Électricité : nouvelle hausse de 10 % au 1er janvier ?

Électricité : nouvelle hausse de 10 % au 1er janvier ?

EDF voudrait bien procéder à une nouvelle hausse des tarifs de l’électricité pour les particuliers d’au moins 10 % au 1er janvier. Pour l’instant le gouvernement tergiverse et déclare que cette hausse ne dépassera pas les 10 %. Autant dire qu’il approuve ce chiffre. Par ailleurs la fourniture d’électricité aux industriels faits encore l’objet d’âpres discussions.En février 2023, le tarif réglementaire de l’électricité est donc passé de 0,174 euro par kilowattheure à 0,2062 euro par kilowattheure. La facture des ménages était alors réduite de 43 % par rapport à son tarif réel sans aide. Les calculs du CRE prévoyaient, en dehors de toute compensation, une hausse théorique de 99 %.

Au cœur de l’été 2023, le gouvernement a annoncé alléger son aide aux ménages, passant sa compensation tarifaire de 43 à 37 %. Pour les Français, la facture d’électricité a donc augmenté de 10 %. Cette hausse continue a été justifiée par la nécessité de « lourds investissements » à réaliser par Enedis et RTE pour « accélérer la transition écologique en France et le développement des énergies renouvelables », ainsi que « la modernisation du réseau électrique ». Cela représente une hausse de « 160 euros par an en moyenne », selon le gouvernement.

Électricité : retour à la consommation… en attendant Godot et le nucléaire !

Électricité : retour à la consommation… en attendant Godot et le nucléaire !

RTE a défini la stratégie pour obtenir la neutralité carbone en 2050 à travers la politique énergétique. En fait on abandonne les objectifs de diminution de consommation car cette dernière va considérablement augmenter avec l’électrification de la vie économique. On compte sur les énergies renouvelables pour absorber une partie de la croissance de la et on fait un peu l’impasse sur les nouvelles centrales nucléaires d’autant que le gouvernement n’a même pas fixé le financement et les échéances.( et qu’on a même fermé Fessenheim)

Le réseau de transport de l’électricité en France (RTE) estime dans un rapport publié ce mercredi que la France doit doubler sa production électrique pour répondre à une demande plus forte que prévue, en tenant compte de nouvelles contraintes.

En plus de devoir répondre à une demande en hausse dans les prochaines années, le pays doit composer avec de nouvelles contraintes, notamment le programme européen « Fit for 55″ qui oblige les pays de l’Union à baisser de 55% leurs émissions de CO2 par rapport à 1990.

La croissance de la consommation électrique en France devrait dépasser 10 térawattheures par an pendant la décennie 2025-2035, un rythme qui « n’a plus été atteint depuis les années 80″ selon RTE dans son bilan. Ce rythme de croissance « met en évidence l’ampleur du défi auquel le système électrique est confronté », insiste RTE. Cela implique qu’il va falloir produire rapidement plus d’électricité bas-carbone alors que les nouveaux réacteurs nucléaires annoncés par le gouvernement ne verront pas le jour avant 2035.

« Atteindre d’ici à 2035 une production électrique bas-carbone de 600 TWh minimum, et si possible de 650 TWh, voire plus, de sorte à couvrir le haut de la fourchette des perspectives de consommation électrique, apparaît ambitieux [...] mais faisable », explique RTE. Cela va conduire de fait la France à produire plus d’énergies renouvelables, et plus vite.

Pour atteindre au minimum 250 TWh d’ici à 2035, la France doit investir et construire de nouveaux moyens de produire de l’énergie renouvelable. Aujourd’hui, seuls 120 TWh proviennent des énergies renouvelables en France, soit un doublement de la production, indique le rapport. Pendant l’année 2022, les Français ont consommé 460 TWH.

La consommation devrait atteindre 615 térawattheures (TWh) en 2035 Alors que les Français ont consommé 460 TWh d’électricité en 2022. Un tel scénario suppose donc que la consommation d’électrons augmente de près de 34% en 13 ans .

« Ces perspectives de croissance marquent clairement une rupture par rapport aux années passées. Depuis 15 ans, la consommation électrique est en baisse ou stagne. C’est contre-tendanciel », a reconnu ce mercredi Xavier Piechaczyk, le président du directoire de RTE, lors d’une conférence de presse dédiée à la mise à jour de son bilan prévisionnel à l’horizon 2035.

Pour mémoire, en 2021, RTE tablait encore sur une consommation de 540 TWh à cet horizon. Cette réactualisation, publiée deux ans après la publication du rapport initial, tient compte de deux grandes évolutions : les nouveaux objectifs climatiques européens (il faut désormais diminuer les émissions de gaz à effet de serre de 55% à l’horizon 2030, et non plus de 40%) et les nouveaux enjeux d’indépendance énergétique et de réindustrialisation dans un contexte géopolitique, où les questions de souveraineté sont devenues centrales. Il intègre aussi une moins grande disponibilité de la biomasse.

Electricité : l’arnaque de la concurrence des fournisseurs alternatifs

Electricité : l’arnaque de la concurrence des fournisseurs alternatifs

D’une certaine manière, la concurrence organisée chez les fournisseurs d’électricité constitue une arnaque. En effet, il s’agit t simplement de sociétés commerciales qui se servent des infrastructures du réseau EDF pour le transport, la distribution et la consommation d’électricité. En outre, beaucoup se vantent d’offrir de l’électricité verte alors qu’en réalité il s’agit évidemment de la seule électricité qui existe sur le réseau EDF utilisé et fournie surtout par les centrales nucléaires. Contradiction supplémentaire EDF est contrainte de fournir de l’électricité à prix réduit à ces nouveaux fournisseurs. « Certains tarifs ne sont pas plafonnés et donc l’augmentation » n’est pas limitée « ce qui explique l’explosion des factures », a expliqué vendredi 11 août sur franceinfo Marie-Amandine Stévenin, présidente d’UFC Que-Choisir, alors que les factures d’électricité ont fortement augmenté pour les abonnés aux fournisseurs alternatifs.

franceinfo : Certains fournisseurs expliquent qu’ils répercutent la hausse du coût en approvisionnement de l’électricité sur les contrats. Cela peut aller jusqu’à plusieurs milliers d’euros. Comment est-ce possible ?

Marie-Amandine Stévenin : Beaucoup de fournisseurs alternatifs proposent des offres à coûts variables qui sont soit indexées sur le tarif réglementé de vente, qui a augmenté de 10%, soit indexées sur le marché de gros, soit ce sont des prix variables fixés tous les mois.

Les tarifs réglementés ont en moyenne augmenté de 160 euros. Ce tarif reste-t-il une sécurité ?

Cela veut dire que lorsque l’on choisit un tarif variable ou fixe, il faut regarder par rapport au marché au moment où on souscrit. Le tarif variable, il faut regarder sur quoi il est indexé et s’il est plafonné dans son augmentation. Certains tarifs ne sont pas plafonnés et donc on ne limite pas l’augmentation, ce qui explique l’explosion des factures d’électricité pour certains consommateurs.

Le consommateur doit être informé de l’augmentation par le fournisseur un mois avant. Que peut-on faire si ce n’est pas le cas ?

Si le consommateur ne veut pas de ce nouveau tarif, le seul droit qu’il a, c’est de partir. On ne peut pas imposer au fournisseur de rester à l’ancien tarif. S’il n’a pas informé le consommateur, on peut considérer que le tarif qui s’appliquait continue de s’appliquer puisque le consommateur n’a pas été informé d’une modification tarifaire. La procédure est de tenter de négocier avec le fournisseur et si la réclamation n’aboutit pas, on peut saisir le médiateur de l’énergie. Il faut penser à garder une trace écrite si on négocie avec le fournisseur. Il est possible de se faire accompagner par une association de consommateurs.

Energie- gaz , pétrole et électricité vont plomber l’inflation

Energie- gaz , pétrole et électricité vont plomber l’inflation

La remontée des prix de l’énergie pourrait bien à nouveau plomber l’inflation et inciter les banques centrales à relever encore les taux. Bref la hausse des prix tant de la production que de la consommation va se poursuivre au lieu de se stabiliser comme espéré. Ce vendredi, le prix du baril de Brent évoluait autour de 86 dollars, soit une hausse de plus de 9% en un mois. Même tendance pour le gaz. En cause notamment, des perspectives économiques plus favorables que dans les prévisions précédentes sauf en Chine. Le prix du gaz naturel en Europe s’envolait ce mercredi 9 août jusqu’à un plus haut depuis mi-juin. Le contrat à terme du TTF s’envole autour de 40 euros euros le mégawattheure (MWh), peu après avoir culminé à 43,545 euros le MWh, un plus haut en près de deux mois . Le prix du gaz aura évidemment des conséquences sur les tarifs de l’électricité. Le prix du MWh d’électricité en France sur le marché Spot est aujourd’hui de 88,78 € le MWh . Il y a un mois, le 14/07/2023 , le prix de l’électricité Spot était de 80,69 €

En cause aussi dans cette augmentation, une demande qui ne faiblit pas autant que prévu car la croissance mondiale semble mieux résister qu’attendu.

