15/01/2024 Rattachement ministère TE - modulation nucléaire - Allemagne - etc...

Changement de cap ?

Prioritairement la disparition du ministère de la transition énergétique (brèves) et le rattachement de ses activités au ministère de l'économie, laisse espérer une approche plus économique et moins idéologique de la transition énergétique, au grand désespoir des promoteurs d'énergies intermittentes.Que va devenir l'OFATE (Office franco allemand de la transition énergétique) installé au sein même du ministère de la transition énergétique? .. Cet organisme, peuplé par des promoteurs éoliens et des constructeurs d'éoliennes, entre autres, détermine notre politique énergétique!!!

A suivre

https://www.greenunivers.com/2024/01/lenergie-de-retour-a-bercy-entre-au-secours-et-bravo-342761/

L’énergie de retour à Bercy : entre “au secours” et “bravo”

Par

GreenUnivers

12 janvier 2024

La transition énergétique n’est plus animée par un ministère de plein exercice, elle devrait être rattachée au ministère de l’Economie et des Finances selon toute vraisemblance. Agnès Pannier-Runacher devrait quant à elle migrer vers la Santé en tant que ministre déléguée. Après la présentation hier soir de l’équipe de tête et d’un premier schéma du nouveau gouvernement, la surprise est générale chez les acteurs de la transition énergétique.Jules Nyssen, président du syndicat des énergies renouvelables (Ser), est “sidéré et atterré”, surtout “inquiet d’un aveuglement sur l’enjeu énergétique”.** En revanche, Pierre de Montlivault, président de la Fedene, une fédération en pointe sur la chaleur renouvelable, se montre positif en voyant les avantages pratiques :

BRAVO !!!!!!!!!!!!!!!!On peut espérer moins d’idéologie et plus de réalisme économique** Vite…prescrire une séance de câlinothérapie pour Mr Nissen tellement habitué à être chouchouté !

la modulation nucléaire

Elle s'est intensifiée avec la priorité sur le réseau accordée aux EnR intermittentes: les coûts délirants que le consommateur paie, et les risques pour le matériel, notamment le vieillissement prématuré. Une folie que d'autres pays refusent!

https://www.lemondedelenergie.com/modulation-nucleaire-risque-majeur/2023/02/09/

La France pratique la modulation sur son parc nucléaire

Une tribune signée Jean-Jacques Nieuviaert **, président de la Société d’Etudes et de Prospective Energétique (SEPE). Février 23

La modulation nucléaire (appelée encore suivi de charge), qui est pratiquée en France depuis les années 80, consiste à baisser volontairement la puissance fournie par un réacteur pendant un laps de temps court mais sans pour autant l’arrêter1.

Cette pratique est très rare, car les opérateurs des réacteurs nucléaires considèrent logiquement que compte-tenu du coût de l’investissement, il est indispensable de les faire fonctionner en permanence à pleine puissance, c’est-à-dire en base. En effet, contrairement à une centrale thermique à combustible fossile, pour laquelle les coûts variables sont importants, la structure des coûts d’un réacteur nucléaire est essentiellement fixe, à environ 90 %. Donc, si un réacteur ne tourne pas à pleine capacité, son coût de production augmente très rapidement tandis que ses recettes baissent en parallèle. C’est ce qui explique qu’aux USA, par exemple, le Kd (coefficient de disponibilité) est très élevé, de l’ordre de 90 à 92 %, et que dans la plupart des pays possédant des réacteurs, leur productible est de l’ordre de 8 TWh par GWe. Par opposition, en 2021, la France, avec un Kd de moins de 70 %, a atteint à peine 6 TWh par GWe.

Si la France module son parc nucléaire, cela tient historiquement à la taille de sa capacité par rapport au reste du mix électrique. La France est en effet le seul pays au monde à avoir un poids du nucléaire s’élevant en moyenne à 75 % du mix électrique. La modulation était donc la seule solution pour :

Ajuster la production à la consommation (WE, nuit, jours fériés…), en cas d’excès de capacité ;
Assurer en partie la régulation de la fréquence (Service système).

Mais depuis un peu plus de dix ans, une troisième raison s’est ajoutée aux précédentes, l’ajustement à la production aléatoires des EnR (éolien onshore ou PV). En effet, dans le cadre du développement de ce type de renouvelables, la régulation leur a accordé la priorité d’accès au réseau (priority access). Donc, quand ces EnR se mettent à produire, alors que le niveau de demande est faible, il devient nécessaire de ralentir la production de certains réacteurs pour éviter la saturation du réseau.

