une  Agence nationale indépendante pour réguler les prix ?

 

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

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

 

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

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

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

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

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

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

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

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

Tarifs Électricité : EDF attaque l’Etat

Tarifs Électricité : EDF attaque l’Etat

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

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

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

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

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

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

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

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