Archive pour le Tag 'énergie'

Page 4 sur 7

Énergie : l’avenir passe aussi par les batteries de stockage

 

Énergie : l’avenir passe aussi par les batteries de stockage

Dix ans après l’explosion de la fracturation hydraulique aux Etats-Unis, le marché énergétique fait face à un nouveau bouleversement dû à l’association des énergies renouvelables et des batteries de stockage (Un article du Wall Street Journal)

 

 

Avec 36 centrales thermiques à gaz naturel, Vistra possède un des plus vastes parcs des Etats-Unis. Il n’envisage pas d’en acheter ou d’en construire davantage.

En revanche, l’entreprise a bien l’intention d’investir plus d’un milliard de dollars dans des centrales solaires photovoltaïques et dans des batteries de stockage au Texas et en Californie. Cette transformation de son activité dans un secteur énergétique que de nouvelles technologies sont en train de refaçonner est une question de survie.

« Je n’ai aucune intention de devenir le prochain Blockbuster Video, affirme Curt Morgan, directeur exécutif de Vistra. Hors de question que je regarde sans rien faire cette entreprise ancestrale décliner et se faire évincer. »

Il y a une dizaine d’années, lorsque la fracturation hydraulique (fracking) a permis l’accès à des quantités de cette matière première bon marché, le gaz a supplanté le charbon en tant que première source d’énergie électrique aux Etats-Unis. Aujourd’hui, déjà, le gaz naturel se retrouve lui-même confronté au même type de concurrence, représenté cette fois par des batteries rentables, chargées à l’énergie solaire et éolienne.

L’électricité produite grâce au gaz naturel représentait 38 % du total en 2019, selon l’EIA, l’Agence d’information sur l’énergie américaine. Le gaz est capable de fournir de l’énergie 24h/24 ainsi que d’intensifier sa production pendant les pics de consommation. De leur côté, éoliennes et panneaux solaires ont gagné des parts de marché conséquentes. Or, à mesure que le prix des batteries de stockage baisse, celles-ci sont couplées à cette énergie verte et s’imposent en stockant une énergie renouvelable peu chère qu’elles libèrent lorsque le soleil se couche ou que le vent tombe.

Le stockage d’énergie constitue moins de 1 % du marché de l’électricité américain et, pour l’instant, il concerne principalement les générateurs solaires, dont la production est relativement prévisible et facile à augmenter avec le stockage. Mais l’association des batteries de stockage et des énergies renouvelables menace de gâcher les milliards de dollars d’investissement dans le gaz naturel et fait naître des inquiétudes face à l’idée que les centrales thermiques bâties ces dix dernières années, et financées dans la perspective qu’elles seraient en service pendant plusieurs décennies, ne deviennent des « actifs irrécupérables », c’est-à-dire des équipements abandonnés avant d’avoir été amortis.

Dans tout le pays, une grande part de la croissance des énergies renouvelables est conduite par des réglementations des Etats exigeant des fournisseurs de livrer certaines quantités d’énergie verte, et par des incitations fiscales au niveau fédéral qui rendent les énergies éolienne et solaire plus compétitives d’un point de vue économique.

Mais ces dernières années, les prix des énergies renouvelables sont devenus de plus en plus compétitifs même sans subventions, poussant toujours plus d’entreprises à réduire volontairement leurs émissions de carbone en investissant dans l’énergie solaire et éolienne au détriment de celle produite par les énergies fossiles. Et le spectre de nouvelles régulations fédérales et au niveau des Etats dans le cadre de la gestion du changement climatique pousse à accélérer la tendance.

Le président Biden propose d’étendre les crédits d’impôts sur les énergies renouvelables aux projets d’installations énergétiques autonomes — des systèmes qui ne font pas partie d’un réseau—dans le cadre de son plan de financement d’infrastructures de 2 300 milliards de dollars, ce qui pourrait alimenter encore davantage le marché déjà florissant du stockage d’énergie.

Quoi qu’il en soit, tandis que les batteries de stockage aident le solaire et l’éolien à supplanter les sources d’énergie traditionnelles, certains investisseurs prennent ce projet avec des pincettes en se disant qu’eux aussi pourraient à leur tour se retrouver en mauvaise posture au cours des prochaines années si d’autres avancées technologiques s’avéraient trouver des moyens plus efficaces encore de stocker l’énergie.

Et si les batteries peuvent fournir de l’électricité lorsque les autres sources ne fonctionnent plus, la plupart des batteries actuelles n’en sont capables que pendant quelques heures avant d’avoir besoin d’être rechargées, ce qui les rend pratiquement inutiles lors de coupures prolongées.

Les centrales thermiques à gaz luttent déjà contre la concurrence des parcs éoliens et des centrales solaires. Duke Energy, fournisseur d’énergie basé à Charlotte, en Caroline du Nord, qui livre de l’électricité et du gaz naturel dans certaines régions de sept Etats, envisage encore de construire de nouvelles centrales à gaz. En revanche, il a refait ses calculs financiers afin de répercuter un amortissement plus rapide de ces centrales, dans la mesure où il se pourrait qu’elles ne soient pas opérationnelles aussi longtemps que prévu.

Duke propose de construire rien de moins qu’une capacité de 9 600 mégawatts de nouvelles installations à gaz en Caroline du Nord et du Sud afin de contribuer à répondre à la demande, tout en arrêtant les centrales à charbon et en investissant plus largement dans les énergies solaire et éolienne. Mais dans ses documents officiels, l’entreprise reconnaît que face aux nouveaux progrès technologiques, toute nouvelle centrale à gaz est susceptible de devenir un actif irrécupérable et d’échouer à financer son propre amortissement. Un mégawatt d’électricité peut alimenter environ 200 foyers, selon l’Electric Reliability Council of Texas qui gère le réseau électrique de l’Etat. Certaines estimations placent ce chiffre plus haut encore.

Pour pallier le problème, Duke envisage de ramener la durée de vie attendue de la centrale d’une quarantaine d’années à 25 ans et de récupérer l’argent perdu grâce à un amortissement accéléré, mesure comptable qui permettrait à l’entreprise de sortir davantage de dépenses du bilan plus rapidement que d’ordinaire. Il pourrait également envisager de convertir la centrale pour la faire fonctionner à l’hydrogène, dont la combustion n’émet pas de carbone.

« C’est un risque sur lequel nous gardons un œil, mais c’est un risque qu’il nous faut envisager pour toutes les décisions technologiques que nous prenons », explique Glen Snider, directeur de la gestion intégrée des ressources de Duke, en soulignant que tous les investissements énergétiques sont susceptibles, tôt ou tard, d’être mis en concurrence.

Aux Etats-Unis, plus de 60 000 mégawatts d’énergie à base de gaz ont été livrés depuis 2014, selon l’EIA. A l’instar des centrales à charbon, dont beaucoup ont été forcées de fermer plus tôt que prévu, les centrales à gaz ont été financées dans l’optique d’un fonctionnement sur plusieurs décennies.

Les coûts non amortis résultant de l’arrêt précoce des centrales à charbon sont généralement faibles car nombre d’entre elles ont été construites il y a plusieurs dizaines d’années et approchent de la fin de leur durée de vie utile, estime la société d’analyse financière Moody’s Investors Service. En revanche, une grande partie du parc des centrales à gaz du pays est plutôt récente, ce qui augmente le potentiel de coûts non-amortis dans l’éventualité de fermetures à grande échelle au cours des vingt prochaines années.

Ce sont les centrales à gaz fournissant de l’énergie toute la journée qui courent le plus de risque d’être évincées. Ce genre de centrale « de base » doit généralement fonctionner entre 60 % et 80 % de ses capacités pour être viable économiquement, ce qui les rend vulnérables lorsque les batteries de stockage pallient les manques causés par les centrales solaires et les parcs à éoliennes.

Aujourd’hui, ce type de centrale tourne autour de 60 % de ses capacités aux Etats-Unis, selon la société d’analyse de données IHS Markit. D’ici la fin de la décennie, celle-ci estime que cette moyenne devrait tomber à 50 %, ce qui suscite des perspectives de faillite et de restructuration pour les moins performantes.

