L’envolée des prix du gaz et de l’électricité, pourquoi ?

L’envolée des prix du gaz et de l’électricité, pourquoi ?

 

 

Un papier de France Info explique pourquoi actuellement des records sont battus pour les prix du gaz qui entraîne par ailleurs ceux de l’électricité. (extrait)

 

 

Le prix du gaz a atteint des sommets en Europe, mardi 21 décembre, pour culminer à 175 euros le mégawattheure (MWh). Soit une hausse de 400% sur les six derniers mois. L’électricité aussi a vu ses prix gonfler, pour atteindre un pic à 442 euros/MWh le 20 décembre en France, du jamais vu depuis 2009. Si

1Pourquoi les prix de l’énergie s’envolent-ils depuis plusieurs mois ?

Les causes de cette hausse sont multiples et sont en partie liées à la pandémie de Covid-19. « Avec le développement des vaccins, l’économie mondiale a connu une reprise inédite, en Asie et en Europe notamment », explique à franceinfo Nicolas Goldberg, spécialiste du secteur de l’énergie pour le cabinet Colombus Consulting.

 

. A cela se sont ajoutées des tensions géopolitiques avec la Russie, principal fournisseur de gaz des pays européens, au sujet de nouveaux gazoducs et face à l’escalade militaire à l’est de l’Ukraine. « La Russie vend son gaz pour l’argent, mais surtout pour tisser des relations et défendre ses intérêts auprès d’autres pays », analyse Nicolas Goldberg. En décidant des volumes exportés, « Vladimir Poutine souffle littéralement le chaud et le froid sur le marché du gaz européen ».

 

Essentiel pour l’industrie lourde, le gaz est aussi largement utilisé en Europe pour produire du courant, d’où la hausse des prix de l’électricité. L’apport des énergies renouvelables, comme l’éolien, est particulièrement faible en cette fin d’année, pour des raisons essentiellement météorologiques, comme l’absence de vent.

2La situation peut-elle encore de se dégrader ?

Oui, d’après les pouvoirs publics et de nombreux experts du secteur. Fin septembre, la Commission de régulation de l’énergie prévoyait déjà « un maintien des prix (du gaz) très élevés jusqu’à la fin de l’hiver », « Deux facteurs seront à surveiller de très près : la reprise économique et les conditions météorologiques, liste Nicolas Goldberg. Rien que pour les températures, une chute de 1 °C provoque une augmentation de la consommation nationale équivalente à un (réacteur) EPR et demi. C’est tout sauf négligeable. »

3Comment cela se répercute-t-il en France ?

Cet hiver, la situation est particulièrement critique dans l’Hexagone, où de nombreux réacteurs nucléaires sont par ailleurs indisponibles pour cause de visite décennale ou par mesure de précaution. Plus d’un tiers du parc nucléaire est actuellement concerné, ce qui force la France à se tourner vers les centrales thermiques et à solliciter ses voisins. « 

4Faut-il craindre un black-out pendant l’hiver ?

 

Pour soulager le réseau, il est possible de baisser la tension générale, une mesure  »transparente », car peu intrusive, qui n’a jamais été prise en France. Ou d’actionner un dernier levier d’urgence : le délestage tournant, c’est-à-dire couper pendant deux heures l’électricité de dizaines de milliers de foyers. « Cela avait déjà été évoqué l’an dernier, mais je n’y croyais pas, confie Nicolas Goldberg. Aujourd’hui, c’est du domaine du possible, mais j’espère vraiment qu’on n’y aura pas recours. La dernière fois que ça a eu lieu à grande échelle, c’était il y a plus de quarante ans. »

Energie: l’envol des prix du gaz et de l’électricité, pourquoi ?

Energie: l’envol des prix du gaz et de l’électricité, pourquoi ?

 

 

Un papier de France Info explique pourquoi actuellement des records sont battus pour les prix du gaz qui entraîne par ailleurs ceux de l’électricité. (extrait)

 

 

Le prix du gaz a atteint des sommets en Europe, mardi 21 décembre, pour culminer à 175 euros le mégawattheure (MWh). Soit une hausse de 400% sur les six derniers mois. L’électricité aussi a vu ses prix gonfler, pour atteindre un pic à 442 euros/MWh le 20 décembre en France, du jamais vu depuis 2009. Si

1Pourquoi les prix de l’énergie s’envolent-ils depuis plusieurs mois ?

Les causes de cette hausse sont multiples et sont en partie liées à la pandémie de Covid-19. « Avec le développement des vaccins, l’économie mondiale a connu une reprise inédite, en Asie et en Europe notamment », explique à franceinfo Nicolas Goldberg, spécialiste du secteur de l’énergie pour le cabinet Colombus Consulting.