L’Arabie saoudite va prolonger d’un mois la réduction de sa production de pétrole d’un million de barils par jour entamée en juillet, ce qui menace logiquement de faire grimper encore plus les prix du pétrole. Cette mesure pourrait encore être « prolongée » au-delà de cette période, voire « prolongée et renforcée », selon le ministère saoudien de l’Energie dans un communiqué. .En cause notamment les restrictions de production de l’Arabie Saoudite.

L’Arabie saoudite a annoncé la semaine dernière la prolongation de ses réductions volontaires de production d’un million de barils par jour jusqu’à septembre. La Russie a divulgué dans la foulée une réduction de ses exportations de pétrole de 300.000 barils par jour. Les cours du pétrole profitaient aussi du retour de l’appétit pour le risque des investisseurs et du repli du dollar, après qu’un responsable de la Réserve fédérale américaine a estimé mardi que les taux de l’institution pourraient rester stables lors de la prochaine réunion, en septembre. Les achats de pétrole, libellés en dollar, sont en effet plus attractifs pour les investisseurs utilisant des devises étrangères, la dépréciation du billet vert augmentant leur pouvoir d’achat.

Prix Electricité : revoir la régulation

Prix Electricité : revoir la régulation

par
Jean Pascal Brivady
Professeur, EM Lyon Business School

Abdel Mokhtari
Economiste, Chargé de cours, EM Lyon Business School dans The Conversation

La modification du contexte géopolitique et la perspective d’un monde moins ouvert ont remis sur le devant de la scène le concept de souveraineté. Relocaliser de nombreuses productions industrielles, considérées comme stratégiques (molécules pharmaceutiques ou chimiques, semi-conducteurs, construction automobile, voire certaines matières premières comme le lithium par exemple) fait partie de l’agenda public. Les groupes industriels concernés ne seront cependant enclins à rapatrier leur production que dans la mesure où les investissements permettent de rester compétitif sur leurs marchés.

Stabilité de l’environnement règlementaire, qualité des infrastructures, niveau d’éducation de la population, possibilité de disposer de subventions, tous ces paramètres entrent en ligne de compte au moment de prendre pareille décision. D’autres facteurs sont de nature plus économique, parmi lesquels, dans le cas précis de l’industrie, le coût de l’électricité et sa maîtrise sur le long terme.

La France et l’Allemagne l’avaient bien compris en optant chacun pour une solution garantissant sur plus de 20 ans, des prix bas de l’électricité via la construction du parc électro nucléaire en France et l’accès au gaz russe en Allemagne. Cet équilibre a été brutalement rompu par le déclenchement de la guerre en Ukraine.

Or, le conflit ne semble pas une simple parenthèse : deux tendances de fond sont en effet d’ores et déjà à l’œuvre. D’une part, la transition écologique accélérée dans laquelle s’est engagée l’Europe va entrainer une hausse de 35 % environ de la demande au-delà de 2030, ce qui suppose à la fois une augmentation des capacités, le passage à une production décarbonée, et une adaptation du réseau de transport.

D’autre part, les concurrents économiques de l’Europe investissent massivement pour garantir la compétitivité de leurs industries. Les États-Unis ont, par exemple, opté pour l’option la plus simple qui consiste à attribuer des subventions massives, dans le cadre notamment de l’Inflation Reduction Act. Pour rester dans le jeu, l’Union européenne est donc aujourd’hui contrainte de réagir.

Plusieurs facteurs déterminent le prix de l’électricité. Une partie a trait aux infrastructures. On note, par exemple, un effet d’expérience en cas de passage du prototype à un ensemble d’unités. Dans le cas des réacteurs pressurisés européens (EPR), l’Ademe estime le coût du mégawattheure à 110-120 euros pour le seul site de Flamanville, susceptible d’être ramené à 70 euros à compter de la 4e unité mise en service.

L’innovation intervient également. Par exemple, l’évolution technologique des éoliennes a permis de multiplier leur puissance par 60 entre 1985 et 2015. Il en résulte une baisse régulière du prix de production moyen de 130-190 euros en 2000 à 60-110 euros actuellement.

Outre le coût des matières premières, l’état de santé financière des opérateurs joue également. Ce sont néanmoins des évolutions de nature fiscale qui ont le plus fait varier le prix du mégawattheure au cours de la dernière décennie.

À 15 ans, les différents scénarios anticipent une accélération de la croissance de la demande en électricité résultant d’une part de la transition énergique (habitat, transport) et d’autre part de la relocalisation industrielle. De là résulterait une inadéquation durable entre l’offre et la demande compte tenu des incertitudes inhérentes au déploiement des nouvelles infrastructures (en termes de coûts et de délais), d’autant plus que la transition énergétique requiert principalement de l’électricité décarbonée.

Ces scénarios laissent anticiper à la fois une hausse tendancielle des prix mais également une forte augmentation de la volatilité. Mettre en place les conditions d’une offre d’électricité durablement compétitive suppose donc de maîtriser ces deux risques.

Une faible volatilité des prix permet aux producteurs de pouvoir garantir sur le très long terme le remboursement des dettes destinées à financer les infrastructures. Il s’agirait donc d’une invitation à investir, notamment pour une transition verte. Pour les clients consommateurs, cela permet de mieux prévoir et donc de maîtriser leurs dépenses.

Pour la limiter, plusieurs options sont ouvertes : diversifier le mix de production en faveur des capacités dont la part de coût variable est la plus faible possible, développer des solutions de « stockage » de l’électricité, ou surdimensionner la capacité de production par rapport à la demande attendue. Toutes ont en commun une mise en œuvre longue et complexe, et le risque d’accroitre sensiblement les coûts de production. La meilleure solution consiste donc à améliorer les mécanismes du marché actuel, en particulier avec le développement sa composante à long terme (maturités supérieures à 2 ans)

Pour ce qui est du niveau des prix, deux aspects nous paraissent source de réflexion. Le premier a trait à l’ouverture à la concurrence, impulsée par une directive de 1996. Le postulat consiste à considérer qu’une concurrence accrue présente un impact positif sur les prix à long terme. Il a poussé à réduire la position des opérateurs historiques pour faire place à de nouveaux entrants. En France, par exemple, avec « l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique » (Arenh), les concurrents d’EDF peuvent accéder à la rente issue de la production des centrales nucléaires à des conditions fixées par l’administration.

Le bilan s’avère globalement négatif. En premier lieu, l’évolution du prix moyen de vente du mégawattheure à l’industrie en Europe depuis 1991 démontre qu’il n’y a pas de relation significative entre niveau de la concurrence et prix, puisque ce dernier reste avant tout conditionné par des facteurs de nature conjoncturelle. Ensuite, en cas de crise, la volatilité est hors de contrôle. Enfin, la situation financière de l’opérateur historique est fortement pénalisée et handicape d’autant sa capacité à investir.

L’autre postulat suppose une optimisation de la capacité de production, donc que la réponse à une demande supplémentaire provienne de la dernière unité mise en production – en l’espèce pour des raisons techniques, des centrales thermiques et soit donc valorisée sur la base du coût marginal de cette dernière unité. Or c’est justement ce mode de calcul qui est à l’original de l’envolée du prix du mégawattheure et de l’explosion de la volatilité. Il convient donc de mettre en œuvre un autre mode de calcul à défaut de quoi le coût de la volatilité viendra gonfler de manière disproportionnée, l’inflation induite par la hausse de la demande.

Parmi les solutions envisageables, outre les changements relatifs à l’organisation de la production décrits précédemment, certains acteurs ont formulé des propositions au moment de l’invasion de l’Ukraine. Le gouvernement grec, notamment, a soumis en juillet 2022 à l’Union européenne, un modèle visant à segmenter le marché de gros en deux compartiments distincts.

D’un côté, il y aurait les centrales à coûts marginaux faibles mais à coûts fixes élevés, produisant lorsqu’elles sont disponibles (nucléaires et énergie renouvelables). De l’autre côté, les centrales à coûts variables élevés (qui produisent à partir des combustibles fossiles), qui produiraient à la demande et contribueraient à équilibrer le marché en complément des productions évoquées précédemment. Les premières ne seraient plus rémunérées sur la base des coûts marginaux, mais recevraient un prix couvrant leur coût moyen de long terme, appelé Levelized Cost of Electricity. Le prix payé par le consommateur résulterait d’une moyenne pondérée des prix observés dans chacun des deux compartiments du marché.