« Elles sont menacées par des tonnes d’acteurs du renouvelable, explique Sam Huntington, directeur associé pour le gaz, l’électricité et les marchés de l’énergie à IHS Markit. Comme ce qui est arrivé au charbon. »

Il n’a fallu que quelques années pour que le gaz peu onéreux obtenu par la fracturation hydraulique ne supplante le charbon dans la production d’électricité. Entre 2011, peu de temps après le début de la flambée du fracking, et 2020, plus de 100 centrales à charbon d’une capacité de plus de 95 000 mégawatts ont été fermées ou reconverties pour fonctionner au gaz, selon les chiffres de l’EIA. Et 25 000 mégawatts de plus devraient fermer d’ici 2025.

La plupart des batteries de stockage utilisent du lithium-ion, le type de technologie utilisée dans les véhicules électriques. Elles ressemblent à de grands conteneurs et sont le plus souvent regroupées afin de créer des sites capables de fournir de grandes quantités d’électricité. Certaines sont reliées à des sources d’énergie renouvelable, tandis que d’autres sont indépendantes et utilisent l’énergie du réseau.

Les batteries de stockage sont le plus souvent associées à des centrales solaires plutôt qu’à des parcs d’éoliennes à cause de la prévisibilité de l’énergie fournie et parce qu’il est plus simple d’obtenir des crédits d’impôts fédéraux pour ce genre de dispositifs. Certaines entreprises développent cependant des parcs d’éoliennes couplées avec des batteries, marché qui devrait croître à mesure que les coûts technologiques baissent.

Même au Texas, un Etat qui comporte un marché énergétique à la concurrence féroce et qui n’impose aucune restriction d’émissions de carbone, il n’y a quasiment aucune centrale à gaz en construction alors que le nombre de centrales solaires et de batteries progresse rapidement

Déjà, le coût de décharge d’une batterie de 100 mégawatts fournissant deux heures d’électricité est à peu près équivalent à celui de la production d’électricité par les centrales électriques spéciales qui fonctionnent pendant les pics de demande. Ce type de batterie peut se décharger pour la modique somme de 140 dollars le mégawattheure, tandis que les centrales « d’urgence » les moins chères — qui compensent sur demande quand la fourniture d’énergie vient à manquer — produisent pour 151 dollars le mégawattheure, selon la banque d’investissements Lazard.

Les centrales solaires couplées à des batteries sont en train de rivaliser avec les centrales à gaz constamment opérationnelles. Ces types de systèmes sont capables de produire de l’énergie pour 81 dollars le mégawattheure seulement, selon Lazard, tandis que les centrales à gaz les plus coûteuses tournent en moyenne autour de 73 dollars. Les grands projets de batterie en cours dans les Etats de New York et de Californie sont en partie motivés par des obligations imposées par les Etats de réduire les émissions de carbone et ne visent pas seulement à améliorer l’aspect économique des batteries.

Même au Texas, un Etat qui comporte un marché énergétique à la concurrence féroce et qui n’impose aucune restriction d’émissions de carbone, il n’y a quasiment aucune centrale à gaz en construction alors que le nombre de centrales solaires et de batteries progresse rapidement. Selon l’Electric Reliability Council of Texas, dans l’Etat les entreprises visent près de 88 900 mégawatts d’énergie solaire, 23 860 mégawatts d’éolienne et 30 300 mégawatts de capacité de stockage. En comparaison, seulement 7 900 mégawatts de capacité supplémentaire fournie par des centrales à gaz sont envisagés.

Les fournisseurs d’énergie et les gestionnaires du réseau doivent prendre en compte la perspective que les nouvelles sources ne soient pas aussi fiables que les centrales électriques qu’elles remplacent, en tout cas au départ, et les pannes d’électricité du Texas de février dernier en sont une bonne illustration.

Cet Etat a connu des jours entiers de pannes électriques dévastatrices lorsqu’une violente tempête hivernale a gelé de nombreuses sources d’approvisionnement énergétique : éoliennes, centrales à gaz et nucléaires, alors même que la demande connaissait un pic dû à la chute des températures en dessous de zéro.

Selon les dirigeants d’entreprises et les analystes, même si le Texas avait eu davantage de réserves, cela n’aurait probablement pas fait une grande différence pour pallier la pénurie, advenue à une saison où centrales solaires et parcs éoliens ne sont pas très productifs. La plupart des batteries de stockage actuelles peuvent fournir de l’électricité pendant quatre heures maximum avant d’avoir besoin d’être rechargées.

L’été dernier, la Californie a pâti de sa décision de réduire rapidement sa dépendance aux centrales à gaz. En août, pendant une vague de chaleur intense qui a balayé l’ouest du pays, les gestionnaires de réseau californiens ont dû imposer des blackouts afin de remédier à une pénurie d’offre à un moment où la demande flambait. Dans une analyse a posteriori co-publiée par la California Public Utilities Commission et la California Energy Commission, l’opérateur identifie le passage rapide à l’énergie solaire et éolienne comme un des facteurs ayant contribué au problème.

Comme de nombreux fournisseurs d’énergie, Vistra ne s’attend pas à voir les centrales à gaz évincées dans l’immédiat. M. Morgan, qui a fermé un certain nombre de centrales à charbon et à gaz de Vistra depuis qu’il en est devenu CEO en 2016, estime que la plupart des centrales à gaz que l’entreprise possède encore resteront en fonction pendant les vingt prochaines années.

Après 2030, il anticipe qu’elles seront moins fréquemment utilisées à mesure que les batteries fourniront l’électricité produite par les centrales solaires et éoliennes. Vistra est en train de mettre au point ce qui devrait être le plus gros projet de stockage d’énergie du monde à Moss Landing, juste au nord de Monterey, en Californie. Les batteries sont installées à l’endroit où étaient autrefois les turbines dans l’enceinte d’une centrale à gaz désaffectée de la taille de presque trois terrains de foot. Lorsque le complexe sera achevé, les batteries fourniront 400 mégawatts d’électricité pendant quatre heures, suffisamment pour alimenter plus de 225 000 foyers.

Au Texas, lieu de naissance de la fracturation hydraulique moderne, les entreprises utilisent depuis des années la manne de la flambée du gaz pour alimenter les centrales utilisées en cas de pics de demande, et qui ont pu gagner beaucoup d’argent sur le marché énergétique de gros lorsque celle-ci a explosé

D’énormes batteries sont en train d’évincer des centrales à gaz plus anciennes ailleurs dans le pays. En début d’année, Florida Power & Light, fournisseur propriété de NextEra Energy, a lancé la construction de ce qui devrait être le plus grand système de batterie solaire du monde, destiné à remplacer deux turbines à gaz d’une centrale voisine. Le Manatee Energy Storage Center aura une capacité de 409 mégawatts, suffisamment pour alimenter Disney World en électricité pendant environ sept heures.

Au Texas, lieu de naissance de la fracturation hydraulique moderne, les entreprises utilisent depuis des années la manne de la flambée du gaz pour alimenter les centrales utilisées en cas de pics de demande, et qui ont pu gagner beaucoup d’argent sur le marché énergétique de gros lorsque celle-ci a explosé.

Certaines sont en train de se poser des questions depuis que des investissements massifs dans la construction de centrales solaires et éoliennes ont rendu la concurrence difficile pour les centrales à gaz et que les batteries de stockage menacent de constituer de nouveaux obstacles.

Quantum Energy Partners, une société de capital-investissement basée à Houston, a vendu ces dernières années un portefeuille de six centrales à gaz au Texas et dans trois autres Etats juste en voyant à quel point les énergies renouvelables devenaient concurrentielles. Elle travaille aujourd’hui à développer plus de 8 000 mégawatts de projets solaires, éoliens et de batteries dans dix Etats.