 

. A cela se sont ajoutées des tensions géopolitiques avec la Russie, principal fournisseur de gaz des pays européens, au sujet de nouveaux gazoducs et face à l’escalade militaire à l’est de l’Ukraine. « La Russie vend son gaz pour l’argent, mais surtout pour tisser des relations et défendre ses intérêts auprès d’autres pays », analyse Nicolas Goldberg. En décidant des volumes exportés, « Vladimir Poutine souffle littéralement le chaud et le froid sur le marché du gaz européen ».

 

Essentiel pour l’industrie lourde, le gaz est aussi largement utilisé en Europe pour produire du courant, d’où la hausse des prix de l’électricité. L’apport des énergies renouvelables, comme l’éolien, est particulièrement faible en cette fin d’année, pour des raisons essentiellement météorologiques, comme l’absence de vent.

2La situation peut-elle encore de se dégrader ?

Oui, d’après les pouvoirs publics et de nombreux experts du secteur. Fin septembre, la Commission de régulation de l’énergie prévoyait déjà « un maintien des prix (du gaz) très élevés jusqu’à la fin de l’hiver », « Deux facteurs seront à surveiller de très près : la reprise économique et les conditions météorologiques, liste Nicolas Goldberg. Rien que pour les températures, une chute de 1 °C provoque une augmentation de la consommation nationale équivalente à un (réacteur) EPR et demi. C’est tout sauf négligeable. »

3Comment cela se répercute-t-il en France ?

Cet hiver, la situation est particulièrement critique dans l’Hexagone, où de nombreux réacteurs nucléaires sont par ailleurs indisponibles pour cause de visite décennale ou par mesure de précaution. Plus d’un tiers du parc nucléaire est actuellement concerné, ce qui force la France à se tourner vers les centrales thermiques et à solliciter ses voisins. « 

4Faut-il craindre un black-out pendant l’hiver ?

 

Pour soulager le réseau, il est possible de baisser la tension générale, une mesure  »transparente », car peu intrusive, qui n’a jamais été prise en France. Ou d’actionner un dernier levier d’urgence : le délestage tournant, c’est-à-dire couper pendant deux heures l’électricité de dizaines de milliers de foyers. « Cela avait déjà été évoqué l’an dernier, mais je n’y croyais pas, confie Nicolas Goldberg. Aujourd’hui, c’est du domaine du possible, mais j’espère vraiment qu’on n’y aura pas recours. La dernière fois que ça a eu lieu à grande échelle, c’était il y a plus de quarante ans. »

Perspectives énergie 2050 : la décarbonatation par l’électricité nucléaire

 

Dans l’étude de RTE « Futurs énergétiques 2050″ , on envisage plusieurs scénarios sans doute pour satisfaire les différentes sensibilités.De la même manière qu’on évoque une illusoire réduction de la demande. Ceci étant, c’est surtout sur le nucléaire que reposera l’avenir énergétique du pays. Un nucléaire moins coûteux et plus efficace que des renouvelables complémentaires, utiles mais aléatoires.

Le scénario central de RTE sera sans doute combattu par les écolos bobos car il repose d’abord sur une demande d’électricité en augmentation de leurs deux 35 %. On voit mal comment il pourrait en être autrement avec l’électrification de l’économie en général et de la voiture et du chauffage en  particulier.  Oualors  faudrait accepter une diminution drastique de la croissance en même temps  de la richesse et de l’emploi.

RTE indique d’ailleurs très clairement que si par hypothèse souhaitable la France parvenait à se réindustrialiser,   la demande pourrait alors augmenter non pas de 35 % mais du double.

Dans tous les cas pour des carbonées réellement la demande d’électricité augmentera dans tous les scénarios sauf si évidemment on acceptait   la décroissance, à la baisse de l’emploi et de la richesse. Compte tenu du vieillissement du parc nucléaire actuel ( dans la durée de vie sera cependant prolongée d’au moins une vingtaine d’années avec le grand carénage), ce ne sont pas6 EPR  qu’il faudrait envisager mes 14.

Le débat surréaliste entre nucléaire et éolienne va sans doute continuer. Pourtant une éolienne a une capacité de production très théorique de 2 à 4 MW, pour 900 dans un réacteur classique et 1650 dans un EPR. Bref il faudrait des milliers et des milliers d’éoliennes pour remplacer une centrale entière ( avec en plus des centrales thermiques de secours pour faire face à l’intermittence).

Energie 2050 : la décarbonatation par l’électricité nucléaire

 

Dans l’étude de RTE « Futurs énergétiques 2050″ , on envisage plusieurs scénarios sans doute pour satisfaire les différentes sensibilités.De la même manière qu’on évoque une illusoire réduction de la demande. Ceci étant, c’est surtout sur le nucléaire que reposera l’avenir énergétique du pays. Un nucléaire moins coûteux et plus efficace que des renouvelables complémentaires, utiles mais aléatoires.