Ce système présente l’avantage de rémunérer les producteurs en fonction de leur coût réel de production, plutôt que de se baser sur le coût des centrales fossiles et provoquer ainsi une baisse du coût moyen de l’électricité. De plus, en lissant les anticipations des prix futurs, elle devrait mécaniquement réduire la volatilité potentielle.

Voilà pourquoi, pour faire de la maîtrise du prix de l’énergie un socle de la compétitivité industrielle, il parait nécessaire de remettre en cause des postulats qui ont prévalu à l’organisation de la production sur les 20 dernières années et qui ont eu pour effet d’affaiblir les anciens monopoles sans véritable contrepartie mesurable sur le plan économique. Et ce alors que le défi de la transition énergétique passe par un effort d’investissement colossal, dont le succès repose, au-delà du cadre que nous venons de décrire, sur une parfaite coordination sur les plans technique, industriel et institutionnel. Si les acteurs privés ont leur place dans le dispositif, le rôle du maître d’œuvre sera déterminant.

Energie-Electricité: un marché européen devenu fou

Energie-Electricité: un marché européen devenu fou

Pour l’ingénieur et ancien président de Gaz de France Loïk Le Floch-Prigent, Il est urgent que la France quitte le marché européen de l’électricité qui est devenu fou. (Dans le Figaro).

À la lecture des commentaires qui s’indignaient de l’augmentation estivale de l’électricité, on a eu la surprise que gouvernement comme observateurs semblaient ignorer que depuis des mois les entreprises et surtout les industriels et les artisans se battaient avec des factures non pas de relèvement de 10 ou 25% comme les particuliers mais de 300 à 600%… et que ces entreprises sont également françaises! Le «bouclier» dont les ministres se glorifient en disant qu’il a «protégé» les Français n’a été généralisé que pour les particuliers (et quelques autres) soit la moitié de la consommation électrique nationale, mais les autres souffrent, ont souffert, continuent à souffrir et demandent grâce depuis plus d’un an déjà! Le nombre de faillites s’accélère, des artisans ont déjà fermé, d’autres s’y préparent, et des productions déménagent ou s’y préparent pour les mois à venir.

Cela, c’est la réalité de l’augmentation rapide et immodérée du prix de l’électricité. La position de la plupart des acteurs du secteur énergétique c’est que le «marché de l’électricité» créé pour nous Français dans les années 2000 dans un cadre européen nous a mis dès le départ avec la loi Nome en 2010 dans une situation difficile mais que désormais c’est la compétitivité de l’ensemble de l’industrie française qui est en cause car nous payons l’électricité la plus chère d’Europe alors que nous la produisons au coût le plus faible grâce à notre outil de production nucléaire et hydraulique.

Rentrer dans ce «marché de l’électricité» il y a une quinzaine d’années était un choix «technocratique» volontaire contesté par les énergéticiens français, mais aucun traité n’existe qui nous y oblige et surtout nous pouvons nous en retirer lorsque nous le voulons sans contrevenir à nos signatures contraignantes. Ce choix a été préjudiciable à notre pays pendant quinze ans, et nous avons survécu, mais le contexte actuel conduit désormais au désastre. Nous avons protégé pendant un temps court les particuliers, mais ils viennent de connaître deux augmentations: 15% en février et 10% au mois d’août; ils savent que ce n’est pas fini alors que le coût de cette mesure se compte en milliards et qu’ils sont aussi des contribuables, tandis que les industriels et artisans ne voient pas le bout du tunnel avec des contrats qu’on leur propose sur deux ou trois ans qui mangent leurs marges sans qu’ils puissent répercuter les augmentations chez leurs clients.

Se retirer du marché de l’électricité est donc une nécessité et les réticences du gouvernement à le faire sont inexpliquées et inexplicables rationnellement.

Se retirer du marché de l’électricité est donc une nécessité et les réticences du gouvernement à le faire sont inexpliquées et inexplicables rationnellement. D’autres pays, l’Espagne et le Portugal l’ont fait, sans heurts, comme il était prévu, et nous pouvons le faire dans l’instant mettant simplement en difficultés les «fournisseurs» inventés par les technocrates qui ne fournissent rien, ne produisent pas, ne transportent rien, ne distribuent rien, qui ne font que spéculer. Immédiatement, comme le demandent le ministre de l’Économie et le président du réseau de transport (RTE), on pourrait rapprocher le prix à payer du coût effectif et donc retrouver notre compétitivité industrielle et rassurer tous nos compatriotes contribuables et consommateurs d’électricité. Nous sommes de plus en plus nombreux à ne pas comprendre pourquoi cette opération n’est pas réalisée rapidement!

Notre pays ne retrouvera sa prospérité qu’avec une énergie abondante, bon marché et souveraine. Commençons par le «bon marché» puisque nos coûts sont les plus bas. Ensuite puisque certains pensent que nous risquons la pénurie, mettons-nous en ordre de marche pour utiliser tous nos moyens pour satisfaire les demandes futures, c’est loin d’être le cas car nous insistons actuellement sur les énergies dites renouvelables «à la mode» éoliennes et solaires alors qu’elles sont intermittentes et pour les éoliennes aléatoires au détriment de toutes les autres solutions comme, par exemple, la méthanisation agricole, l’hydraulique… qui sont pilotables. Nous devons passer les pics de consommation, et cela doit être notre priorité.

Enfin, dans la mesure où nous souhaitons demeurer souverains, n’exagérons pas la rapidité du changement vers l’électrique, véhicules comme pompes à chaleur, restons le temps qu’il faut en cohabitation avec les automobiles thermiques et le chauffage au gaz! Des décisions évidentes et un peu de cohérence dans les orientations ne nuiraient pas à une bonne préparation de l’avenir. Et surtout gardons notre tissu industriel nous en avons besoin, nous en aurons besoin.

Prix Electricité : repenser la régulation

Prix Electricité : repenser la régulation

par
Jean Pascal Brivady
Professeur, EM Lyon Business School

Abdel Mokhtari
Economiste, Chargé de cours, EM Lyon Business School dans The Conversation

La modification du contexte géopolitique et la perspective d’un monde moins ouvert ont remis sur le devant de la scène le concept de souveraineté. Relocaliser de nombreuses productions industrielles, considérées comme stratégiques (molécules pharmaceutiques ou chimiques, semi-conducteurs, construction automobile, voire certaines matières premières comme le lithium par exemple) fait partie de l’agenda public. Les groupes industriels concernés ne seront cependant enclins à rapatrier leur production que dans la mesure où les investissements permettent de rester compétitif sur leurs marchés.

Stabilité de l’environnement règlementaire, qualité des infrastructures, niveau d’éducation de la population, possibilité de disposer de subventions, tous ces paramètres entrent en ligne de compte au moment de prendre pareille décision. D’autres facteurs sont de nature plus économique, parmi lesquels, dans le cas précis de l’industrie, le coût de l’électricité et sa maîtrise sur le long terme.

La France et l’Allemagne l’avaient bien compris en optant chacun pour une solution garantissant sur plus de 20 ans, des prix bas de l’électricité via la construction du parc électro nucléaire en France et l’accès au gaz russe en Allemagne. Cet équilibre a été brutalement rompu par le déclenchement de la guerre en Ukraine.

Or, le conflit ne semble pas une simple parenthèse : deux tendances de fond sont en effet d’ores et déjà à l’œuvre. D’une part, la transition écologique accélérée dans laquelle s’est engagée l’Europe va entrainer une hausse de 35 % environ de la demande au-delà de 2030, ce qui suppose à la fois une augmentation des capacités, le passage à une production décarbonée, et une adaptation du réseau de transport.

D’autre part, les concurrents économiques de l’Europe investissent massivement pour garantir la compétitivité de leurs industries. Les États-Unis ont, par exemple, opté pour l’option la plus simple qui consiste à attribuer des subventions massives, dans le cadre notamment de l’Inflation Reduction Act. Pour rester dans le jeu, l’Union européenne est donc aujourd’hui contrainte de réagir.

Plusieurs facteurs déterminent le prix de l’électricité. Une partie a trait aux infrastructures. On note, par exemple, un effet d’expérience en cas de passage du prototype à un ensemble d’unités. Dans le cas des réacteurs pressurisés européens (EPR), l’Ademe estime le coût du mégawattheure à 110-120 euros pour le seul site de Flamanville, susceptible d’être ramené à 70 euros à compter de la 4e unité mise en service.

L’innovation intervient également. Par exemple, l’évolution technologique des éoliennes a permis de multiplier leur puissance par 60 entre 1985 et 2015. Il en résulte une baisse régulière du prix de production moyen de 130-190 euros en 2000 à 60-110 euros actuellement.