« Nous avons changé notre fusil d’épaule » explique Sean O’Donnell, partenaire qui contribue à la surveillance des investissements de la société. « Tout ce que nous avions en termes d’énergie traditionnelle, nous avons décidé de le vendre, compte tenu des perspectives d’intensification de la concurrence et de baisse des revenus. »

(Traduit à partir de la version originale en anglais par Bérengère Viennot)

Energie : l’envolée des prix aux États-Unis

Energie : l’envolée des prix aux États-Unis ?

Le professeur Robert Bell et le consultant Patrick Mathieu estiment, dans une tribune au « Monde », que la non-rentabilité des centrales à charbon va faire basculer les énergéticiens du côté des énergies propres… au prix d’une envolée de la facture pour le consommateur.

Tribune.

 

 Le nouveau président américain semble vouloir incarner la figure du « souverain juste », réparant les torts de l’administration précédente et ramenant la paix civile. Alors que l’attention s’est récemment portée sur Robinhood, cette société de courtage en ligne utilisée par de très jeunes investisseurs contre les géants du marché boursier américain, c’est justement le style de leadership attribué au « bon roi Richard » dans le mythe de Robin des Bois. En réalité, il fut un roi terrible… Mais, dans le mythe, Richard Cœur de Lion revient de croisade pour remettre les choses en ordre après les déprédations de son frère, le prince Jean.

La croisade du « bon roi Joe » est de sauver la terre du réchauffement climatique – le pape lui-même a lancé un appel à l’action. Mais le méchant prince Donald lui a laissé un grand fléau, le Covid-19. 1 900 milliards de dollars ne seront pas de trop pour le combattre. Alors où trouver 2 000 milliards de plus pour financer la croisade du pape ?

Si Joe Biden chargeait les collecteurs d’impôts fédéraux d’obtenir cette somme auprès des contribuables américains, on le prendrait rapidement pour… le shérif de Nottingham. Mais M. Biden possède un autre atout : l’Agence de protection de l’environnement. Une pression réglementaire bien appliquée pourrait accélérer la fin des centrales à charbon.

La capacité de production d’électricité américaine à base de charbon s’élevait officiellement à 229 gigawatts (GW) fin 2019, près d’un quart du total de la production d’électricité. Or, un rapport Bloomberg révélait, en 2018, que la moitié des centrales à charbon américaines, soit 135 GW de capacité, avait subi des pertes nettes en 2018.

Le même rapport précise que la grande majorité des unités non rentables sont réglementées, soit 130 GW. Il s’agit souvent de monopoles locaux. Or, les régulateurs des Etats (Californie, New York, etc.) autorisent ces énergéticiens à transférer leurs pertes à leurs clients, selon le principe du « coût majoré ». Ces entreprises ajoutent simplement une marge, d’environ 9 % actuellement, à leurs coûts.

Si l’administration Biden tient ses engagements et s’attaque sérieusement au problème du charbon, ces énergéticiens fermeront probablement leurs centrales et installeront à la place des parcs éoliens ou solaires, rentables et moins onéreux. Ils emprunteront l’argent nécessaire sur les marchés obligataires ; l’intérêt payé entrera dans la base de coûts de leurs contrats facturés au « coût majoré ». Les obligations d’énergéticiens réglementés, considérées comme sûres, seront achetées par de nombreux fonds de pension américains.

 

Energie : l’envolée des prix aux États-Unis ?

Energie : l’envolée des prix aux États-Unis ?

Le professeur Robert Bell et le consultant Patrick Mathieu estiment, dans une tribune au « Monde », que la non-rentabilité des centrales à charbon va faire basculer les énergéticiens du côté des énergies propres… au prix d’une envolée de la facture pour le consommateur.

Tribune.

 

 Le nouveau président américain semble vouloir incarner la figure du « souverain juste », réparant les torts de l’administration précédente et ramenant la paix civile. Alors que l’attention s’est récemment portée sur Robinhood, cette société de courtage en ligne utilisée par de très jeunes investisseurs contre les géants du marché boursier américain, c’est justement le style de leadership attribué au « bon roi Richard » dans le mythe de Robin des Bois. En réalité, il fut un roi terrible… Mais, dans le mythe, Richard Cœur de Lion revient de croisade pour remettre les choses en ordre après les déprédations de son frère, le prince Jean.

La croisade du « bon roi Joe » est de sauver la terre du réchauffement climatique – le pape lui-même a lancé un appel à l’action. Mais le méchant prince Donald lui a laissé un grand fléau, le Covid-19. 1 900 milliards de dollars ne seront pas de trop pour le combattre. Alors où trouver 2 000 milliards de plus pour financer la croisade du pape ?

Si Joe Biden chargeait les collecteurs d’impôts fédéraux d’obtenir cette somme auprès des contribuables américains, on le prendrait rapidement pour… le shérif de Nottingham. Mais M. Biden possède un autre atout : l’Agence de protection de l’environnement. Une pression réglementaire bien appliquée pourrait accélérer la fin des centrales à charbon.

La capacité de production d’électricité américaine à base de charbon s’élevait officiellement à 229 gigawatts (GW) fin 2019, près d’un quart du total de la production d’électricité. Or, un rapport Bloomberg révélait, en 2018, que la moitié des centrales à charbon américaines, soit 135 GW de capacité, avait subi des pertes nettes en 2018.

Le même rapport précise que la grande majorité des unités non rentables sont réglementées, soit 130 GW. Il s’agit souvent de monopoles locaux. Or, les régulateurs des Etats (Californie, New York, etc.) autorisent ces énergéticiens à transférer leurs pertes à leurs clients, selon le principe du « coût majoré ». Ces entreprises ajoutent simplement une marge, d’environ 9 % actuellement, à leurs coûts.

Si l’administration Biden tient ses engagements et s’attaque sérieusement au problème du charbon, ces énergéticiens fermeront probablement leurs centrales et installeront à la place des parcs éoliens ou solaires, rentables et moins onéreux. Ils emprunteront l’argent nécessaire sur les marchés obligataires ; l’intérêt payé entrera dans la base de coûts de leurs contrats facturés au « coût majoré ». Les obligations d’énergéticiens réglementés, considérées comme sûres, seront achetées par de nombreux fonds de pension américains.

 

Énergie–32 réacteurs nucléaires français sur 56 prolongés de 10 ans….. pour l’instant

Énergie–32 réacteurs nucléaires français sur 56 prolongés de 10 ans….. pour l’instant

32 réacteurs anciens nucléaires de 900 MWe (mégawatts électriques) d’EDF auront une durée de vie prolongée de 10 ans. Théoriquement EDF avait prévu une durée de vie de 40 ans mais avec les nouvelles mesures de sécurité renforcée en cours, ces centrales pourrait durer une dizaine d’années supplémentaires pour commencer. Sans doute pour ne pas prendre de face trop des opposants écologistes, les pouvoirs publics s’engagent à ne prolonger que 32 vieux réacteurs de 10 ans …. pour l’instant. L’autorité de sécurité nucléaire fixe les conditions pour qu’ils puissent fonctionner au-delà de leur quatrième « réexamen périodique », qui a lieu tous les dix ans.

Ces réacteurs à eau pressurisée sont les plus anciens des 56 réacteurs que compte le parc nucléaire tricolore. Ils ont été mis en service à la fin des années 1970, et 13 d’entre eux ont d’ores et déjà dépassé les 40 ans de fonctionnement. Or, si les réacteurs nucléaires français ont été autorisés sans limitation de durée de fonctionnement, EDF avait initialement envisagé une durée de vie de 40 ans.

L’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) a publié une décision, qui était attendue, portant sur les 32 réacteurs de 900 MW, les plus anciens du parc français, mis en service pour l’essentiel dans les années 1980. Elle a fixé les conditions pour qu’ils puissent fonctionner au-delà de leur quatrième « réexamen périodique », qui a lieu tous les dix ans, donc au-delà de leur 40e anniversaire.

Le gendarme du nucléaire prescrit notamment « la réalisation des améliorations majeures de la sûreté prévues par EDF (Electricité de France, ndlr), ainsi que des dispositions supplémentaires qu’elle considère comme nécessaires », précise-t-elle. EDF devra ainsi réaliser une série de tests et de travaux pour améliorer la sûreté de ses réacteurs.