Le scénario central de RTE sera sans doute combattu par les écolos bobos car il repose d’abord sur une demande d’électricité en augmentation de leurs deux 35 %. On voit mal comment il pourrait en être autrement avec l’électrification de l’économie en général et de la voiture et du chauffage en  particulier.  Oualors  faudrait accepter une diminution drastique de la croissance en même temps  de la richesse et de l’emploi.

RTE indique d’ailleurs très clairement que si par hypothèse souhaitable la France parvenait à se réindustrialiser,   la demande pourrait alors augmenter non pas de 35 % mais du double.

Dans tous les cas pour des carbonées réellement la demande d’électricité augmentera dans tous les scénarios sauf si évidemment on acceptait   la décroissance, à la baisse de l’emploi et de la richesse. Compte tenu du vieillissement du parc nucléaire actuel ( dans la durée de vie sera cependant prolongée d’au moins une vingtaine d’années avec le grand carénage), ce ne sont pas6 EPR  qu’il faudrait envisager mes 14.

Le débat surréaliste entre nucléaire et éolienne va sans doute continuer. Pourtant une éolienne a une capacité de production très théorique de 2 à 4 MW, pour 900 dans un réacteur classique et 1650 dans un EPR. Bref il faudrait des milliers et des milliers d’éoliennes pour remplacer une centrale entière ( avec en plus des centrales thermiques de secours pour faire face à l’intermittence).

Des barrages hydro-électriques pour stocker l’électricité

Des barrages hydro-électriques pour stocker l’électricité

 

EDF participe actuellement au Pérou  à la réalisation d’un immense parc solaire de 400 ha. Le problème de cette énergie intermittente et évidemment son stockage. Pour combler cette intermittence, des centrales thermiques au fioul ou au gaz sont prévues. Mais des solutions pas très écologiques du coup on envisage très sérieusement de recourir à des barrages hydroélectriques dont l’eau saurait remonter le jour par l’énergie solaire. Gr au pompage-turbinage, ou STEP (pour station de transfert d’énergie par pompage-turbinage), qui consiste à remonter de l’eau pour la concentrer dans des bassins d’accumulation, l’énergie pourrait être stockée sous forme hydraulique. Et permettrait donc de pallier à l’intermittence du solaire.

« Concrètement, on pourrait pomper l’eau dans la journée grâce à l’électricité produite par les panneaux photovoltaïques, et turbiner cette eau dans un réservoir pour restituer le courant le soir et la nuit, afin d’alimenter les populations », précise Philippe Castanet.

Plan énergie 2050 : la décarbonatation par l’électricité nucléaire

 

Dans l’étude de RTE « Futurs énergétiques 2050″ , on envisage plusieurs scénarios sans doute pour satisfaire les différentes sensibilités. Ceci étant, c’est surtout sur le nucléaire que reposera l’avenir énergétique du pays. Un nucléaire moins coûteux et plus efficace que des renouvelables complémentaires, utiles mais aléatoires.

Le scénario central de RTE sera sans doute combattu par les écolos bobos car il repose d’abord sur une demande d’électricité en augmentation de leurs deux 35 %. On voit mal comment il pourrait en être autrement avec l’électrification de l’économie en général et de la voiture et du chauffage en  particulier.  Oualors  faudrait accepter une diminution drastique de la croissance en même temps  de la richesse et de l’emploi.

RTE indique d’ailleurs très clairement que si par hypothèse souhaitable la France parvenait à se réindustrialiser,   la demande pourrait alors augmenter non pas de 35 % mais du double.

Dans tous les cas pour des carbonées réellement la demande d’électricité augmentera dans tous les scénarios sauf si évidemment on acceptait   la décroissance, à la baisse de l’emploi et de la richesse. Compte tenu du vieillissement du parc nucléaire actuel ( dans la durée de vie sera cependant prolongée d’au moins une vingtaine d’années avec le grand carénage), ce ne sont pas6 EPR  qu’il faudrait envisager mes 14.

Le débat surréaliste entre nucléaire et éolienne va sans doute continuer. Pourtant une éolienne a une capacité de production très théorique de 2 à 4 MW, pour 900 dans un réacteur classique et 1650 dans un EPR. Bref il faudrait des milliers et des milliers d’éoliennes pour remplacer une centrale entière ( avec en plus des centrales thermiques de secours pour faire face à l’intermittence).

Hausse des prix de l’électricité : dans la logique du marché

 

L’économiste Anna Créti estime, dans une tribune au « Monde », que l’augmentation des tarifs de l’électricité reflète l’évolution des fondamentaux de l’offre et de la demande en Europe.

 

Tribune. 

 

Les hausses à répétition du prix de l’électricité ont créé une sorte de mystère autour du « marché européen de l’énergie ». Pourquoi un marché ouvert à la concurrence ne permet-il pas de générer des prix modérés ? Face à l’augmentation de la facture, on découvre des logiques complexes et contre-intuitives. Car l’électricité n’est pas un bien standard, en dépit de son omniprésence dans notre quotidien.