Outre le coût des matières premières, l’état de santé financière des opérateurs joue également. Ce sont néanmoins des évolutions de nature fiscale qui ont le plus fait varier le prix du mégawattheure au cours de la dernière décennie.

À 15 ans, les différents scénarios anticipent une accélération de la croissance de la demande en électricité résultant d’une part de la transition énergique (habitat, transport) et d’autre part de la relocalisation industrielle. De là résulterait une inadéquation durable entre l’offre et la demande compte tenu des incertitudes inhérentes au déploiement des nouvelles infrastructures (en termes de coûts et de délais), d’autant plus que la transition énergétique requiert principalement de l’électricité décarbonée.

Ces scénarios laissent anticiper à la fois une hausse tendancielle des prix mais également une forte augmentation de la volatilité. Mettre en place les conditions d’une offre d’électricité durablement compétitive suppose donc de maîtriser ces deux risques.

Une faible volatilité des prix permet aux producteurs de pouvoir garantir sur le très long terme le remboursement des dettes destinées à financer les infrastructures. Il s’agirait donc d’une invitation à investir, notamment pour une transition verte. Pour les clients consommateurs, cela permet de mieux prévoir et donc de maîtriser leurs dépenses.

Pour la limiter, plusieurs options sont ouvertes : diversifier le mix de production en faveur des capacités dont la part de coût variable est la plus faible possible, développer des solutions de « stockage » de l’électricité, ou surdimensionner la capacité de production par rapport à la demande attendue. Toutes ont en commun une mise en œuvre longue et complexe, et le risque d’accroitre sensiblement les coûts de production. La meilleure solution consiste donc à améliorer les mécanismes du marché actuel, en particulier avec le développement sa composante à long terme (maturités supérieures à 2 ans)

Pour ce qui est du niveau des prix, deux aspects nous paraissent source de réflexion. Le premier a trait à l’ouverture à la concurrence, impulsée par une directive de 1996. Le postulat consiste à considérer qu’une concurrence accrue présente un impact positif sur les prix à long terme. Il a poussé à réduire la position des opérateurs historiques pour faire place à de nouveaux entrants. En France, par exemple, avec « l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique » (Arenh), les concurrents d’EDF peuvent accéder à la rente issue de la production des centrales nucléaires à des conditions fixées par l’administration.

Le bilan s’avère globalement négatif. En premier lieu, l’évolution du prix moyen de vente du mégawattheure à l’industrie en Europe depuis 1991 démontre qu’il n’y a pas de relation significative entre niveau de la concurrence et prix, puisque ce dernier reste avant tout conditionné par des facteurs de nature conjoncturelle. Ensuite, en cas de crise, la volatilité est hors de contrôle. Enfin, la situation financière de l’opérateur historique est fortement pénalisée et handicape d’autant sa capacité à investir.

L’autre postulat suppose une optimisation de la capacité de production, donc que la réponse à une demande supplémentaire provienne de la dernière unité mise en production – en l’espèce pour des raisons techniques, des centrales thermiques et soit donc valorisée sur la base du coût marginal de cette dernière unité. Or c’est justement ce mode de calcul qui est à l’original de l’envolée du prix du mégawattheure et de l’explosion de la volatilité. Il convient donc de mettre en œuvre un autre mode de calcul à défaut de quoi le coût de la volatilité viendra gonfler de manière disproportionnée, l’inflation induite par la hausse de la demande.

Parmi les solutions envisageables, outre les changements relatifs à l’organisation de la production décrits précédemment, certains acteurs ont formulé des propositions au moment de l’invasion de l’Ukraine. Le gouvernement grec, notamment, a soumis en juillet 2022 à l’Union européenne, un modèle visant à segmenter le marché de gros en deux compartiments distincts.

D’un côté, il y aurait les centrales à coûts marginaux faibles mais à coûts fixes élevés, produisant lorsqu’elles sont disponibles (nucléaires et énergie renouvelables). De l’autre côté, les centrales à coûts variables élevés (qui produisent à partir des combustibles fossiles), qui produiraient à la demande et contribueraient à équilibrer le marché en complément des productions évoquées précédemment. Les premières ne seraient plus rémunérées sur la base des coûts marginaux, mais recevraient un prix couvrant leur coût moyen de long terme, appelé Levelized Cost of Electricity. Le prix payé par le consommateur résulterait d’une moyenne pondérée des prix observés dans chacun des deux compartiments du marché.

Ce système présente l’avantage de rémunérer les producteurs en fonction de leur coût réel de production, plutôt que de se baser sur le coût des centrales fossiles et provoquer ainsi une baisse du coût moyen de l’électricité. De plus, en lissant les anticipations des prix futurs, elle devrait mécaniquement réduire la volatilité potentielle.

Voilà pourquoi, pour faire de la maîtrise du prix de l’énergie un socle de la compétitivité industrielle, il parait nécessaire de remettre en cause des postulats qui ont prévalu à l’organisation de la production sur les 20 dernières années et qui ont eu pour effet d’affaiblir les anciens monopoles sans véritable contrepartie mesurable sur le plan économique. Et ce alors que le défi de la transition énergétique passe par un effort d’investissement colossal, dont le succès repose, au-delà du cadre que nous venons de décrire, sur une parfaite coordination sur les plans technique, industriel et institutionnel. Si les acteurs privés ont leur place dans le dispositif, le rôle du maître d’œuvre sera déterminant.

Electricité: la France doit se retirer du marché européen devenu fou

Electricité: la France doit se retirer du marché européen devenu fou

Pour l’ingénieur et ancien président de Gaz de France Loïk Le Floch-Prigent, Il est urgent que la France quitte le marché européen de l’électricité qui est devenu fou. (Dans le Figaro).

À la lecture des commentaires qui s’indignaient de l’augmentation estivale de l’électricité, on a eu la surprise que gouvernement comme observateurs semblaient ignorer que depuis des mois les entreprises et surtout les industriels et les artisans se battaient avec des factures non pas de relèvement de 10 ou 25% comme les particuliers mais de 300 à 600%… et que ces entreprises sont également françaises! Le «bouclier» dont les ministres se glorifient en disant qu’il a «protégé» les Français n’a été généralisé que pour les particuliers (et quelques autres) soit la moitié de la consommation électrique nationale, mais les autres souffrent, ont souffert, continuent à souffrir et demandent grâce depuis plus d’un an déjà! Le nombre de faillites s’accélère, des artisans ont déjà fermé, d’autres s’y préparent, et des productions déménagent ou s’y préparent pour les mois à venir.

Cela, c’est la réalité de l’augmentation rapide et immodérée du prix de l’électricité. La position de la plupart des acteurs du secteur énergétique c’est que le «marché de l’électricité» créé pour nous Français dans les années 2000 dans un cadre européen nous a mis dès le départ avec la loi Nome en 2010 dans une situation difficile mais que désormais c’est la compétitivité de l’ensemble de l’industrie française qui est en cause car nous payons l’électricité la plus chère d’Europe alors que nous la produisons au coût le plus faible grâce à notre outil de production nucléaire et hydraulique.

Rentrer dans ce «marché de l’électricité» il y a une quinzaine d’années était un choix «technocratique» volontaire contesté par les énergéticiens français, mais aucun traité n’existe qui nous y oblige et surtout nous pouvons nous en retirer lorsque nous le voulons sans contrevenir à nos signatures contraignantes. Ce choix a été préjudiciable à notre pays pendant quinze ans, et nous avons survécu, mais le contexte actuel conduit désormais au désastre. Nous avons protégé pendant un temps court les particuliers, mais ils viennent de connaître deux augmentations: 15% en février et 10% au mois d’août; ils savent que ce n’est pas fini alors que le coût de cette mesure se compte en milliards et qu’ils sont aussi des contribuables, tandis que les industriels et artisans ne voient pas le bout du tunnel avec des contrats qu’on leur propose sur deux ou trois ans qui mangent leurs marges sans qu’ils puissent répercuter les augmentations chez leurs clients.

Se retirer du marché de l’électricité est donc une nécessité et les réticences du gouvernement à le faire sont inexpliquées et inexplicables rationnellement.

Se retirer du marché de l’électricité est donc une nécessité et les réticences du gouvernement à le faire sont inexpliquées et inexplicables rationnellement. D’autres pays, l’Espagne et le Portugal l’ont fait, sans heurts, comme il était prévu, et nous pouvons le faire dans l’instant mettant simplement en difficultés les «fournisseurs» inventés par les technocrates qui ne fournissent rien, ne produisent pas, ne transportent rien, ne distribuent rien, qui ne font que spéculer. Immédiatement, comme le demandent le ministre de l’Économie et le président du réseau de transport (RTE), on pourrait rapprocher le prix à payer du coût effectif et donc retrouver notre compétitivité industrielle et rassurer tous nos compatriotes contribuables et consommateurs d’électricité. Nous sommes de plus en plus nombreux à ne pas comprendre pourquoi cette opération n’est pas réalisée rapidement!