Le pourcentage de réacteurs faisant du suivi de charge sur une journée, est ainsi passé de 20 % en 2012 (soit 12 réacteurs) à environ la moitié actuellement (soit 28 réacteurs). Ce suivi de charge EnR est essentiellement affecté par l’éolien l’hiver et par le PV l’été, et la modulation subie doit en plus être combinée avec le placement des arrêts techniques, en optimisant l’ensemble dans le cadre du différentiel de demande hiver / été.

Pour donner un exemple récent et très explicite de l’ampleur du problème, il suffit de revenir au mois de décembre 2022 :

Le 12 décembre, à la suite d’une vague de froid, le parc d’EDF est sollicité à son maximum disponible de 41 GW pour répondre à une demande de plus de 82 GW, mais l’éolien, à la peine, n’assure que 6 GW sur une capacité totale de 19 GW.
Par contre le 31 décembre, face à une demande très limitée de 49 GW, l’éolien bénéficiant d’une dépression hivernale atteint 16 GW. De ce fait, le parc nucléaire, qu’EDF s’était employée à remonter à 45 GW est devenu surdimensionné, et au-delà de la modulation on a même dû arrêter plus d’une dizaine de réacteurs et retarder des mises en ligne pour ramener la puissance à 27 MW.

Ce que l’on a coutume d’appeler la « complémentarité nucléaire-EnR non pilotables » ne fonctionne en fait que dans un sens à cause de la priorité d’injection donnée aux EnR. Quand les EnR sont présentes, le nucléaire est contraint de moduler en partie, mais, par contre, quand les EnR sont absentes, le nucléaire doit faire face à la demande seul ou avec l’appui des moyens thermiques.

Et la modulation peut conduire à une impasse

Malheureusement cette adaptation asymétrique est susceptible d’avoir des conséquences graves. Tout d’abord, il faut avoir à l’esprit que les réacteurs construits entre 1978 et 1999 n’étaient pas destinés à la pratiquer. La modulation a donc des effets sur le matériel :

Augmentation des fortuits (en moyenne + 25 %) ;
Dégâts possibles sur la structure des cœurs (érosion, déséquilibre bore-lithium, fuites…) ;
Vieillissement du circuit primaire, si le standard de deux mouvements par jour était dépassé.

Comme le remarque l’ASN, la modulation fait que les réacteurs sont « plus sollicités mécaniquement, ce qui entraine une usure plus rapide de certaines pièces » et limite les marges de sureté en France par rapport aux réacteurs américains qui ne sont pas soumis à de telles variations. Ainsi un réacteur américain, qui vient d’être arrêté après 52 ans, a pu fonctionner deux ans à pleine puissance lors de sa dernière campagne sans s’arrêter.

Le président de l’ASN a synthétisé le problème : « Avec l’arrêt de la production pilotable utilisant des combustibles fossiles, les fluctuations de la demande d’électricité devront être encaissées par le parc nucléaire. D’où la question : est-ce que cela conduit à des effets particuliers en termes de prolongation du parc ? ».

Mais la modulation a aussi des conséquences sur les finances d’EDF :

Perte d’opportunité ;
Perte de production ;
Hausse du coût marginal de production des réacteurs.

Concernant la perte de production, en considérant que la modulation amène à un Kd de 75 % au lieu du coefficient normal de 90 %, pour 1 GW cela entraine une perte de production d’environ 1,3 TWh.

Pour un prix de marché de 100 à 150 €/MWh, cela fait donc un manque de revenus de 130 à 200 M€. En référence à un parc de 61 GW, cela donne entre 7,9 et 12,2 Mds€.

Concernant la hausse du coût de production, si on considère un coût de 50 €/MWh pour un Kd de 90 %, alors le cout unitaire pour un Kd de 0,75 % va passer à environ 60 €/MWh. Le surcoût ramené à la production correspondante sera donc de 66 M€ pour 1 GW, et donc de 4,0 Md€ pour un parc de 61 GW.