Énergie–32 réacteurs nucléaires français sur 56 prolongés de 10 ans..... pour l'instant dans caburant-énergie trans  »Un premier objectif est de réduire les conséquences des accidents et notamment des accidents graves, avec une fusion du coeur du réacteur », a expliqué à l’AFP Julien Collet, directeur général adjoint de l’ASN. Des améliorations sont notamment prévues pour que la radioactivité reste confinée à l’intérieur de l’enceinte en cas d’accident.

« Le deuxième grand volet porte sur le renforcement (face) aux agressions qui peuvent survenir sur ces installations », a-t-il poursuivi. Sont visées les agressions externes (séisme, inondation, chaleur extrême…) et internes (incendie…). Enfin, un dernier volet porte sur « le renforcement au niveau de la piscine d’entreposage des combustibles usés », a indiqué Julien Collet.

Les réacteurs français avaient été autorisés à l’origine sans limitation de durée de fonctionnement, mais EDF avait initialement envisagé une durée de vie de 40 ans. Certains réacteurs, mis en service au tournant des années 1980, ont dans les faits déjà passé le cap des 40 ans.

La décision annoncée jeudi concerne l’ensemble des réacteurs de 900 MW, qui feront aussi l’objet de préconisations individuelles. La mise en oeuvre des améliorations prévues va maintenant s’étaler sur des années.

Les opposants au nucléaire réclament pour leur part depuis longtemps une fermeture des centrales anciennes, comme cela avait été décidé pour la centrale de Fessenheim (Alsace), la doyenne arrêtée l’an dernier.

Energie renouvelable :26,9% de l’électricité

Energie renouvelable :26,9% de l’électricité

Les énergies renouvelables progressent un peu mais ne couvre que 26,9 % de la consommation d’électricité en 2020 d’après un rapport officiel.

 

Dans le détail, la production a été surtout tirée par la filière éolienne (+17,3%) et hydraulique (+9,3%).

La puissance totale du parc renouvelable installé a également poursuivi sa progression l’an dernier, atteignant 55.906 MW fin 2020, en hausse de 2.039 MW. Cette progression a été tirée par l’éolien (+1.105 MW) et le solaire (+820 MW).

C’est toutefois toujours le parc hydroélectrique qui domine le paysage français même si sa puissance est restée quasi stable.

Hors renouvelables, la France dépend encore très largement du nucléaire pour la production de son électricité, avec une part supérieure à 70% ces dernières années.

Énergie : les défis des opérateurs historiques

Énergie : les défis des opérateurs historiques

 

Face aux mutations du marché et à une concurrence accrue, les opérateurs énergétiques historiques cherchent leur voie entre stabilité et agilité, constate l’économiste Sophie Méritet dans une tribune au Monde.

Tribune.

 

 Confrontés à un environnement en pleine mutation, les énergéticiens européens se sont engagés dans une revue de leurs actifs et de leurs stratégies. Dans ce contexte, la diminution de l’empreinte carbone est une priorité.

La réglementation constitue un facteur structurel de transformation dans le secteur de l’énergie. Les autorités nationales et européennes ont défini des objectifs dans la lutte contre le changement climatique, tout en incitant le développement de nouveaux modes de consommation et de production, comme l’autoconsommation. Malgré la réduction record de 7 % des émissions en 2020, liée à la crise sanitaire, l’atteinte des objectifs fixés pour réduire les émissions de gaz à effet de serre demeure un défi. Dans la transition énergétique, les énergies renouvelables et l’efficacité énergétique jouent un rôle croissant. (avec pour objectif en 2030 de porter la part des énergies renouvelables à au moins 32 % et d’améliorer l’efficacité énergétique d’au moins 32,5 %).

Les investissements dans les énergies propres ne sont plus uniquement le fait des Etats, mais aussi des entreprises. L’abandon des énergies carbonées peut être un choix stratégique motivé par la diminution volontaire de l’empreinte carbone, comme par la recherche de rentabilité. Les centrales à charbon ne sont par exemple plus aussi rentables qu’avant sous l’effet des réglementations européennes environnementales plus strictes et de la hausse des prix des combustibles. Pas étonnant donc que les groupes énergétiques se retirent des actifs thermiques comme les constructeurs General Electric et Siemens, ou progressivement les opérateurs Engie ou RWE.

Les actionnaires incitent les énergéticiens à se diversifier en se tournant vers des énergies moins carbonées. Récemment, des plans d’investissements massifs dans les énergies vertes ont été annoncés par les groupes européens (par exemple l’italien Enel, avec 17 milliards d’ici 2023 et 70 milliards d’ici 2030 dans le solaire ou l’éolien, ou l’espagnol Iberdrola, avec 75 milliards d’euros dans la transition écologique). A court terme, ces dépenses auront un impact négatif sur la rentabilité. A long terme, elles permettront de pérenniser les activités. La réduction des subventions, avec une hausse des taux, représente néanmoins un risque à ne pas sous-estimer dans le secteur des énergies renouvelables.

A ce mouvement d’investissement dans les énergies renouvelables s’ajoutent deux éléments de rupture : les innovations technologiques et les comportements des consommateurs. Ces derniers prennent l’habitude de produire leur énergie, ou de la stocker, de façon autonome. Avec les progrès techniques, les coûts continuent de diminuer, aussi bien pour les sources d’énergies propres, comme l’éolien (– 39 % sur le terrestre, selon l’Agence internationale pour les énergies renouvelables [Irena], entre 2010 et 2020), que pour les batteries des véhicules électriques et celles de stockage stationnaire (en moyenne – 13 % par an depuis deux ans, selon l’Irena).

Énergie : LES « DEUX JAMBES » de bois d’EDF

Énergie : LES « DEUX JAMBES » de bois d’EDF

 

Évidemment personne ne veut vraiment contredire les perspectives gouvernementales en matière d’origine des productions de l’électricité. Depuis Hollande, on a en effet décidé que la part du nucléaire passerait de 75 % à 50 % en 2050. Cela suppose donc que les 50 % restants résulteront des énergies renouvelables.

 

Publiquement personne ne peut revenir sur ce tabou politique, promesse par ailleurs tout à fait illusoire. Ce qui d’ailleurs est démontré avec la fragilité du système de production électrique aujourd’hui. En effet depuis la suppression de Fessenheim, le système est en tension et en manque assez souvent de production électrique. Du coup la France est contraint de racheter notamment à l’Allemagne qui produit une bonne partie de son électricité avec des centrales à charbon.

 

La direction d’EDF reprenant une étude de RTE met ses pas des pouvoirs publics et des institutions techniques. Notre politique énergétique peut marcher sur deux jambes rassure EDF. Le problème c’est que la France risque de marcher sur deux jambes de bois. En effet d’un côté le système de production nucléaire souffre d’un sous investissement chronique non seulement pour mettre à temps les centrales actuelles en conformité avec les nouveaux critères ( suite à l’accident de Fukushima) mais aussi pour faire les investissements nécessaires dans les nouvelles centrales type EPR ( plus tard les centrales à fission nucléaire pratiquement sans déchets).

 

De la même manière les investissements dans le renouvelable sont surtout symboliques pour satisfaire les écolos bobos mais seront bien incapables d’assurer les 50 % d’électricité promis en 2050. Pour l’instant la peur du renouvelable et de l’ordre 20 %. Au mieux, la part du renouvelable sera de 30 à 40 % dans 30 ans. Du coup la France pourrait être conduite à acheter de leur de 20 % de son électricité à l’extérieur. Bien entendu le mixte doit être développé mais à condition énergétique et économique soutenable. Ce qui n’est pas le cas en ce moment par exemple pour les très coûteuses éoliennes qui profitent surtout à des propriétaires peu scrupuleux qui reporteront la charge du démontage de ces engins par ailleurs hideux sur la collectivité publique officiellement un coût de 50 000 € mais techniquement un coup plus proche de 500 000 €.