En 1996, la directive 92/CE commence le long chemin de l’ouverture à la concurrence du secteur électrique, dont l’objectif est de « garantir un marché performant offrant un accès équitable et un niveau élevé de protection des consommateurs, ainsi que des niveaux appropriés de capacité d’interconnexion et de production ». Le consommateur doit pouvoir choisir librement son fournisseur d’électricité, et les fournisseurs doivent pouvoir bénéficier d’un accès libre aux réseaux de transport et de distribution d’électricité. Les activités de production et de fourniture d’électricité doivent ainsi passer dans le domaine concurrentiel, en abandonnant les monopoles nationaux. Les activités de transport (longue distance) et de distribution (réseau local) d’électricité restent régulées. Un objectif parallèle de cette réforme est d’assurer la sécurité d’approvisionnement, c’est-à-dire de garantir que tout consommateur européen bénéficie d’une fourniture d’électricité sans black-out. Mais les textes ne mentionnent jamais un objectif de baisse de prix…

Le chemin vers la concurrence est progressif, accompagné par différentes directives et réglementations. Et il est semé d’embûches : il faut organiser un marché pour un bien qui n’est pas stockable, dont on a besoin en temps réel, qui doit traverser les frontières alors que les réseaux électriques étaient historiquement construits selon une logique nationale. Ces choix avaient privilégié des technologies très capitalistiques mais différentes : le nucléaire en France, le charbon en Allemagne, le gaz en Espagne et en Italie, l’hydroélectrique en Suède par exemple.

Dans ce parcours d’obstacles, les années 2000 ajoutent l’impératif de la décarbonation, en déclinant progressivement des objectifs de plus en plus ambitieux d’intégration des énergies renouvelables à la production d’électricité, et en imposant aux producteurs un surcoût sur leurs émissions, dans le cadre du marché européen des permis carbone.

L’architecture des marchés électriques est complexe parce qu’elle imbrique ainsi différents objectifs (libre choix des consommateurs, concurrence, sécurité de l’offre, décarbonation). Et le prix de l’électricité est censé être la pierre angulaire de cette architecture.

Régulation des prix de l’électricité : concilier nucléaire et renouvelables

 

 

L’investisseur Serge Savasta propose, dans une tribune au « Monde », de réconcilier nucléaire et énergies renouvelables pour échapper à la volatilité des marchés.

 

Tribune. Depuis le début du mois de septembre, le prix de l’électricité atteint des sommets sur les marchés européens. Cette situation, même si elle est ponctuelle, cache en fait un risque structurel de hausse incontrôlée du prix de l’électricité. Il est cependant possible d’éviter une telle situation et les conséquences économiques désastreuses qu’elle engendrerait. Mais cela nécessite d’accélérer fortement la transition vers les énergies renouvelables.

Le prix de l’électricité est fixé, sur les marchés européens, par le principe du « coût marginal », qui veut qu’on prenne comme prix de référence le prix de la dernière capacité de production qu’on doit appeler pour équilibrer le réseau. En règle générale, ce sont les centrales thermiques qui sont appelées en dernier et qui établissent donc le prix de marché. En ce moment, elles sont impactées par le coût élevé de la ressource (charbon ou gaz) et, dans une moindre mesure, par le prix de la tonne de CO₂. C’est ce qui conduit à constater un prix de l’électricité aussi élevé.

Si ces centrales thermiques sont appelées par le réseau, c’est que les centrales au coût de production moins élevé (solaire, éolien, nucléaire, hydraulique) n’ont pas suffi à couvrir le niveau de demande. Au-delà des phénomènes ponctuels, par exemple liés aux conditions météorologiques ou à la reprise de l’activité économique post-confinement, on sait que la demande d’électricité est amenée à augmenter structurellement dans les années qui viennent, notamment du fait de l’électrification de notre industrie et des transports.

Face à cette hausse, il est tout d’abord nécessaire de fixer des objectifs ambitieux d’optimisation de la demande, c’est-à-dire d’efficacité énergétique. Concrètement, il s’agit d’inciter les consommateurs à consommer moins, mieux (de l’énergie décarbonée) et au bon moment (aux heures creuses).

Le développement de nouvelles capacités de production est également nécessaire pour remplacer les énergies fossiles et renouveler tout ou partie du nucléaire en fin de vie. Ce développement doit faire appel à une véritable stratégie de diversification. Les trois objectifs d’une telle stratégie doivent être la production décarbonée, la maîtrise des coûts de production à long terme et l’autonomie énergétique. Ces trois objectifs peuvent être d’ailleurs liés : c’est en produisant localement une électricité décarbonée que nous en optimiserons les coûts à long terme et offrirons un avantage concurrentiel à notre industrie.