En résumé, un parc nucléaire qui module massivement peut devenir rapidement un gouffre financier, car les producteurs d’EnR ne sont pas tenu de compenser les coûts qu’ils génèrent. C’est d’ailleurs fort logiquement que, lors des négociations sur la construction des EPR au Royaume-Uni (HPC) ou en Chine (Taishan), les autorités locales ont refusé que ces réacteurs puissent disposer d’un mode de pilotage variable de la puissance, qui contrairement aux générations précédentes, est intégré dès le départ dans le modèle français. Vouloir moduler la production d’un réacteur, dont le coût dépasse les 10 Mds€, est pour le moins étonnant sur un plan strictement financier.

Mais il existe des solutions

Pour la France, il faut donc arriver à accroitre la durée de vie du parc nucléaire actuel le plus longtemps possible, objectif d’autant plus clair qu’il n’y a pas d’autre possibilité.

Mais, en même temps, cet objectif apparait nettement en quadrature avec les décisions gouvernementales récentes :

Le développement accéléré et simultané des EnR non pilotables et du nucléaire va forcément entrainer un accroissement de la modulation, et dans certains cas (été, week-end) cela pourrait même conduire à exiger l’arrêt complet du parc nucléaire.
Cet accroissement risque de rendre inatteignable un objectif d’extension de la durée de vie des réacteurs à 80 ans du fait d’une usure prématurée, et il comporte donc le risque d’exposer le pays, non plus à un besoin de sobriété, mais carrément à une pénurie d’électricité.
Une modulation amplifiée est synonyme de hausse des coûts et de pertes massives de revenus pour EDF, ce qui est contradictoire avec les efforts attendus du groupe en termes de développement du parc de production.

Heureusement il y existe des solutions pour sortir de cette impasse :

La première consiste à supprimer immédiatement la priorité d’injection en faveur des renouvelable non pilotables. La priorité d’injection doit être attribuée d’abord à l’hydraulique fluviale puis ensuite au nucléaire.
La deuxième doit porter sur une modération du développement des EnR non pilotables et en particulier de l’éolien onshore, qui est particulièrement néfaste au fonctionnement du parc nucléaire l’hiver.
La troisième consiste à renforcer les capacités de stockage et en particulier les STEP.
La quatrième consiste à éviter de promouvoir des mesures de sobriété incohérentes (baisse de consommation de nuit ou en heures creuses alors que la capacité de production est largement disponible) car elles perturbent le fonctionnement du parc, et ceci sans intérêt pour les clients, car les gains de non consommation seront perdus du fait de la hausse des coûts marginaux.
La cinquième consiste à utiliser progressivement le surplus de capacité pour produire de l’hydrogène bas carbone.
La sixième pourrait amener à reporter sur les producteurs EnR les coûts supportés par le parc nucléaire, ce qui serait justifié par leur présence aléatoire sur le réseau électrique.

Ce n’est qu’en arrêtant le cycle infernal de la modulation nucléaire, qu’EDF retrouvera des revenus stables, que la France retrouvera des prix de l’électricité acceptables et que la sécurité d’approvisionnement sera assurée au moins jusqu’en 2040, voire en 2060.

1 En effet arrêter un réacteur nucléaire est une opération lourde et son redémarrage prend au minimum vingt-quatre heures

**Jean Jacques Nieuviaert Titulaire d'un doctorat d'Etat d'économie politique, il a travaillé pour l'Université de Lille, pour l'école de commerce de l'EDHEC, puis pour EDF, à divers postes. De 2011 à 2017, il a été Chief Economist de l'Union Française de l'Electricité.

Commentaires :

Enfin une analyse économique factuelle du coût désastreux de l’éolien intermittent tout cela dans l’intérêt des promoteurs éoliens et au détriment d’EDF (propriété de l’Etat français) et donc des consommateurs français. Pourquoi le modèle français serait-il assez stupide pour engendrer des risques et des pertes, alors que l’Angleterre et la Chine ont refusé la pratique de modulations catastrophiques pour le matériel et financièrement ?....

Une étude à suivre sur les risques sanitaires de l'éolien se déroule actuellement.

Merci Jean Michel Desmon pour la transmission de cet article.

L'Allemagne subit les conséquences de sa politique énergétique

Un graphique et un article particulièrement éclairants. Les failles du modèle allemand enfin mises au grand jour!

German deindustrialization in one chart, it’s not only automotive industry that is contracting. What a mess. (La désindustrialisation allemande en un seul graphique, il n’y a pas que l’industrie automobile qui se contracte. Quel b*rdel.)