 

Production mondiale d’électricité par source

Source

2018 (TWh)

Variation
2000-2018

Part en
2000

Part en
2018

Charbon

10 160

+69 %

38,6 %

38,0 %

Pétrole

784

-34 %

7,6 %

2,9 %

Gaz naturel

6 150

+122 %

17,9 %

23,0 %

Total fossiles

17 094

+72 %

64,2 %

63,9 %

Nucléaire

2 710

+5 %

16,7 %

10,1 %

Hydraulique

4 325

+60 %

17,4 %

16,2 %

Géothermie

89

+71 %

0,3 %

0,3 %

Biomasse

518

+356 %

1,3 %

1,9 %

Déchets

39

+122 %

0,2 %

0,1 %

Éolien

1 273

+3962 %

0,2 %

4,8 %

Solaire PV

554

+69200 %

0,005 %

2,1 %

Solaire th.

11

+2052 %

0,003 %

0,04 %

Marées

1

+84 %

0,004 %

0,004 %

Total EnR

6 811

+134 %

18,8 %

25,5 %

Déchets non renouv.

80

+149 %

0,2 %

0,3 %

Autres

35

+57 %

0,1 %

0,1 %

Total

26 730

+72 %

100 %

100 %

Source des données : Agence internationale de l’énergie15
PV = photovoltaïque ; EnR = énergies renouvelables ; solaire th. = solaire thermodynamique.

 

Production d’électricité des principaux pays en 201815

Pays

Production
(TWh)

% mondial

% fossiles

% nucléaire

% EnR

1 Chine 7 218 27,0 % 69,9 % 4,1 % 26,0 %
2 États-Unis 4 455 16,7 % 63,6 % 18,9 % 17,4 %
3 Inde 1 583 5,9 % 78,6 % 2,4 % 19,0 %
4 Russie 1 115 4,2 % 64,0 % 18,4 % 17,7 %
5 Japon 1 058 4,0 % 71,5 % 6,3 % 20,3 %
6 Canada 654 2,4 % 19,3 % 15,5 % 65,2 %
7 Allemagne 643 2,4 % 50,9 % 11,8 % 37,3 %
8 Brésil 601 2,2 % 15,0 % 2,6 % 82,3 %
9 Corée du Sud 590 2,2 % 72,0 % 23,0 % 4,3 %
10 France 582 2,2 % 8,1 % 71,0 % 20,9 %
11 Arabie saoudite 378 1,4 % 100 % 0 % 0,04 %
12 Mexique 336 1,3 % 79,5 % 4,1 % 16,4 %
13 Royaume-Uni 333 1,2 % 45,0 % 19,5 % 35,5 %
14 Iran 310 1,2 % 92,3 % 2,4 % 5,3 %
15 Turquie 305 1,1 % 67,6 % 0 % 32,1 %
16 Italie 290 1,1 % 58,9 % 0 % 40,9 %
17 Indonésie 284 1,1 % 82,6 % 0 % 17,4 %
18 Espagne 274 1,1 % 40,5 % 20,3 % 39,2 %
19 Taïwan 276 1,0 % 84,1 % 10,0 % 5,9 %
20 Australie 261 1,0 % 82,9 % 0 % 17,1 %
21 Afrique du Sud 256 1,0 % 88,9 % 4,5 % 6,6 %

Total monde

26 730

100 %

63,9 %

10,1 %

25,5 %

 

 

 

 

Le problème c’est qu’on risque non pas d’avoir une politique énergétique qui marche sur deux jambes valides, mais sur deux jambes de bois

Énergie-Electricité : un risque de pénurie

Énergie-Electricité : un risque de pénurie

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

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

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

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

Énergie :« Éolien : modèle pas durable « 

Énergie :« Éolien : modèle pas durable « 

Serge Savasta, Associé gérant du fonds d’investissement Omnes Capital, estime que le modèle éolien n’est pas durable ni économiquement ni écologiquement.(Chronique dans le Monde, extraits)

L’investisseur Serge Savasta affirme, dans une tribune au « Monde », que la production d’énergie éolienne ne peut être rentable que si les parcs atteignent une taille critique, au final moins préjudiciable à l’environnement que la multiplication de petits équipements.

Tribune. Aujourd’hui, de l’Espagne au Danemark, du Portugal à la Finlande, des PME construisent des centrales solaires et éoliennes terrestres qui produisent, sans aucune aide d’Etat, une des électricités les plus compétitives du monde, vendue entre 30 et 40 euros du mégawattheure à long terme à des clients privés.

Les retombées économiques sont excellentes : une énergie propre, bon marché et utile à la performance économique des entreprises, des revenus fonciers locaux, le financement de la mise à niveau des réseaux électriques, des taxes de toutes sortes…

Mais en France, nous n’en profitons pas.

Nous bénéficions pourtant d’un des meilleurs potentiels éoliens terrestre et solaire d’Europe. Mais nous persistons à pérenniser un système basé sur l’obligation d’EDF de racheter l’électricité d’origine solaire ou éolienne à un prix subventionné.

Bien sûr, ce système a été la clé de voûte du développement de la filière lorsque ces technologies n’étaient pas matures, mais nous pouvons dès aujourd’hui décider de nous en affranchir pour développer de grands projets sans aides d’Etat et ainsi permettre l’accélération de la transition énergétique de notre pays sans coût pour la collectivité.

Les subventions actuelles ne sont en effet que la contrepartie de contraintes imposées au nom de l’acceptabilité des énergies renouvelables. On peut s’en passer en construisant des éoliennes plus hautes et des centrales solaires plus grandes, car sur ces deux technologies, les effets d’échelle sont un facteur-clé de succès.

Or, il est aujourd’hui impossible d’obtenir des autorisations administratives qui le permettent. Et cela conduit à voir des projets de taille sous-optimale s’agglutiner dans les zones les plus ventées ou les plus ensoleillées, ce qui crée logiquement des oppositions locales exacerbées.

Naturellement, accepter de réduire les contraintes auxquelles sont exposées les centrales solaires et éoliennes, c’est prendre le risque politique de subir un peu plus, pour un temps en tout cas, la fronde de lobbies locaux et nationaux. Mais ce serait surtout décider de mettre enfin en œuvre une véritable stratégie de transition énergétique rentable. Et cela permettrait aussi de ne pas avoir à chercher des économies en remettant injustement en question des subventions accordées dans le passé à des centrales solaires qui en avaient pourtant besoin.

D’ailleurs, le risque politique lié à la réduction des contraintes est loin d’être insurmontable : un parc équipé de turbines hautes et puissantes nécessitera deux à trois fois moins d’éoliennes, ce qui réduira son impact visuel. Il pourra même être implanté dans des zones peu ventées, ce qui permettra de mieux répartir les capacités de production.

Énergie solaire : révision en baisse des subventions publiques

Énergie solaire : révision en baisse des subventions publiques

L ‘Assemblée nationale vient de voter l’amendement au projet de loi de finance 2021, déposé par le gouvernement, visant à réviser à la baisse son soutien à différents parcs industriels photovoltaïques, qui bénéficieraient aujourd’hui d’une rentabilité excessive.

Cette révision, qui provoque la colère de la filière photovoltaïque, vise à modifier certains contrats passés entre 2006 et 2010, assurant aux producteurs un prix de rachat de l’électricité fixe pendant 20 ans. Entre 2006 et 2010, ce tarif était de l’ordre de 600 euros le mégawattheure, soit dix fois les prix de marché actuels. Ce n’est pas la première révision est sans doute pas la dernière quand il s’agit de parcs industriels. Le même processus pouvait être engagé à propos des éoliennes qui bénéficient elle aussi d’un tarif égal au double du prix de marché de l’électricité.