Quel prix pour l’électricité en France

Quel prix pour l’électricité en France 

 

Marine Godelier s’interroge sur le rôle de la régulation en France dans un papier très intéressant de la Tribune (extrait)

 

Le mécanisme de l’ARENH pousse EDF à vendre sur les marchés de l’électricité à un prix très avantageux pour les fournisseurs alternatifs, afin de permettre aux concurrents de l’opérateur historique de proposer des offres compétitives. (Crédits : Reuters)

Alors que les tarifs réglementés de vente d’électricité en France devaient bondir de près de 12% début 2022, soit un surcoût annuel de 150 euros, la hausse sera finalement limitée à 4% l’an prochain. C’est ce qu’a promis le 30 septembre dernier le Premier ministre, Jean Castex, au journal télévisé de France 2. En l’état, cela passera vraisemblablement par une diminution provisoire des taxes sur l’électricité, de manière à alléger la facture des ménages.

Pourtant, en parallèle, une autre demande se renforce de la part d’associations de défense des consommateurs et de l’industrie : doubler la mesure d’un relèvement du plafond de l’ARENH (accès régulé à l’électricité nucléaire historique), afin de bénéficier de plus d’énergie à bas coût, au moins le temps que la crise passe. Notamment pour les entreprises, puisque leurs minimaux de taxation sont fixés par la Commission européenne, et non par l’Etat. Mais la solution n’est « pas envisageable », avait mis au clair fin septembre la secrétaire d’Etat à la Biodiversité, Bérangère Abba.

Qu’est-ce que l’ARENH, et pourquoi le gouvernement refuse-t-il, pour l’heure, d’y toucher ? Cet acronyme peu connu du grand public se trouve en fait au coeur du fonctionnement du marché de l’électricité en France, et de la manière dont son prix est déterminé. Concrètement, il permet depuis 2011 aux fournisseurs « alternatifs » (c’est-à-dire autres qu’EDF), qui ne peuvent posséder aucune centrale nucléaire, de proposer à leurs clients des prix compétitifs en achetant de l’électricité auprès d’EDF à prix coûtant (sans bénéfice pour ce dernier), plutôt qu’à celui, fluctuant, du marché. Ce tarif étant fixé par les pouvoirs publics à 42 euros le mégawatt heure (MWh), l’ARENH représente logiquement un avantage considérable pour ces opérateurs au moment où les cours s’envolent à plus de 110 euros le MWh.

A l’origine, le rôle de l’ARENH est de permettre une libéralisation du marché de l’électricité, autrefois à la main d’EDF. Et pour cause, ce dernier bénéficiant d’une électricité compétitive liée à l’exploitation historique de son parc nucléaire, aux coûts désormais amortis, il disposait d’un avantage considérable sur ses concurrents potentiels.

« Le but était donc qu’EDF perde des parts de marché, et que les autres en gagnent », explique Jacques Percebois, économiste et directeur Centre de recherche en économie et droit de l’énergie (CREDEN).

Le mécanisme était bien sûr encadré : la production nucléaire s’élevant à environ 400 TwH par an à l’époque, « il a été décidé que les fournisseurs alternatifs pourraient accéder à prix coûtant à 25% de celle-ci », développe Jacques Percebois. Le plafond de l’ARENH a ainsi été fixé à 100 TwH d’électricité à prix régulé pour tous les concurrents d’EDF, au tarif de 42 euros le MWh. De quoi leur permettre de jouer à armes égales avec l’opérateur historique, et de maintenir une concurrence, que certains qualifient d’artificielle.

Seulement voilà : depuis 2011, cette concurrence a explosé, jusqu’à atteindre près de 80 fournisseurs alternatifs aujourd’hui en France. Mathématiquement, le plafond de 100 TwH restant inchangé, chacun d’entre eux bénéficie de moins d’ARENH qu’auparavant. Si leurs demandes excèdent ce volume global, et c’était le cas ces dernières années, le trop perçu fait l’objet d’un écrêtement, se répercutant sur la facture des consommateurs. « Ils demandent donc que le plafond soit revalorisé à 150 TWh », précise Jacques Percebois.

Mais EDF, aux profits déjà bridés par l’ARENH, serait forcément perdant. « On parle de plusieurs centaines de millions d’euros », précise Nicolas Golberg, senior manager Energie à Colombus Consulting.

« Si le plafond augmente à 150 TWh, le tarif de 42 euros augmentera forcément en même temps, pour compenser ces pertes », ajoute Jacques Percebois.

Surtout que le coût du nucléaire a augmenté, ne serait-ce qu’à cause de l’inflation - les prix ayant grimpé de 15% environ depuis 2010. « Par conséquent, l’ARENH devrait au moins être aux alentours de 48 euros le MWh », fait valoir Jacques Percebois. De quoi pousser EDF à vouloir « remplacer » ce dispositif « asymétrique » qui l’ « impacte structurellement », glisse-t-on chez l’opérateur historique. Une position assumée par le président d’EDF, Jean-Bernard Levy, qui fustige régulièrement le mécanisme, le qualifiant de « poison » pour la rentabilité du groupe.