Notre pays ne retrouvera sa prospérité qu’avec une énergie abondante, bon marché et souveraine. Commençons par le «bon marché» puisque nos coûts sont les plus bas. Ensuite puisque certains pensent que nous risquons la pénurie, mettons-nous en ordre de marche pour utiliser tous nos moyens pour satisfaire les demandes futures, c’est loin d’être le cas car nous insistons actuellement sur les énergies dites renouvelables «à la mode» éoliennes et solaires alors qu’elles sont intermittentes et pour les éoliennes aléatoires au détriment de toutes les autres solutions comme, par exemple, la méthanisation agricole, l’hydraulique… qui sont pilotables. Nous devons passer les pics de consommation, et cela doit être notre priorité.

Enfin, dans la mesure où nous souhaitons demeurer souverains, n’exagérons pas la rapidité du changement vers l’électrique, véhicules comme pompes à chaleur, restons le temps qu’il faut en cohabitation avec les automobiles thermiques et le chauffage au gaz! Des décisions évidentes et un peu de cohérence dans les orientations ne nuiraient pas à une bonne préparation de l’avenir. Et surtout gardons notre tissu industriel nous en avons besoin, nous en aurons besoin.

Énergie–Electricité : repenser la régulation

Énergie–Electricité : repenser la régulation

par
Jean Pascal Brivady
Professeur, EM Lyon Business School

Abdel Mokhtari
Economiste, Chargé de cours, EM Lyon Business School dans The Conversation

La modification du contexte géopolitique et la perspective d’un monde moins ouvert ont remis sur le devant de la scène le concept de souveraineté. Relocaliser de nombreuses productions industrielles, considérées comme stratégiques (molécules pharmaceutiques ou chimiques, semi-conducteurs, construction automobile, voire certaines matières premières comme le lithium par exemple) fait partie de l’agenda public. Les groupes industriels concernés ne seront cependant enclins à rapatrier leur production que dans la mesure où les investissements permettent de rester compétitif sur leurs marchés.

Stabilité de l’environnement règlementaire, qualité des infrastructures, niveau d’éducation de la population, possibilité de disposer de subventions, tous ces paramètres entrent en ligne de compte au moment de prendre pareille décision. D’autres facteurs sont de nature plus économique, parmi lesquels, dans le cas précis de l’industrie, le coût de l’électricité et sa maîtrise sur le long terme.

La France et l’Allemagne l’avaient bien compris en optant chacun pour une solution garantissant sur plus de 20 ans, des prix bas de l’électricité via la construction du parc électro nucléaire en France et l’accès au gaz russe en Allemagne. Cet équilibre a été brutalement rompu par le déclenchement de la guerre en Ukraine.

Or, le conflit ne semble pas une simple parenthèse : deux tendances de fond sont en effet d’ores et déjà à l’œuvre. D’une part, la transition écologique accélérée dans laquelle s’est engagée l’Europe va entrainer une hausse de 35 % environ de la demande au-delà de 2030, ce qui suppose à la fois une augmentation des capacités, le passage à une production décarbonée, et une adaptation du réseau de transport.

D’autre part, les concurrents économiques de l’Europe investissent massivement pour garantir la compétitivité de leurs industries. Les États-Unis ont, par exemple, opté pour l’option la plus simple qui consiste à attribuer des subventions massives, dans le cadre notamment de l’Inflation Reduction Act. Pour rester dans le jeu, l’Union européenne est donc aujourd’hui contrainte de réagir.

Plusieurs facteurs déterminent le prix de l’électricité. Une partie a trait aux infrastructures. On note, par exemple, un effet d’expérience en cas de passage du prototype à un ensemble d’unités. Dans le cas des réacteurs pressurisés européens (EPR), l’Ademe estime le coût du mégawattheure à 110-120 euros pour le seul site de Flamanville, susceptible d’être ramené à 70 euros à compter de la 4e unité mise en service.

L’innovation intervient également. Par exemple, l’évolution technologique des éoliennes a permis de multiplier leur puissance par 60 entre 1985 et 2015. Il en résulte une baisse régulière du prix de production moyen de 130-190 euros en 2000 à 60-110 euros actuellement.

Outre le coût des matières premières, l’état de santé financière des opérateurs joue également. Ce sont néanmoins des évolutions de nature fiscale qui ont le plus fait varier le prix du mégawattheure au cours de la dernière décennie.

À 15 ans, les différents scénarios anticipent une accélération de la croissance de la demande en électricité résultant d’une part de la transition énergique (habitat, transport) et d’autre part de la relocalisation industrielle. De là résulterait une inadéquation durable entre l’offre et la demande compte tenu des incertitudes inhérentes au déploiement des nouvelles infrastructures (en termes de coûts et de délais), d’autant plus que la transition énergétique requiert principalement de l’électricité décarbonée.

Ces scénarios laissent anticiper à la fois une hausse tendancielle des prix mais également une forte augmentation de la volatilité. Mettre en place les conditions d’une offre d’électricité durablement compétitive suppose donc de maîtriser ces deux risques.

Une faible volatilité des prix permet aux producteurs de pouvoir garantir sur le très long terme le remboursement des dettes destinées à financer les infrastructures. Il s’agirait donc d’une invitation à investir, notamment pour une transition verte. Pour les clients consommateurs, cela permet de mieux prévoir et donc de maîtriser leurs dépenses.

Pour la limiter, plusieurs options sont ouvertes : diversifier le mix de production en faveur des capacités dont la part de coût variable est la plus faible possible, développer des solutions de « stockage » de l’électricité, ou surdimensionner la capacité de production par rapport à la demande attendue. Toutes ont en commun une mise en œuvre longue et complexe, et le risque d’accroitre sensiblement les coûts de production. La meilleure solution consiste donc à améliorer les mécanismes du marché actuel, en particulier avec le développement sa composante à long terme (maturités supérieures à 2 ans)

Pour ce qui est du niveau des prix, deux aspects nous paraissent source de réflexion. Le premier a trait à l’ouverture à la concurrence, impulsée par une directive de 1996. Le postulat consiste à considérer qu’une concurrence accrue présente un impact positif sur les prix à long terme. Il a poussé à réduire la position des opérateurs historiques pour faire place à de nouveaux entrants. En France, par exemple, avec « l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique » (Arenh), les concurrents d’EDF peuvent accéder à la rente issue de la production des centrales nucléaires à des conditions fixées par l’administration.

Le bilan s’avère globalement négatif. En premier lieu, l’évolution du prix moyen de vente du mégawattheure à l’industrie en Europe depuis 1991 démontre qu’il n’y a pas de relation significative entre niveau de la concurrence et prix, puisque ce dernier reste avant tout conditionné par des facteurs de nature conjoncturelle. Ensuite, en cas de crise, la volatilité est hors de contrôle. Enfin, la situation financière de l’opérateur historique est fortement pénalisée et handicape d’autant sa capacité à investir.

L’autre postulat suppose une optimisation de la capacité de production, donc que la réponse à une demande supplémentaire provienne de la dernière unité mise en production – en l’espèce pour des raisons techniques, des centrales thermiques et soit donc valorisée sur la base du coût marginal de cette dernière unité. Or c’est justement ce mode de calcul qui est à l’original de l’envolée du prix du mégawattheure et de l’explosion de la volatilité. Il convient donc de mettre en œuvre un autre mode de calcul à défaut de quoi le coût de la volatilité viendra gonfler de manière disproportionnée, l’inflation induite par la hausse de la demande.

Parmi les solutions envisageables, outre les changements relatifs à l’organisation de la production décrits précédemment, certains acteurs ont formulé des propositions au moment de l’invasion de l’Ukraine. Le gouvernement grec, notamment, a soumis en juillet 2022 à l’Union européenne, un modèle visant à segmenter le marché de gros en deux compartiments distincts.

D’un côté, il y aurait les centrales à coûts marginaux faibles mais à coûts fixes élevés, produisant lorsqu’elles sont disponibles (nucléaires et énergie renouvelables). De l’autre côté, les centrales à coûts variables élevés (qui produisent à partir des combustibles fossiles), qui produiraient à la demande et contribueraient à équilibrer le marché en complément des productions évoquées précédemment. Les premières ne seraient plus rémunérées sur la base des coûts marginaux, mais recevraient un prix couvrant leur coût moyen de long terme, appelé Levelized Cost of Electricity. Le prix payé par le consommateur résulterait d’une moyenne pondérée des prix observés dans chacun des deux compartiments du marché.