Energie- L’escroquerie de l’ électricité verte

Energie- L’escroquerie de  l’ électricité verte

 

La confirmation que l’électricité dite totalement  verte est une escroquerie commerciale puisque toutes les sources d’énergie se retrouvent  dans le même réseau par  Stefan Ambec et Claude Crampes, Toulouse School of Economics. En outre compte tenu du caractère intermittent de la plupart des énergies alternatives, des centrales souvent polluantes fonctionnent uniquement pour compenser le manque de régularité de l’électricité dite verte; quand cette dernière n’est pas tout simplement jetée notamment pendant les heures creuses. L’électricité dite verte crée une instabilité dans le réseau , c’est ce que souligne notamment le nouvel Observatoire mondial des marchés de l’énergie publié ce jour par Capgemini, qui estime que la sécurité de l’approvisionnement peut alors être compromise

 

 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

 

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

 

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

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

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

________

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

 

L’hydrogène naturel, énergie renouvelable décarbonée

L’hydrogène naturel,  énergie renouvelable décarbonée

Un article très intéressant de la journaliste Anaïs Maréchal dans l’opinion à propos de l’hydrogène naturel

Pas moins de 96 % de l’hydrogène est produit à partir de matières fossiles. Alors qu’il représente l’opportunité d’une transition vers le zéro carbone, la filière vise un objectif : fabriquer de l’hydrogène décarboné, dit vert, par électrolyse de l’eau, grâce à de l’électricité d’origine renouvelable. Deux milliards d’euros du plan de relance français y sont consacrés. Une alternative existe : l’hydrogène naturel, présent en grande quantité dans le sous-sol.

Au Mali depuis 2012, le village de Bourakébougou est en partie alimenté en électricité produite à partir d’hydrogène naturel. Hydroma, qui exploite les réservoirs souterrains, ambitionne désormais d’introduire l’hydrogène dans le mix énergétique du pays. Si d’autres se sont lancés, comme 45-8 Energy en France, les industriels sont peu nombreux. « Le Mali est le pays le plus avancé sur l’exploitation industrielle de l’hydrogène », appuie Alain Prinzhofer, professeur associé à l’Université de Paris et directeur scientifique de Geo4u.

L’hydrogène naturel est apparu récemment dans la littérature scientifique. « Depuis les années 1990, l’hydrogène s’échappant de fluides sous-marins est bien documenté, raconte Eric Deville, professeur en géologie à l’IFPen. Les scientifiques se sont intéressés par la suite aux sources continentales. » Des rejets ont été détectés dans de nombreux environnements terrestres. Les géologues expliquent sa présence par des réactions entre l’eau et certains minéraux présents dans des massifs montagneux. Certains avancent aussi l’hypothèse d’une remontée d’hydrogène depuis le noyau terrestre. « Nous discutons depuis peu d’une nouvelle source : les systèmes hydrothermaux, ces eaux chaudes circulant dans le sous-sol », complète Alain Prinzhofer.

 La promesse est grande : l’hydrogène naturel est potentiellement produit en continu, faisant de lui une source d’énergie renouvelable. Il n’existe pas d’estimation précise du flux, mais une récente synthèse l’évalue à 23 millions de tonnes par an. « Il est extrêmement commun, mais on ne peut pas l’exploiter partout car c’est un gaz léger qui s’échappe vers l’atmosphère », relève Alain Prinzhofer. Lors de sa migration souterraine, il peut, dans certains contextes, s’accumuler temporairement. « Cela semble compliqué en Europe, mais les vieux continents géologiques – Russie, Afrique ou Amériques – sont prometteurs », détaille Eric Deville. Comme le pétrole, des forages pourraient permettre d’exploiter des réservoirs… se remplissant en continu.

Mais le manque de connaissances, et notamment d’un recensement mondial de sources rentables, freine les industriels, confie l’association française pour l’hydrogène : « Il est à un stade encore exploratoire, mais des acteurs français comme Engie sont positionnés. » L’hydrogène naturel devra aussi se frayer un chemin face aux fabricants d’hydrogène vert. « Nous estimons qu’un kilo d’hydrogène naturel revient à moins d’un dollar, contre cinq à dix pour l’hydrogène vert, détaille Alain Prinzhofer. Il n’y a pas de verrou technologique ; ce sont les mêmes techniques que l’exploitation pétrolière, à adapter. »

Aujourd’hui, l’hydrogène naturel est absent des stratégies française et européenne. L’horizon semble un peu s’éclaircir : « Industriels et chercheurs sont, depuis deux ans, plus attentifs à ce sujet », poursuit Alain Prinzhofer. Un argument pourrait faire pencher la balance : l’hydrogène naturel est fréquemment mélangé à l’hélium – un marché très tendu – qui pourrait être ainsi coproduit.

Energie- L’escroquerie de l’ électricité verte

Energie- L’escroquerie de  l’ électricité verte

 

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

 

 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

 

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

 

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

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

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

________

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

Energie-L’enfumage de l’ électricité verte

Energie-L’enfumage  de  l’ électricité verte

 

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

 

 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

 

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

 

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

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

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

________

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

Engie–gaz de schiste américain : entre pollution et énergie verte

Engie–gaz de schiste américain : entre pollution et énergie verte

 

Le moins que l’on puisse dire ce qu’Engie qui se présente comme le champion de l’environnement fait le grand écart entre pollution et énergie renouvelable. L’entreprise vient d’être rappelée à l’ordre par l’État qui lui demande de décaler sa signature pour un contrat de gaz de schiste aux États-Unis.

“Il a été convenu au cours d’un conseil que ce projet nécessitait des approfondissements. Engie a souhaité se laisser plus de temps pour les mener”, a déclaré le groupe français, dont l’Etat possède 23,6% du capital et 33,96% des droits de vote.

La vérité c’est que le ministère de l’économie a imposé un décalage de signature compte tenu du caractère particulièrement polluant du gaz de schiste américain.

D’ailleurs Engie n’a pas souhaité dire si cette décision était la conséquence d’une intervention de Bercy et n’a pas confirmé le montant du contrat.

NextDecade a fait savoir qu’il ne fournissait aucun détail sur ses relations commerciales et que l’entreprise travaillait à des mesures visant à parvenir à la neutralité carbone à Rio Grande.

NextDecade a reporté à 2021 sa décision finale d’investissement sur Rio Grande initialement prévue cette année, les confinements dus à l’épidémie liée au nouveau coronavirus ayant réduit la demande de gaz naturel.

Le gouvernement français s’est quant à lui refusé à tout commentaire.

Selon la source proche du dossier, le projet “ne correspond pas à notre projet environnemental ni à notre vision environnementale”.

 

 

“Il ne s’agit pas de seulement reporter la décision mais de reconnaître les impacts climatiques et environnementaux de ce contrat, acter le refus de le signer et porter ce message-là en tant qu’actionnaire d’Engie au conseil d’administration”, a dit à Reuters Lorette Philippot, chargée de campagne aux Amis de la Terre.

Énergie : retour aux centrales à charbon en France

Énergie : retour aux centrales à charbon en France

La crise sanitaire -ajoutée aux incohérences de la politique énergétique- conduit actuellement la France à remettre en service certains centrales à charbon. On pourrait même manquer d’électricité cet hiver signale EDF. La chute brutale des températures fin septembre qui va générer un pic de consommation qui  devrait confirmer cette hypothèse. En cause,  la fermeture de Fessenheim uniquement pour satisfaire les écolos ( une fermeture qui nous conduira à acheter de l’électricité à l’Allemagne produite par des centrales à charbon.).

 

La crise sanitaire, elle a retardé les opérations d’entretien des centrales dont certaines sont immobilisées. Quant aux énergies alternatives elle relève du fantasme. Les éoliennes par exemple qui ne produisent pas grand-chose pour un coût exorbitant et qui ont manqué de vent. Bref au total, la France a été contrainte de remettre en service des centrales à charbon.

 

La France a, par ailleurs, été globalement importatrice d’électricité ces derniers jours. Ces importations proviennent en grande partie d’Allemagne .

Une des principales raisons réside dans la très faible disponibilité du parc de réacteurs nucléaires d’EDF. Sur ses 56 réacteurs, 24 sont actuellement à l’arrêt. Les causes sont multiples, et dépassent largement la fermeture de Fessenheim.