D’autant que certains fournisseurs alternatifs « profitent » de ce système, en ne demandant une part d’ARENH que lorsque les prix sur le marché de gros augmentent, et dépassent le tarif réglementé de 42 euros / MWh. « En 2016, plus personne ne voulait acheter d’ARENH, car le prix du marché est ponctuellement descendu à 38 euros le MWh », précise Jacques Percebois. « Le fait qu’ils n’aient pas l’obligation d’acheter des parts d’AREHN quand les prix sont en-dessous du tarif réglementé fait que nous sommes toujours perdants », dénonce-t-on chez EDF.

« C’est un jeu qui se fait toujours au détriment d’EDF et en faveur des alternatifs », abonde Emmanuel Autier, manager associé Energie chez BearingPoint.

« Dans l’idéal, il faudrait un système sélectif, qui ne profite qu’à ceux qui en ont vraiment besoin, plutôt que ceux qui ont une attitude spéculative et joue sur le marché de court terme », répond Nicolas de Warren, président de l’UNIDEN (Union des industries utilisatrices d’énergie), une association chargée de défendre les intérêts des entreprises énergivores, qui demande un relèvement du plafond à 150 TWh.

Reste qu’EDF « refait aujourd’hui un peu ses marges » du fait de l’explosion des cours, car l’électricité qu’il vend sur le marché de gros, en dehors de l’ARENH, vaut bien plus cher que ce qu’elle a coûté sur le marché européen interconnecté de l’énergie. Un phénomène qui pousse par exemple l’UFC-Que Choisir à demander à « faire primer le pouvoir d’achat des consommateurs sur les intérêts mercantiles d’EDF ».

 

Marine Godelier

Social- Pouvoir d’achat : une promesse de hausse et report des hausses de l’électricité après les élections

On ne peut pas dire que Jean Castex se soit beaucoup engagé en matière de progression du pouvoir d’achat. Face à la hausse notamment de certains services et de l’énergie, le premier ministre a seulement promis une progression des salaires de 1,5 à 2 %. Jusqu’à maintenant l’inflation est précisément sur un an sur une pente de 2 %. La fourchette promise par Jean Castex est d’ores et déjà inférieur à l’inflation prévisible d’autant que cette inflation devrait monter sous l’effet de l’augmentation du prix des matières premières et de l’énergie, sans parler des dysfonctionnements logistiques.

Il faut aussi notez que l’indicateur INSEE qui mesure la hausse des prix a été largement déformé par la crise sanitaire et qu’il n’est plus représentatif de ce que dépensent les ménages.( Juste un exemple dépense de logement ne sont pas prises en compte)?

Jean Castex a annoncé,nauusi  jeudi l’instauration d’un « bouclier tarifaire » en France pour préserver les ménages de la flambée des prix de l’énergie, qui se traduira par un blocage des prix du gaz et de l’électricité jusqu’au printemps.En gros jusqu’aux élections présidentielles!

 Cependant prix du gaz va augmenter comme prévu vendredi mais il n’évoluera plus ensuite jusqu’à une chute des cours mondiaux attendue en mars ou avril. La hausse des prix de l’électricité prévue en février sera pour sa part empêchée par une baisse de taxe qui sera intégrée dans le projet de loi de finances. Enfin, Jean Castex table pour 2021 sur une hausse du pouvoir d’achat des Français comprise entre 1,5 et 2%. 

 

Pouvoir d’achat : une promesse de hausse et report des hausses de l’électricité après les élections

On ne peut pas dire que Jean Castex se soit beaucoup engagé en matière de progression du pouvoir d’achat. Face à la hausse notamment de certains services et de l’énergie, le premier ministre a seulement promis une progression des salaires de 1,5 à 2 %. A jusqu’à maintenant l’inflation est précisément sur un an sur une pente de 2 %. La fourchette promise par Jean Castex est d’ores et déjà inférieur à l’inflation prévisible d’autant que cette inflation devrait monter sous l’effet de l’augmentation du prix des matières premières et de l’énergie, sans parler des dysfonctionnements logistiques.

Il faut aussi notez que l’indicateur INSEE qui mesure la hausse des prix a été largement déformé par la crise sanitaire et qu’il n’est plus représentatif de ce que dépensent les ménages.( Juste un exemple dépense de logement ne sont pas prises en compte)?

Jean Castex a annoncé,nauusi  jeudi l’instauration d’un « bouclier tarifaire » en France pour préserver les ménages de la flambée des prix de l’énergie, qui se traduira par un blocage des prix du gaz et de l’électricité jusqu’au printemps.En gros jusqu’aux élections présidentielles!