Ce système présente l’avantage de rémunérer les producteurs en fonction de leur coût réel de production, plutôt que de se baser sur le coût des centrales fossiles et provoquer ainsi une baisse du coût moyen de l’électricité. De plus, en lissant les anticipations des prix futurs, elle devrait mécaniquement réduire la volatilité potentielle.

Voilà pourquoi, pour faire de la maîtrise du prix de l’énergie un socle de la compétitivité industrielle, il parait nécessaire de remettre en cause des postulats qui ont prévalu à l’organisation de la production sur les 20 dernières années et qui ont eu pour effet d’affaiblir les anciens monopoles sans véritable contrepartie mesurable sur le plan économique. Et ce alors que le défi de la transition énergétique passe par un effort d’investissement colossal, dont le succès repose, au-delà du cadre que nous venons de décrire, sur une parfaite coordination sur les plans technique, industriel et institutionnel. Si les acteurs privés ont leur place dans le dispositif, le rôle du maître d’œuvre sera déterminant.

Electricité : repenser la régulation

Electricité : repenser la régulation

par
Jean Pascal Brivady
Professeur, EM Lyon Business School

Abdel Mokhtari
Economiste, Chargé de cours, EM Lyon Business School dans The Conversation

La modification du contexte géopolitique et la perspective d’un monde moins ouvert ont remis sur le devant de la scène le concept de souveraineté. Relocaliser de nombreuses productions industrielles, considérées comme stratégiques (molécules pharmaceutiques ou chimiques, semi-conducteurs, construction automobile, voire certaines matières premières comme le lithium par exemple) fait partie de l’agenda public. Les groupes industriels concernés ne seront cependant enclins à rapatrier leur production que dans la mesure où les investissements permettent de rester compétitif sur leurs marchés.

Stabilité de l’environnement règlementaire, qualité des infrastructures, niveau d’éducation de la population, possibilité de disposer de subventions, tous ces paramètres entrent en ligne de compte au moment de prendre pareille décision. D’autres facteurs sont de nature plus économique, parmi lesquels, dans le cas précis de l’industrie, le coût de l’électricité et sa maîtrise sur le long terme.

La France et l’Allemagne l’avaient bien compris en optant chacun pour une solution garantissant sur plus de 20 ans, des prix bas de l’électricité via la construction du parc électro nucléaire en France et l’accès au gaz russe en Allemagne. Cet équilibre a été brutalement rompu par le déclenchement de la guerre en Ukraine.

Or, le conflit ne semble pas une simple parenthèse : deux tendances de fond sont en effet d’ores et déjà à l’œuvre. D’une part, la transition écologique accélérée dans laquelle s’est engagée l’Europe va entrainer une hausse de 35 % environ de la demande au-delà de 2030, ce qui suppose à la fois une augmentation des capacités, le passage à une production décarbonée, et une adaptation du réseau de transport.

D’autre part, les concurrents économiques de l’Europe investissent massivement pour garantir la compétitivité de leurs industries. Les États-Unis ont, par exemple, opté pour l’option la plus simple qui consiste à attribuer des subventions massives, dans le cadre notamment de l’Inflation Reduction Act. Pour rester dans le jeu, l’Union européenne est donc aujourd’hui contrainte de réagir.

Plusieurs facteurs déterminent le prix de l’électricité. Une partie a trait aux infrastructures. On note, par exemple, un effet d’expérience en cas de passage du prototype à un ensemble d’unités. Dans le cas des réacteurs pressurisés européens (EPR), l’Ademe estime le coût du mégawattheure à 110-120 euros pour le seul site de Flamanville, susceptible d’être ramené à 70 euros à compter de la 4e unité mise en service.

L’innovation intervient également. Par exemple, l’évolution technologique des éoliennes a permis de multiplier leur puissance par 60 entre 1985 et 2015. Il en résulte une baisse régulière du prix de production moyen de 130-190 euros en 2000 à 60-110 euros actuellement.

Outre le coût des matières premières, l’état de santé financière des opérateurs joue également. Ce sont néanmoins des évolutions de nature fiscale qui ont le plus fait varier le prix du mégawattheure au cours de la dernière décennie.

À 15 ans, les différents scénarios anticipent une accélération de la croissance de la demande en électricité résultant d’une part de la transition énergique (habitat, transport) et d’autre part de la relocalisation industrielle. De là résulterait une inadéquation durable entre l’offre et la demande compte tenu des incertitudes inhérentes au déploiement des nouvelles infrastructures (en termes de coûts et de délais), d’autant plus que la transition énergétique requiert principalement de l’électricité décarbonée.

Ces scénarios laissent anticiper à la fois une hausse tendancielle des prix mais également une forte augmentation de la volatilité. Mettre en place les conditions d’une offre d’électricité durablement compétitive suppose donc de maîtriser ces deux risques.

Une faible volatilité des prix permet aux producteurs de pouvoir garantir sur le très long terme le remboursement des dettes destinées à financer les infrastructures. Il s’agirait donc d’une invitation à investir, notamment pour une transition verte. Pour les clients consommateurs, cela permet de mieux prévoir et donc de maîtriser leurs dépenses.

Pour la limiter, plusieurs options sont ouvertes : diversifier le mix de production en faveur des capacités dont la part de coût variable est la plus faible possible, développer des solutions de « stockage » de l’électricité, ou surdimensionner la capacité de production par rapport à la demande attendue. Toutes ont en commun une mise en œuvre longue et complexe, et le risque d’accroitre sensiblement les coûts de production. La meilleure solution consiste donc à améliorer les mécanismes du marché actuel, en particulier avec le développement sa composante à long terme (maturités supérieures à 2 ans)

Pour ce qui est du niveau des prix, deux aspects nous paraissent source de réflexion. Le premier a trait à l’ouverture à la concurrence, impulsée par une directive de 1996. Le postulat consiste à considérer qu’une concurrence accrue présente un impact positif sur les prix à long terme. Il a poussé à réduire la position des opérateurs historiques pour faire place à de nouveaux entrants. En France, par exemple, avec « l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique » (Arenh), les concurrents d’EDF peuvent accéder à la rente issue de la production des centrales nucléaires à des conditions fixées par l’administration.

Le bilan s’avère globalement négatif. En premier lieu, l’évolution du prix moyen de vente du mégawattheure à l’industrie en Europe depuis 1991 démontre qu’il n’y a pas de relation significative entre niveau de la concurrence et prix, puisque ce dernier reste avant tout conditionné par des facteurs de nature conjoncturelle. Ensuite, en cas de crise, la volatilité est hors de contrôle. Enfin, la situation financière de l’opérateur historique est fortement pénalisée et handicape d’autant sa capacité à investir.

L’autre postulat suppose une optimisation de la capacité de production, donc que la réponse à une demande supplémentaire provienne de la dernière unité mise en production – en l’espèce pour des raisons techniques, des centrales thermiques et soit donc valorisée sur la base du coût marginal de cette dernière unité. Or c’est justement ce mode de calcul qui est à l’original de l’envolée du prix du mégawattheure et de l’explosion de la volatilité. Il convient donc de mettre en œuvre un autre mode de calcul à défaut de quoi le coût de la volatilité viendra gonfler de manière disproportionnée, l’inflation induite par la hausse de la demande.

Parmi les solutions envisageables, outre les changements relatifs à l’organisation de la production décrits précédemment, certains acteurs ont formulé des propositions au moment de l’invasion de l’Ukraine. Le gouvernement grec, notamment, a soumis en juillet 2022 à l’Union européenne, un modèle visant à segmenter le marché de gros en deux compartiments distincts.

D’un côté, il y aurait les centrales à coûts marginaux faibles mais à coûts fixes élevés, produisant lorsqu’elles sont disponibles (nucléaires et énergie renouvelables). De l’autre côté, les centrales à coûts variables élevés (qui produisent à partir des combustibles fossiles), qui produiraient à la demande et contribueraient à équilibrer le marché en complément des productions évoquées précédemment. Les premières ne seraient plus rémunérées sur la base des coûts marginaux, mais recevraient un prix couvrant leur coût moyen de long terme, appelé Levelized Cost of Electricity. Le prix payé par le consommateur résulterait d’une moyenne pondérée des prix observés dans chacun des deux compartiments du marché.

Ce système présente l’avantage de rémunérer les producteurs en fonction de leur coût réel de production, plutôt que de se baser sur le coût des centrales fossiles et provoquer ainsi une baisse du coût moyen de l’électricité. De plus, en lissant les anticipations des prix futurs, elle devrait mécaniquement réduire la volatilité potentielle.