A Chooz (Ardennes), les deux réacteurs d’EDF sont maintenus à l’arrêt à cause de leur impact potentiel sur le débit de la Meuse, déjà limité du fait de la météo. A Cattenom, à Penly, à Blayais, à Flamanville, au Bugey et à Paluel, les programmes de maintenance ont été prolongés sur un ou plusieurs réacteurs à cause de nouvelles avaries techniques. Enfin, deux réacteurs sont visés par des mesures d’économies de combustibles destinées à faire face à un hiver tendu du fait du décalage des travaux de maintenance en pleine crise sanitaire.

 « La concomitance de ce contexte avec le grand carénage [le programme qui vise à prolonger la durée de vie des réacteurs nucléaires d'EDF, NDLR] crée un embouteillage d’opérations de maintenance », confirme EDF. A cela vient s’ajouter la fermeture de la centrale Fessenheim. Achevée en juin, celle-ci a mécaniquement retiré deux réacteurs du réseau électrique français.

Le nucléaire n’est toutefois pas le seul responsable de ce phénomène. En Europe, la météo joue aussi en défaveur des énergies vertes et en particulier de l’éolien. « Un anticyclone s’est déployé sur l’Europe et entraîne des vents très faibles », précise RTE. La semaine passée l’éolien a ainsi fourni 2% du mix électrique français.

Énergie–Remise en cause des dispositifs d’aide au photovoltaïque

Énergie–Remise en cause des dispositifs d’aide au photovoltaïque

 

Certaines énergies nouvelles n’ont pas encore vraiment démontré leur pertinence technologique et surtout économique. C’est vrai pour les très coûteuses éoliennes dans le financement est porté à bout de bras par les pouvoirs publics. A un  moindre degré c’est aussi vrai pour le photovoltaïque largement aidé puis progressivement un peu lâché. Le gouvernement français veut prendre encore du recul avec les aides financières du voltaïque en réduisant encore le soutien financier considéré comme beaucoup trop coûteux. En fait pour le voltaïque comme pour les éoliennes c’est EDF qui paye des tarifs exorbitants mais au final c’est le consommateur qui règle la facture.

Un mécanisme d’obligation d’achat par EDF au bénéfice de personnes installant des panneaux photovoltaïques a été instauré en 2000, via des contrats pouvant aller jusqu’à 20 ans, précise le journal économique. Or ces contrats ont été assortis de tarifs très élevés et certains, ceux passés avant l’imposition d’un moratoire fin 2010, sont toujours en vigueur aujourd’hui.

La mesure de renégociation, si elle était menée, pourrait permettre d’économiser jusqu’à 600 millions d’euros en régime de croisière étant entendus que les particuliers ne seraient pas concernés par cette mesure.

Énergie : retour aux centrales à charbon en France

Énergie : retour aux centrales à charbon en France

La crise sanitaire ajoutée aux incohérences de la politique énergétique conduise actuellement la France à remettre en service certains centrales à charbon. On pourrait même manquer d’électricité cet hiver signale EDF. En cause la fermeture de Fessenheim uniquement pour satisfaire les écolos entre parenthèses une fermeture qui nous conduira à acheter de l’électricité à l’Allemagne produite par des centrales à charbon.). La crise sanitaire, elle a retardé les opérations d’entretien des centrales dont certaines sont immobilisées. Quant aux énergies alternatives elle relève du fantasme. Les éoliennes par exemple qui ne produisent pas grand-chose pour un coût exorbitant et qui ont manqué devant. Bref au total la France a été contrainte de remettre en service des centrales à charbon.

 La France a, par ailleurs, été globalement importatrice d’électricité ces derniers jours. Ces importations proviennent en grande partie d’Allemagne .

En cause : la très faible disponibilité du parc de réacteurs nucléaires d’EDF. Sur ses 56 réacteurs, 24 sont actuellement à l’arrêt. Les causes sont multiples, et dépassent largement la fermeture de Fessenheim.

A Chooz (Ardennes), les deux réacteurs d’EDF sont maintenus à l’arrêt à cause de leur impact potentiel sur le débit de la Meuse, déjà limité du fait de la météo. A Cattenom, à Penly, à Blayais, à Flamanville, au Bugey et à Paluel, les programmes de maintenance ont été prolongés sur un ou plusieurs réacteurs à cause de nouvelles avaries techniques. Enfin, deux réacteurs sont visés par des mesures d’économies de combustibles destinées à faire face à un hiver tendu du fait du décalage des travaux de maintenance en pleine crise sanitaire.

 « La concomitance de ce contexte avec le grand carénage [le programme qui vise à prolonger la durée de vie des réacteurs nucléaires d'EDF, NDLR] crée un embouteillage d’opérations de maintenance », confirme EDF. A cela vient s’ajouter la fermeture de la centrale Fessenheim. Achevée en juin, celle-ci a mécaniquement retiré deux réacteurs du réseau électrique français.

Le nucléaire n’est toutefois pas le seul responsable de ce phénomène. En Europe, la météo joue aussi en défaveur des énergies vertes et en particulier de l’éolien. « Un anticyclone s’est déployé sur l’Europe et entraîne des vents très faibles », précise RTE. La semaine passée l’éolien a ainsi fourni 2% du mix électrique français.

 

Energie–L’hydrogène : quel avenir ?

Energie–L’hydrogène : quel avenir ?

L’hydrogène est déjà utilisé dans des trains, des autocars, des automobiles ou même des scooters. L’hydrogène peut être utilisé dans le transport mais aussi comme moyen de chauffage. Ila question de la sécurité est de mieux en mieux prise en charge ;  se pose surcout le problème de sa compétitivité car produire de l’hydrogène coute cher. .Une voiture a hydrogène coute le double d’une voiture purement électrique.  Il s’agit de questions techniques mais aussi d’économie d’échelle car l’hydrogène est utilisé aujourd’hui de manière très marginale.   La question est de savoir si cette filière peut prendre une dimension de masse voir éventuellement se substituer à la voiture purement électrique utilisant des batteries ( sources Natura sciences et  le Figaro).

 

L’hydrogène est l’élément chimique le plus abondant de l’univers. Il s’agit d’un corps simple, gazeux, qui entre notamment dans la composition de l’eau. «Chaque molécule d’eau est le fruit de la combinaison entre 1 atome d’oxygène et 2 atomes d’hydrogène. On trouve aussi de l’hydrogène dans les hydrocarbures (pétrole et gaz) qui sont issus de la combinaison d’atomes de carbone et d’hydrogène», explique l’IFP énergie nouvelle (IFPEN), sur son site. L’hydrogène n’est pas une source d’énergie directe mais plutôt un vecteur énergétique. Dans les transports il est par exemple utilisé dans une pile à combustible pour générer de l’énergie.

 

L’hydrogène n’existe pas à l’état pur. Pour le produire, il faut utiliser des procédés chimiques pour séparer l’hydrogène des éléments auxquels il est associé. Il faut pour cela une source d’hydrogène et une source d’énergie. L’hydrogène peut ainsi être fabriqué par «vaporeformage de gaz naturel, électrolyse de l’eau, gazéification et pyrolyse de la biomasse, décomposition thermochimique ou photochimique de l’eau, production biologique à partir d’algues ou de bactéries», énumère l’Ademe,

Avant d’utiliser l’hydrogène, il faut le produire. Et c’est là que le bât blesse ! Il est aujourd’hui synthétisé à hauteur de 95 % à partir d’énergies fossiles. Pour ce faire, il faut beaucoup d’énergie et les émissions de CO2 sont importantes. Les techniques les plus utilisées sont le reformage, le vaporeformage et la gazéification. Une transition est donc à effectuer vers des modes de productions plus « propres ».

Replacer le pétrole et le gaz par l’hydrogène ne présente un intérêt que lorsqu’on peut le produire de façon décarbonée. Air Liquide a mis en place l’initiative Blue Hydrogen afin que 50 % de ses applications d’hydrogène énergie soient couvertes par des moyens bas carbone ou zéro carbone d’ici 2020. « On essaye de trouver le juste compromis entre faible teneur carbone et les contraintes économiques acceptables pour l’ensemble des applications », affirme Jean-Baptiste Mossa.