 Cependant prix du gaz va augmenter comme prévu vendredi mais il n’évoluera plus ensuite jusqu’à une chute des cours mondiaux attendue en mars ou avril. La hausse des prix de l’électricité prévue en février sera pour sa part empêchée par une baisse de taxe qui sera intégrée dans le projet de loi de finances. Enfin, Jean Castex table pour 2021 sur une hausse du pouvoir d’achat des Français comprise entre 1,5 et 2%.

 

L’électricité mondiale produite au charbon en hausse !

 

Il y a d’un côté les rapports et les déclarations alarmantes à propos des émissions polluantes provenant notamment de la production d’électricité et de l’autre une production mondiale produite au charbon en hausse.

 Le dernier rapport du think tank allemand Ember montre que la croissance des énergies renouvelables (le solaire et l’éolien représentent désormais plus de 10% du mix électrique mondial) n’est pas parvenue à compenser la hausse de la demande mondiale d’électricité au premier semestre 2021. Résultat : le recours au charbon, un combustible fortement émetteur, a été plus important, ce qui a conduit mécaniquement à une hausse des émissions de CO2 du secteur.

Selon l’étude, qui s’est penchée sur les données de production électrique de 63 pays à travers le monde, les émissions de carbone ont augmenté de 5% au premier semestre 2021, par rapport au premier semestre 2019. Dopée par la reprise économique, la demande mondiale d’électricité a, elle aussi, augmenté de 5% au cours des six premiers mois de l’année par rapport au premier semestre 2021. Mais, 43% de cette hausse a été couverte par de l’électricité produite à partir de charbon, ce qui explique la poussée des émissions de gaz à effet de serre.

Selon le dernier décompte réalisé par Carbon Tracker, quelque 368 centrales à charbon sont actuellement en cours de construction en Chine pour une capacité totale de 187 gigawatts.

Par ailleurs, environ 230 centrales devraient prochainement voir le jour en Inde, en Indonésie, au Japon et au Vietnam. Ces cinq pays asiatiques concentrent ainsi 80% des nouvelles centrales au charbon prévues dans le monde.

Énergie–Hydrogène 100 % vert : la même escroquerie que pour l’électricité

Énergie–Hydrogène 100 % vert : la même escroquerie que pour l’électricité

 

Le journal la Tribune consacre une longue série d’articles sur les perspectives de l’hydrogène. Dans ce journal, comme dans d’autres, on souligne l’intérêt de l’hydrogène vert qui pourrait prendre une place significative  dans le mix énergétique. Pas seulement à destination de la mobilité automobile ou maritime voire aérienne mais aussi pour d’autres utilisations par exemple comme le chauffage.

La hantise écolo contraint les observateurs et les acteurs économiques à souligner le caractère vert de l’hydrogènet. Ou en tout cas , on choisit des formules sémantiques confuses qui indiquent qu’il faut privilégier l’hydrogène renouvelable et à bas carbone. Une manière d’ouvrir la production d’hydrogène à la filière électrique nucléaire qui dispose évidemment des potentialités les plus importantes .

 

Si l’hydrogène vert – produit avec de l’électricité décarbonée – devient le carburant de la transition énergétique, les pays ont tout intérêt à se lancer vite et fort sur ce marché. L’Europe a certes bien compris l’enjeu, mais elle risque de se faire rapidement doubler par l’Asie et notamment la Chine, le Japon et la Corée qui parient également sur l’hydrogène. Le Japon et la Chine auraient par exemple respectivement investi 3 et 16 milliards de dollars pour verdir leur production, selon le cabinet Accenture. On observera qu’on passe du concept hydrogène Renouvelable à celui d’hydrogène bas carbone. Autant dire produite également par le nucléaire.

Pour faire chuter drastiquement le coût de l’hydrogène bas carbone, la filière doit faire baisser le coût des électrolyseurs.L’objectif serait de diminuer les coûts d’au moins la moitié en 10 ans.  . Il faut donc réduire de moitié le coût de nos équipements en dix ans. C’est un défi très important, mais la filière n’est pas encore industrialisée et nous pouvons donc le relever », estime Laurent Carme, le directeur général de McPhy, pionnier français spécialisé dans la fabrication d’électrolyseurs.

 

La baisse des coûts doit être alimentée par les économies d’échelle, sur la taille des équipements et leur nombre. La France vise ainsi 6,5 GW d’électrolyses déployés dans dix ans, contre seulement 5 MW actuellement. Dans cette optique, quatre projets d’usines de fabrication d’électrolyseurs sont à l’étude en France.

La baisse des coûts passera aussi par les innovations technologiques. En la matière, la France peut s’appuyer sur son excellence scientifique. Le CEA fournit de nombreuses pépites pionnières dans l’hydrogène décarbonée et son centre grenoblois est à l’origine d’une nouvelle technologie disruptive d’électrolyse à haute performance. Celle-ci va être développée par la co-entreprise Genvia, basée à Béziers (34) et pilotée par Florence Lambert (Lire son interview ici). Début mars, le CNRS a, de son côté, lancé une fédération dédiée au premier élément du tableau périodique regroupant quelque 270 scientifiques.