Voilà pourquoi, pour faire de la maîtrise du prix de l’énergie un socle de la compétitivité industrielle, il parait nécessaire de remettre en cause des postulats qui ont prévalu à l’organisation de la production sur les 20 dernières années et qui ont eu pour effet d’affaiblir les anciens monopoles sans véritable contrepartie mesurable sur le plan économique. Et ce alors que le défi de la transition énergétique passe par un effort d’investissement colossal, dont le succès repose, au-delà du cadre que nous venons de décrire, sur une parfaite coordination sur les plans technique, industriel et institutionnel. Si les acteurs privés ont leur place dans le dispositif, le rôle du maître d’œuvre sera déterminant.

Energie- Électricité– Des centrales solaires dans l’espace ?

Energie- Électricité– Des centrales solaires dans l’espace ?

L’union européenne étudie la faisabilité d’un n réseau de centrales solaires en orbite, alimentant la Terre d’une énergie propre et illimitée dans le cadre du lancement de l’initiative Solaris Hervé Poirier, rédacteur en chef au magazine scientifique Epsiloon, explique sur franceinfo cette expérience hors norme est en train d’être déployée en orbite autour de la Terre.

C’est la première expérience de centrale solaire spatiale ?

Hervé POIrier : Ce n’est qu’un test, réalisé par l’université américaine Caltech. Un test qui ne fait pas beaucoup de bruit médiatique : ce n’est pas la Nasa qui finance mais la Darpa, l’agence militaire américaine, beaucoup plus discrète. Mais oui, c’est une grande première qui est en train de se jouer au-dessus de nos têtes, à 530 km d’altitude.

Pour la première fois, dans les jours et les semaines qui viennent, vont être testés dans l’espace tous les maillons techniques nécessaires à la mise en place de ce vieux rêve imaginé il y a un siècle, par le russe Konstantin Tsiolkovski, repris notamment par l’auteur de science-fiction Isaac Asimov : le rêve de capter les rayons du soleil depuis l’espace, grâce à des miroirs géants, et de les renvoyer directement sur Terre pour nous alimenter en énergie.

Concrètement, qu’est-ce qu’ils sont en train de faire là-haut ?

Dans ce vaisseau spatial truffé de 50 kg de matériel, les ingénieurs américains sont en train de tester la stabilité et le déploiement du support mécanique pour les panneaux solaires, le fonctionnement d’un émetteur et d’un récepteur de micro-ondes chargé d’envoyer l’énergie vers la Terre, et l’efficacité de différentes cellules photovoltaïques – il emporte une collection de 32 différentes, pour les comparer.

Cela paraît quand même fou : il y a des chances que ce projet de centrale solaire spatial se mette vraiment en place ?

Il y a 15 ans, les ingénieurs et les gouvernements auraient ricané. Mais tous les experts que nous avons rencontrés l’affirment : avec l’avènement des lanceurs réutilisables, de l’impression 3D, des robots autonomes et des cellules solaires organiques, il n’y a plus de problème technique majeur.

Et dans le contexte énergétique actuel, les financements affluent. L’Europe a réalisé un premier test sur Terre en septembre dernier ; la Chine a installé une première antenne de réception quelques mois plus tôt ; le Japon et la Grande-Bretagne sont aussi sur les rangs.

Il y a maintenant plein de questions sur la table. Comment améliorer la conversion d’énergie tout au long de la chaîne, pour l’instant très faible ? Comment gérer cet énorme faisceau micro-onde hyper énergétique qui tomberait du ciel ? Quel est le risque pour les oiseaux ? Les avions ? Et, au final, quelle serait la rentabilité d’une telle centrale ? Une chose est sûre : ce n’est plus de la science fiction…

Électricité– Des centrales solaires dans l’espace ?

Energie- Électricité– Des centrales solaires dans l’espace ?

L’union européenne étudie la faisabilité d’un n réseau de centrales solaires en orbite, alimentant la Terre d’une énergie propre et illimitée dans le cadre du lancement de l’initiative Solaris Hervé Poirier, rédacteur en chef au magazine scientifique Epsiloon, explique sur franceinfo cette expérience hors norme est en train d’être déployée en orbite autour de la Terre.

C’est la première expérience de centrale solaire spatiale ?

Hervé POIrier : Ce n’est qu’un test, réalisé par l’université américaine Caltech. Un test qui ne fait pas beaucoup de bruit médiatique : ce n’est pas la Nasa qui finance mais la Darpa, l’agence militaire américaine, beaucoup plus discrète. Mais oui, c’est une grande première qui est en train de se jouer au-dessus de nos têtes, à 530 km d’altitude.

Pour la première fois, dans les jours et les semaines qui viennent, vont être testés dans l’espace tous les maillons techniques nécessaires à la mise en place de ce vieux rêve imaginé il y a un siècle, par le russe Konstantin Tsiolkovski, repris notamment par l’auteur de science-fiction Isaac Asimov : le rêve de capter les rayons du soleil depuis l’espace, grâce à des miroirs géants, et de les renvoyer directement sur Terre pour nous alimenter en énergie.

Concrètement, qu’est-ce qu’ils sont en train de faire là-haut ?

Dans ce vaisseau spatial truffé de 50 kg de matériel, les ingénieurs américains sont en train de tester la stabilité et le déploiement du support mécanique pour les panneaux solaires, le fonctionnement d’un émetteur et d’un récepteur de micro-ondes chargé d’envoyer l’énergie vers la Terre, et l’efficacité de différentes cellules photovoltaïques – il emporte une collection de 32 différentes, pour les comparer.

Cela paraît quand même fou : il y a des chances que ce projet de centrale solaire spatial se mette vraiment en place ?

Il y a 15 ans, les ingénieurs et les gouvernements auraient ricané. Mais tous les experts que nous avons rencontrés l’affirment : avec l’avènement des lanceurs réutilisables, de l’impression 3D, des robots autonomes et des cellules solaires organiques, il n’y a plus de problème technique majeur.

Et dans le contexte énergétique actuel, les financements affluent. L’Europe a réalisé un premier test sur Terre en septembre dernier ; la Chine a installé une première antenne de réception quelques mois plus tôt ; le Japon et la Grande-Bretagne sont aussi sur les rangs.

Il y a maintenant plein de questions sur la table. Comment améliorer la conversion d’énergie tout au long de la chaîne, pour l’instant très faible ? Comment gérer cet énorme faisceau micro-onde hyper énergétique qui tomberait du ciel ? Quel est le risque pour les oiseaux ? Les avions ? Et, au final, quelle serait la rentabilité d’une telle centrale ? Une chose est sûre : ce n’est plus de la science fiction…

Électricité : forte hausse de la demande et des prix d’ici une dizaine d’années

Électricité : forte hausse de la demande et des prix d’ici une dizaine d’années

La transition écologique et la réindustrialisation vont faire bondir la consommation d’électricité et la France doit doubler sa production d’énergies renouvelables d’ici à cette échéance, alors que les nouveaux réacteurs nucléaires annoncés par le gouvernement ne verront pas le jour avant 2035. Un défi que le gestionnaire estime « faisable », malgré le retard pris par le pays dans leur développement.

Pour tenir ses objectifs de décarbonation, la France va devoir baisser significativement sa consommation énergétique, tandis que, dans le même temps, la consommation d’électricité va augmenter considérablement, au détriment des énergies fossiles. Cette double tendance était connue depuis plusieurs années, mais l’augmentation de la demande d’électrons sera encore plus forte que ce qu’avait anticipé jusqu’à présent RTE, le gestionnaire des lignes à haute tension.

Celui-ci vient de mettre à jour ses prévisions pour l’horizon 2035, en tenant compte de deux grandes évolutions : les nouveaux objectifs climatiques européens et les forts enjeux de la réindustrialisation, dans un contexte géopolitique où les questions de souveraineté sont devenues centrales. L’actualisation des prévisions de RTE intègre aussi la revue à la baisse du potentiel de la biomasse ou encore l’évolution des prix du gaz.

« A elle seule, l’industrie pourrait consommer plus de 160 TWh par an à l’horizon 2035, », pointe Thomas Veyrenc, directeur exécutif de RTE en charge du pôle stratégie, prospective et évaluation. Avec une répartition équivalente entre l’électrification directe des procédés et la production d’hydrogène décarboné.

Côté prix, il faut aussi s’attendre à une forte hausse d’ici une dizaine d’années. La facture pourrait doubler. La CRE, Statista, Union Française de l’Électricité, la Cour des Comptes, etc. Tous s’accordent à déclarer que le prix de l’électricité devrait bel et bien augmenter. D’après l’étude réalisée par Statista et le Commissariat général au développement durable (CGDD) du ministère de l’Environnement, de l’Énergie et de la Mer en 2020, le prix final de l’électricité en 2030 s’élèvera à 128,3 euros par mégawatts-heures.