De nombreux travaux sont menés pour produire de l’hydrogène plus « propre » à partir de méthane, de biomasse et de déchets. En effet, il est possible de faire fermenter des bioressources. Les gaz de fermentations sont récupérables et filtrables pour concentrer le méthane qui servira à produire l’hydrogène. Couplé à un mode de capture du CO2, les émissions seraient nulles. Des travaux sont menés en France sur cette technique.L’hydrogène peut également être produit par électrolyse de l’eau. En utilisant de l’électricité d’origine renouvelable, il est possible de produire de l’hydrogène décarboné. Des démonstrateurs sont en cours. D’autres solutions de stockage sont à l’étude. Au Canada, par exemple, un barrage hydraulique alimente un électrolyseur pour produire de l’hydrogène.L’hydrogène est aussi produit dans des process industriels : il s’agit de l’l’hydrogène « fatal » produit, par exemple, lors de la fabrication du chlore ou de l’ammmoniac. Faute de valorisation, cette hydrogène est aujourd’hui brûlé et donc perdu. « Rien qu’en Europe, il y a moyen de faire rouler 2 millions de véhicules de piles à hydrogène avec de l’hydrogène fatal ; en France, 330 000 véhicules ! », affirme Bertrand Chauvet, Responsable du marketing de SymbioFCell. Pourquoi ne pas le récupérer ?Mais finalement, la révolution de l’hydrogène proviendra peut-être de la croûte terrestre. Alors que l’on pensait que l’hydrogène n’existait pas pur à l’état naturel, à part dans des sources inexploitables découvertes en mer, IFP Energies nouvelles a mis en évidence des émanations naturelles continues d’hydrogène sur terre.

Comme le précise l’IFPEN, «la molécule d’hydrogène, composée de deux atomes d’hydrogène, est particulièrement énergétique: 1 kg d’hydrogène libère environ trois fois plus d’énergie qu’1 kg d’essence». De plus, l’hydrogène, lorsqu’il est produit à partir de ressources renouvelables, est considéré comme non polluant. «Les rejets d’un véhicule à hydrogène sont composés uniquement d’eau. Il n’y a aucune émission de particule nocive ou de Co²», affirme Erwin Penfornis, directeur du marché hydrogène chez Air Liquide. Autre avantage selon le spécialiste: «Avec l’hydrogène, il y a plus d’autonomie et c’est plus rapide à recharger. Il faut compter un temps de recharge d’environ 3 minutes dans une station de remplissage».

 

L’hydrogène est aussi considéré comme un moyen durable de stocker de l’énergie. «On peut stocker les surplus d’énergies renouvelables pour pouvoir les réutiliser plus tard, ce qui n’est pas possible avec l’électricité. C’est un enjeu énorme permettant d’intégrer plus de renouvelable dans la consommation énergétique», assure Erwin Penfornis. «Des pays comme le Japon ont compris qu’ils allaient avoir besoin de ce vecteur énergétique qui peut être produit ailleurs, stocké et transporté par navire, camion ou par pipeline. C’est pour cela que le Japon est le pays le plus avancé dans ce secteur de l’hydrogène», explique-t-on chez Air Liquide. Le groupe a d’ailleurs annoncé l’an dernier la création d’une société commune avec 10 entreprises japonaises pour accélérer le développement du réseau de stations de recharge d’hydrogène dans l’archipel. Objectif: construire un réseau de 320 stations d’ici 2025, et 900 d’ici 2030.

 

Pour le moment, la consommation mondiale d’hydrogène reste encore faible: environ 56 millions de tonnes, soit moins de 2% de la consommation mondiale d’énergie. Mais d’après une étude réalisée par le Hydrogen Council avec McKinsey, l’hydrogène pourrait représenter près d’un cinquième de l’énergie totale consommée à l’horizon 2050. «Cela permettrait de contribuer à hauteur de 20% à la diminution requise pour limiter le réchauffement climatique à 2°C», explique l’Hydrogen Council, qui considère que l’hydrogène pourrait alimenter 10 à 15 millions de voitures et 500.000 camions d’ici à 2030. Selon cette étude, la demande annuelle d’hydrogène pourrait globalement être multipliée par dix d’ici à 2050 et représenter 18% de la demande énergétique finale totale dans le scénario des 2°C. À cet horizon, l’hydrogène pourrait générer un chiffre d’affaires de 2500 milliards de dollars et créer plus de 30 millions d’emplois.

«Cette molécule est utilisée depuis longtemps dans l’industrie comme matière première. Air Liquide par exemple en fournit depuis 50 ans à des secteurs comme le raffinage, la chimie ou le domaine spatial. L’hydrogène est notamment le carburant de lancement de la fusée Ariane depuis des décennies», explique Erwin Penfornis. Mais son utilisation est très large. «L’hydrogène a la capacité d’alimenter tous les usages énergétiques comme le transport ou le chauffage», ajoute le spécialiste.

 

 

C’est surtout dans les transports que son usage évolue. «L’hydrogène, stocké dans des réservoirs, est transformé en électricité grâce à une pile à combustible», explique-t-on chez Air Liquide.

Energie :  » les risques d’une tempête solaire sur les réseaux électriques »

Energie :  » les risques d’une tempête solaire sur les réseaux électriques »

Le professeur Charles Cuvelliez et l’assureur Emmanuel Michiels pointent, dans une tribune au « Monde », le risque que fait peser une toujours possible éruption solaire sur les réseaux électriques de la planète.

Tribune.

 En mars 2019, le président Trump a signé une ordonnance relative à une nouvelle menace militaire : les impulsions électromagnétiques, connues depuis longtemps comme un dommage « collatéral » des explosions nucléaires. Elles ont été découvertes en 1962 lors d’un essai nucléaire au-dessus du Pacifique. Sur un rayon de 1 400 km, des équipements électriques furent endommagés. Les Etats-Unis et l’Union soviétique ont alors investigué le potentiel de destruction de cette arme, mais elle a été jugée trop destructrice, puisque à même de stopper définitivement le fonctionnement d’un pays.

Une impulsion électromagnétique d’origine nucléaire a trois phases, dites E1, E2 et E3. Durant la phase E1, les rayons gamma émis par l’explosion arrachent des électrons aux atomes de la haute atmosphère. Ces derniers arrosent ensuite le sol et l’ensemble des équipements électriques, qui agissent comme des antennes pour les capter. Les dégâts sont immenses.

La phase E2 résulte des rayons gamma secondaires qui ont pu interagir avec la haute atmosphère. Leur effet est alors similaire à des orages, contre lesquels les protections habituelles peuvent fonctionner.

Enfin, la phase E3 a le même effet que les tempêtes solaires : c’est la phase « magnétohydrodynamique », qui déforme le champ magnétique terrestre et crée, du fait de cette interaction, des courants électriques géo-induits dans les équipements au sol.

Une arme aux mêmes effets, mais sans son côté nucléaire, pourrait mettre un adversaire hors de combat sans combat. Voilà qui est attirant pour les stratèges et les politiques. Les « e-bombes », appelons-les ainsi, ont aussi l’élégance, tout comme les cyberattaques, de ne tuer personne, ou presque (les porteurs de pacemakers et les patients sous assistance électronique dans les hôpitaux). Une e-bombe aurait été testée, dit-on, pour stopper le réseau de propagande de Saddam Hussein en 2003.

S’il n’y a pas besoin d’une arme nucléaire pour produire une e-bombe, des pays moins développés pourraient la développer. Il n’en fallait pas plus, dans le contexte actuel, pour voir les Etats-Unis s’en …. »

1234567



L'actu écologique |
bessay |
Mr. Sandro's Blog |
Unblog.fr | Annuaire | Signaler un abus | astucesquotidiennes
| MIEUX-ETRE
| louis crusol