Dans un rapport publié en janvier 2020, RTE, le gestionnaire du réseau de transport électrique estime que 30 Twh seront nécessaires pour couvrir les besoins de production d’hydrogène à l’horizon 2035, soit à peu près 6% de la production électrique nationale actuelle.

« C’est un volume qui n’est pas négligeable, reconnaît-on chez RTE. Mais dans le même temps les efforts d’efficacité énergétique, permettant de modérer largement l’augmentation des consommations d’électricité, vont s’intensifier tandis que la production de l’électricité bas carbone va augmenter avec le développement prévu des énergies renouvelables », explique-t-il.

« D’un point de vue de la couverture des besoins d’électricité, la production par électrolyse ne posera pas de difficulté », conclut-il. Mais RTE devrait clairement préciser que cette couverture pourra être d’autant mieux assurée avec le nucléaire.

Hydrogène 100 % vert : la même escroquerie que pour l’électricité

Hydrogène 100 % vert : la même escroquerie que pour l’électricité

 

Le journal la Tribune consacre une longue série d’articles sur les perspectives de l’hydrogène. Dans ce journal, comme dans d’autres, on souligne l’intérêt de l’hydrogène vert qui pourrait prendre une place significative  dans le mix énergétique. Pas seulement à destination de la mobilité automobile ou maritime voire aérienne mais aussi pour d’autres utilisations par exemple comme le chauffage.

La hantise écolo contraint les observateurs et les acteurs économiques à souligner le caractère vert de l’hydrogènet. Ou en tout cas , on choisit des formules sémantiques confuses qui indiquent qu’il faut privilégier l’hydrogène renouvelable et à bas carbone. Une manière d’ouvrir la production d’hydrogène à la filière électrique nucléaire qui dispose évidemment des potentialités les plus importantes .

 

Si l’hydrogène vert – produit avec de l’électricité décarbonée – devient le carburant de la transition énergétique, les pays ont tout intérêt à se lancer vite et fort sur ce marché. L’Europe a certes bien compris l’enjeu, mais elle risque de se faire rapidement doubler par l’Asie et notamment la Chine, le Japon et la Corée qui parient également sur l’hydrogène. Le Japon et la Chine auraient par exemple respectivement investi 3 et 16 milliards de dollars pour verdir leur production, selon le cabinet Accenture. On observera qu’on passe du concept hydrogène Renouvelable à celui d’hydrogène bas carbone. Autant dire produite également par le nucléaire.

Pour faire chuter drastiquement le coût de l’hydrogène bas carbone, la filière doit faire baisser le coût des électrolyseurs.L’objectif serait de diminuer les coûts d’au moins la moitié en 10 ans.  . Il faut donc réduire de moitié le coût de nos équipements en dix ans. C’est un défi très important, mais la filière n’est pas encore industrialisée et nous pouvons donc le relever », estime Laurent Carme, le directeur général de McPhy, pionnier français spécialisé dans la fabrication d’électrolyseurs.

 

La baisse des coûts doit être alimentée par les économies d’échelle, sur la taille des équipements et leur nombre. La France vise ainsi 6,5 GW d’électrolyses déployés dans dix ans, contre seulement 5 MW actuellement. Dans cette optique, quatre projets d’usines de fabrication d’électrolyseurs sont à l’étude en France.

La baisse des coûts passera aussi par les innovations technologiques. En la matière, la France peut s’appuyer sur son excellence scientifique. Le CEA fournit de nombreuses pépites pionnières dans l’hydrogène décarbonée et son centre grenoblois est à l’origine d’une nouvelle technologie disruptive d’électrolyse à haute performance. Celle-ci va être développée par la co-entreprise Genvia, basée à Béziers (34) et pilotée par Florence Lambert (Lire son interview ici). Début mars, le CNRS a, de son côté, lancé une fédération dédiée au premier élément du tableau périodique regroupant quelque 270 scientifiques.

Dans un rapport publié en janvier 2020, RTE, le gestionnaire du réseau de transport électrique estime que 30 Twh seront nécessaires pour couvrir les besoins de production d’hydrogène à l’horizon 2035, soit à peu près 6% de la production électrique nationale actuelle.

« C’est un volume qui n’est pas négligeable, reconnaît-on chez RTE. Mais dans le même temps les efforts d’efficacité énergétique, permettant de modérer largement l’augmentation des consommations d’électricité, vont s’intensifier tandis que la production de l’électricité bas carbone va augmenter avec le développement prévu des énergies renouvelables », explique-t-il.

« D’un point de vue de la couverture des besoins d’électricité, la production par électrolyse ne posera pas de difficulté », conclut-il. Mais RTE devrait clairement préciser que cette couverture pourra être d’autant mieux assurée avec le nucléaire.

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.