Effondrement de la production industrielle Made in Germany : et la facture de la catastrophique transition énergétique allemande arriva…

Atlantico Extrait le 12/01/24

Alors que les écologistes français n’en finissent plus de signer des tribunes antinucléaires et que la France peine à faire reconnaître le nucléaire sur un pied d’égalité avec les renouvelables au niveau européen, l’Allemagne subit de plein fouet les conséquences de sa sortie de l’énergie atomique.

https://institutdeslibertes.org/allemagne-la-guerre-de-lenergie/

Allemagne : la guerre de l’énergie

Jean-Baptiste Noé

Dans un silence médiatique presque total en France, l’Allemagne subit une guerre de l’énergie de grande ampleur. Les agriculteurs ont massivement manifesté le 8 janvier et prévoient une nouvelle journée de mobilisation le 15. L’industrie est asphyxiée, notamment l’industrie chimique et automobile. Le mécontentement gagne, alors qu’il reste encore deux mois d’hiver. À son tour, l’Allemagne va-t-elle connaitre un « hiver du mécontentement », comme l’Angleterre en son temps (1978-1979) ? Les mesures en faveur des panneaux solaires et de l’éolienne sont en train d’étrangler l’économie allemande.

Quand, pour des raisons idéologiques qui trouvent leurs sources dans la pensée marxiste de l’Allemagne de l’Est, l’Allemagne a décidé d’abandonner le nucléaire pour développer le charbon et l’éolien, elle ne pouvait faire autrement que s’appuyer sur un gaz abondant et bon marché afin de pallier l’intermittence inhérente à l’éolien. Un gaz qu’elle achetait essentiellement à la Russie, via des accords avec la société Gazprom, dont l’ancien chancelier Gerard Schröder était membre du comité d’administration. Gaz russe plus vent et charbon allemand devait générer un mix énergétique qui promettait une énergie « verte », abondante et pas chère. Rien de tout cela n’est arrivé.

Le problème énergétique allemand ne vient pas de la guerre en Ukraine. Celle-ci a accéléré et aggravé le problème, mais il serait survenu de toute façon. Avec le sabotage de NordStream et l’embargo sur la Russie, le pilier gaz indispensable à l’Allemagne s’est effondré. Dans le même temps, les paysages sont saturés d’éoliennes, qui sont couteuses à entretenir et qui ne tiennent pas leurs promesses énergétiques. Restent alors les centrales à charbon, l’Allemagne disposant de la septième réserve mondiale de charbon, grâce au lignite. Pris dans un double effet ciseaux, l’Allemagne, comme prévu et annoncée depuis plusieurs années, est désormais dans une impasse.

Le gaz ne sert pas uniquement comme énergie pour les moteurs et les machines. Il est aussi utile pour l’industrie agricole via la production des engrais. Les hydrocarbures sont la matière première des industries de la chimie et de l’automobile, si importantes pour l’économie et le tissu social allemands. C’est donc l’ensemble de l’appareil productif allemand qui est fragilisé et pénalisé. Hausse des coûts, perte de compétitivité, qui annonce chômage intérieur et déclassement extérieur. Angela Merkel porte une très lourde responsabilité dans cette faillite, elle qui a appliqué le programme des Verts allemands pour rester au pouvoir, et qui a imposé ce programme à l’ensemble de l’UE afin de ne pas perdre en compétitivité face à ses concurrents. La responsabilité incombe aussi aux électeurs allemands qui ont soutenu les Verts et les politiques de Merkel, sans voir les conséquences dramatiques que cela allait engendrer. D’où la montée de l’AfD, parti qui n’a pas participé à cette politique de sape et qui affirme son opposition à la transition énergétique et demande le développement du nucléaire. Il sera très intéressant d’analyser son score aux futures européennes, tant le résultat au niveau global que les résultats par land.