Cependant, avant même 2030, la hausse s’annonce abrupte. Selon la Commission d’enquête du Sénat sur le coût réel de l’électricité, d’ici 2023, la hausse cumulée de la facture d’électricité devrait grimper de 100 % de manière à aligner les prix français sur les prix des autres pays européens.

L’Union Française de l’Électricité (UFE) dans une étude parue en 2012 prévoit, de son côté, une hausse de 50 % du prix du kWh d’ici 2030. Si les prévisions varient d’une source à l’autre, la tendance de l’évolution des prix de l’électricité sera sans nul doute à la hausse.

L’augmentation du prix de l’électricité dans les années à venir a plusieurs explications. Parmi elles, nombreuses sont liées à la filière nucléaire. Comme, par exemple, le fait que le coût de la filière nucléaire en France serait plus élevé que prévu et qu’il devrait être réévalué. Aussi, les investissements requis liés au prolongement de la durée de vie des centrales nucléaires et au déploiement des énergies renouvelables devront fatalement se répercuter sur la facture d’électricité.

Une électrification massive est également attendue dans le secteur des transports avec 8 millions de véhicules électriques ou hybrides visés en 2030. « Ce qui est nouveau, c’est la mobilité lourde, les camions, le fret, le ferroviaire, les bateaux et même les avions de ligne », explique Thomas Veyrenc. Initialement, les constructeurs misaient énormément sur les biocarburants et la biomasse. Ils se tournent désormais aussi vers des carburants de synthèse, dérivés de l’hydrogène et donc produits à partir d’électricité.

Le bâtiment va aussi connaître une électrification importante avec notamment un basculement des chaudières au fioul et au gaz vers des pompes à chaleur électriques, réputées trois fois plus efficaces. Le gouvernement réfléchit d’ailleurs à interdire les chaudières à gaz dès 2026, ce qui provoque la fronde de la filière gazière.

Energie-Électricité : forte hausse de la demande et des prix d’ici une dizaine d’années

Energie-Électricité : forte hausse de la demande et des prix d’ici une dizaine d’années

La transition écologique et la réindustrialisation vont faire bondir la consommation d’électricité et la France doit doubler sa production d’énergies renouvelables d’ici à cette échéance, alors que les nouveaux réacteurs nucléaires annoncés par le gouvernement ne verront pas le jour avant 2035. Un défi que le gestionnaire estime « faisable », malgré le retard pris par le pays dans leur développement.

Pour tenir ses objectifs de décarbonation, la France va devoir baisser significativement sa consommation énergétique, tandis que, dans le même temps, la consommation d’électricité va augmenter considérablement, au détriment des énergies fossiles. Cette double tendance était connue depuis plusieurs années, mais l’augmentation de la demande d’électrons sera encore plus forte que ce qu’avait anticipé jusqu’à présent RTE, le gestionnaire des lignes à haute tension.

Celui-ci vient de mettre à jour ses prévisions pour l’horizon 2035, en tenant compte de deux grandes évolutions : les nouveaux objectifs climatiques européens et les forts enjeux de la réindustrialisation, dans un contexte géopolitique où les questions de souveraineté sont devenues centrales. L’actualisation des prévisions de RTE intègre aussi la revue à la baisse du potentiel de la biomasse ou encore l’évolution des prix du gaz.

« A elle seule, l’industrie pourrait consommer plus de 160 TWh par an à l’horizon 2035, », pointe Thomas Veyrenc, directeur exécutif de RTE en charge du pôle stratégie, prospective et évaluation. Avec une répartition équivalente entre l’électrification directe des procédés et la production d’hydrogène décarboné.

Côté prix, il faut aussi s’attendre à une forte hausse d’ici une dizaine d’années. La facture pourrait doubler. La CRE, Statista, Union Française de l’Électricité, la Cour des Comptes, etc. Tous s’accordent à déclarer que le prix de l’électricité devrait bel et bien augmenter. D’après l’étude réalisée par Statista et le Commissariat général au développement durable (CGDD) du ministère de l’Environnement, de l’Énergie et de la Mer en 2020, le prix final de l’électricité en 2030 s’élèvera à 128,3 euros par mégawatts-heures.

Cependant, avant même 2030, la hausse s’annonce abrupte. Selon la Commission d’enquête du Sénat sur le coût réel de l’électricité, d’ici 2023, la hausse cumulée de la facture d’électricité devrait grimper de 100 % de manière à aligner les prix français sur les prix des autres pays européens.

L’Union Française de l’Électricité (UFE) dans une étude parue en 2012 prévoit, de son côté, une hausse de 50 % du prix du kWh d’ici 2030. Si les prévisions varient d’une source à l’autre, la tendance de l’évolution des prix de l’électricité sera sans nul doute à la hausse.

L’augmentation du prix de l’électricité dans les années à venir a plusieurs explications. Parmi elles, nombreuses sont liées à la filière nucléaire. Comme, par exemple, le fait que le coût de la filière nucléaire en France serait plus élevé que prévu et qu’il devrait être réévalué. Aussi, les investissements requis liés au prolongement de la durée de vie des centrales nucléaires et au déploiement des énergies renouvelables devront fatalement se répercuter sur la facture d’électricité.

Une électrification massive est également attendue dans le secteur des transports avec 8 millions de véhicules électriques ou hybrides visés en 2030. « Ce qui est nouveau, c’est la mobilité lourde, les camions, le fret, le ferroviaire, les bateaux et même les avions de ligne », explique Thomas Veyrenc. Initialement, les constructeurs misaient énormément sur les biocarburants et la biomasse. Ils se tournent désormais aussi vers des carburants de synthèse, dérivés de l’hydrogène et donc produits à partir d’électricité.

Le bâtiment va aussi connaître une électrification importante avec notamment un basculement des chaudières au fioul et au gaz vers des pompes à chaleur électriques, réputées trois fois plus efficaces. Le gouvernement réfléchit d’ailleurs à interdire les chaudières à gaz dès 2026, ce qui provoque la fronde de la filière gazière.

Électricité : bataille de prix

Électricité : bataille de prix

Pour résumer les industriels souhaiteraient un engagement sur des prix relativement bas même en dessous des coûts de la production et des engagements pour le long terme. À l’inverse EDF milite pour une augmentation des tarifs. Rien d’étonnant à cela car les coûts pourraient doubler d’ici une dizaine d’années surtout pour les particuliers

EDF redoute de devoir leur céder systématiquement sa production à prix cassés, dans le cadre de contrats de long terme noués avec des consortiums d’entreprises très consommatrices d’énergie. C’est en tout cas ce que propose le rapport que Philippe Darmayan, ex-président d’ArcelorMittal France, a récemment rendu au gouvernement.

Concrètement, il s’agit là de trouver un successeur au système actuel, appelé ARENH (accès régulé à l’électricité nucléaire historique), qualifié de « poison » par l’ancien PDG du groupe, Jean-Bernard Lévy, et qui arrive à échéance en 2025. Celui-ci oblige aujourd’hui l’énergéticien à vendre un certain volume de son productible à 42 euros par mégawattheure (MWh), un prix qui ne reflète plus ses coûts de production, et a largement contribué à sa dégradation financière.

Or, dans les recommandations de Philippe Darmayan, le prix privilégié pour les contrats à long terme serait proche de celui de l’ARENH, comme nous l’expliquions le 30 mai dernier. Un niveau inenvisageable pour EDF, qui estime que le montant devrait être significativement plus élevé.

Il faut dire que les dernières estimations de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) tablent sur un coût de production de l’ordre de 57 ou 58 euros le MWh pour le parc nucléaire existant d’EDF, soit dix euros de plus que dans son estimation réalisée il y a trois ans.

En clôturant le colloque de l’UFE, le ministre de l’Economie, Bruno Le Maire, a néanmoins voulu ménager EDF : le « juste prix » sera celui qui garantira « une compétitivité à l’industrie française face à la concurrence européenne et internationale », certes, mais tout en permettant de « financer, avec le soutien complémentaire de l’Etat, les investissements nécessaires pour notre système électrique », a-t-il assuré. Bref Un « en même temps » difficilement conciliable

En outre EDF est opposéà l’idée de nouer lesdits partenariats avec des groupements d’entreprises, comme le consortium Exeltium né en 2008. A l’époque, une trentaine d’industriels électro-intensifs lui avaient versé quelque 1,75 milliard d’euros en échange de droits de tirage sur le parc nucléaire à un tarif préférentiel sur 25 ans.

Dans son rapport, Philippe Darmayan plaide ainsi pour que ce soit différents groupes homogènes d’industriels qui achètent en commun de l’électricité nucléaire via des contrats de long terme.