Subventions mon amour

Pour répondre à la colère des agriculteurs et à l’angoisse des industriels, le gouvernement Scholz a dégainé l’arme des politiciens : les subventions. Selon l’analyse brillante de Frédéric Bastiat : un gouvernement crée un problème puis crée des taxes pour soulager le problème créé, ce qui crée d’autres problèmes. La subvention, ce sont des taxes maquillées : pour donner à l’un, il faut prendre à l’autre. La taxe sur le CO2, qui était de 30€ la tonne, va ainsi passer à 45€, ce qui va lourdement grever les bénéfices des entreprises. Les taxes sur le carburant des agriculteurs devaient elles aussi augmenter. À la suite d’une révolte massive, où plus de 7 000 tracteurs ont bloqué Berlin, le gouvernement a pour l’instant décidé d’attendre. En novembre dernier, la Cour constitutionnelle a invalidé le fonds de la transition énergétique, d’un montant de 60 milliards€, qui devait subventionner les énergies dites renouvelables. C’est-à-dire financer par l’impôt des énergies qui sont plus chères à l’achat. Double peine pour les Allemands. Cette invalidation oblige le gouvernement à trouver d’autres solutions, c’est-à-dire soit abandonner son plan énergétique, soit accroître les taxes pour le financer. Il n’est pas certain que la seconde solution convienne aux Allemands.

Le précédent des Pays-Bas

Cette révolte allemande rappelle celle de 2022 aux Pays-Bas, quand des milliers de paysans avaient défié le gouvernement d’Amsterdam. Les Pays-Bas sont le premier exportateur européen de viande, avec une production massive de bovins, porcs et poulets, élevés et abattus dans de grandes industries fermières puis expédiés par la mer via des bateaux spécialisés. Cette industrie rejette de l’azote et de l’ammoniac, ce qui provoque des pollutions des sols et des cours d’eau. Face à ce problème, le gouvernement d’alors décida d’une réduction de 70% du cheptel hollandais, ce qui signifiait la mort de nombreux paysans et la vente de leurs exploitations. Pour ne pas mourir, des milliers de paysans bloquèrent gares, aéroports, autoroutes et manifestèrent dans la capitale contre cette mesure qu’ils jugeaient violente et brutale.

Face à la pollution des eaux usées, le gouvernement fit le choix du malthusianisme (réduire le cheptel) plutôt que d’encourager la recherche et la mise en place de solution adaptée pour récupérer les eaux et ainsi réduire la pollution des sols. Comme pour l’énergie en Allemagne, ce n’est pas la voie de la recherche et de l’innovation qui est suivie, mais celle de la pénurie et de la décroissance. Une décroissance qui conduit à la mort, des paysans en Hollande, des industries en Allemagne. Les manifestations, si violentes soient-elles, ne suffiront pas : c’est tout le logiciel philosophique et mental qu’il faut changer.

Jean-Baptiste Noé est docteur en histoire économique. Il est directeur d'Orbis. Ecole de géopolitique. Il est l'auteur de plusieurs ouvrages : Géopolitique du Vatican. La puissance de l'influence (Puf, 2015), Le défi migratoire. L'Europe ébranlée (2016) et, récemment, un ouvrage consacré à la Monarchie de Juillet : La parenthèse libérale. Dix-huit années qui ont changé la France (2018).

Des chiroptères font tomber un projet éolien

Loi de souveraineté énergétique :

https://www.actu-environnement.com/ae/news/projet-loi-souverainete-energetique-enr-nucleaire-hydroelectricite-ppe-43246.php4

Projet de loi de souveraineté : un mix énergétique décarboné, centré sur le nucléaire

L'avant-projet de loi sur la souveraineté énergétique a enfin été présenté par le Gouvernement. S'il organise la relance du nucléaire et de l'hydroélectricité, il reste plus flou sur les autres ENR, renvoyant au futur décret sur la PPE.

Energie | 09.01.2024 | S. Fabrégat

Le nucléaire est replacé au centre de la politique énergétique.

Le Gouvernement a transmis pour consultation au Conseil national de la transition énergétique (CNTE) et au Conseil économique, social et environnemental (Cese), l'avant-projet de loi relatif à la souveraineté énergétique, dans l'objectif de présenter le texte en Conseil des ministres, fin janvier ou début février.

Très attendu, ce texte fait de nombreux surpris et déçus. En effet, s'il révise certains grands objectifs de la politique énergétique pour les mettre en adéquation avec les objectifs européens et l'ambition de neutralité énergétique, il reste flou sur le rythme de déploiement des énergies renouvelables. Pire : il supprime du code de l'énergie une partie des objectifs initialement inscrits sur la part d'énergies renouvelables dans la consommation finale ou le développement de la production renouvelable.

Une volonté de « neutralité technologique », balaie l'entourage d'Agnès Pannier-Runacher, qui renvoie à la Programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE), qui sera arrêtée par décret ultérieurement et détaillera les objectifs à 2030 et 2035 pour chaque technologie.

Pourtant, le projet de loi est très précis sur la relance du nucléaire et les outils pour y parvenir. « Notre objectif est de produire plus d'électricité que nous n'en consommons » pour ne pas dépendre des importations et de la météo, a expliqué la ministre de la Transition énergétique sur France Info, le 8 janvier. Le nucléaire est donc replacé au centre de la politique énergétique. Les énergies renouvelables non pilotables interviennent, quant à elles, pour assurer le bouclage énergétique ou « le dernier kilomètre », selon le cabinet d'Agnès Pannier-Runacher. De simples variables d'ajustement donc ? Pas vraiment non plus, puisque la mise en service des futurs EPR ne devrait pas intervenir avant 2035. Les ENR devront donc assurer des besoins électriques croissants d'ici là, « en complément » du parc nucléaire existant optimisé.

Un mix décarboné et compétitif

“ Notre objectif est de produire plus d'électricité que nous n'en consommons ”Agnès Pannier-Runacher, ministre de la Transition énergétiqueLe mantra du Gouvernement : développer un mix énergétique décarboné, souverain et compétitif. Le projet de loi commence donc par rehausser les objectifs de la politique énergétique pour atteindre la neutralité carbone en 2050 : il s'agit de « tendre vers une réduction de » 50 % des gaz à effet de serre entre 1990 et 2030 (contre un objectif de réduction actuel de 40 %), de 30 % de la consommation énergétique finale entre 2012 et 2030 (contre 20 % actuellement) et de 45 % en 2030 et 60 % en 2035 de la consommation énergétique primaire des énergies fossiles par rapport à 2012 (contre 40 % actuellement). Les moyens pour atteindre ces objectifs seront détaillés dans la PPE, précise le texte.

Le projet de loi fixe également des objectifs d'économies d'énergie à atteindre chaque année entre 2021 et 2035, soit une fourchette de 1 250 à 2 500 térawattheures cumulés (TWhc) sur deux périodes (2026 à 2030 et 2031 à 2035). Les objectifs de rénovation performante à 2050 ont en revanche été supprimés.

A contrario, le texte soumis à consultation précise, qu'« en matière d'électricité, la programmation énergétique conforte le choix durable du recours à l'énergie nucléaire en tant que scénario d'approvisionnement compétitif et décarboné » et décline des objectifs précis. Il s'agit ainsi de maintenir la puissance installée d'au moins 63 gigawatts (GW), autrement dit le parc actuel et l'EPR de Flamanville, avec une disponibilité du parc d'au moins 66 % (jusqu'à 75 % à partir de 2030) afin d'assurer « un socle de sécurité d'approvisionnement jusqu'en 2035 ».

De nouveaux objectifs sont aussi ajoutés pour maintenir la puissance installée des installations de production d'électricité pilotables hors nucléaire « en visant une conversion progressive à des combustibles bas carbone des installations pilotables thermiques, intervenant dès 2027 pour les installations à combustible charbon ». Il s'agit là de maintenir des moyens de production mobilisables pour la pointe de consommation, voire l'ultrapointe, quelques heures par an.

Sur le renouvelable, la France vise « une part de 45 % de chaleur et de froid renouvelables dans la consommation de chaleur et de froid en 2030 et de 55 % en 2035 ». Le développement des ENR électriques tend à assurer « conjointement aux moyens pilotables (…) la couverture des besoins en électricité décarbonée ». Le projet de loi prévoit également de favoriser le développement des flexibilités nécessaires à l'optimisation et à la sécurité du système électrique (modulation de la demande et de la production, stockage).

L'objectif pour les territoires ultramarins est révisé : leur mix électrique devra être 100 % renouvelable à l'horizon 2030 et l'autonomie énergétique sera visée à 2050.

Anticiper de nouvelles capacités nucléaires et hydroélectriques

Le projet de loi anticipe également la fin de vie des réacteurs nucléaires existants, en fixant notamment « l'objectif qu'au moins 9,9 GWe de nouvelles capacités soient engagées d'ici à 2026 et que des constructions supplémentaires représentant 13 GW soient engagées au-delà de cette échéance ». Il prévoit le maintien des installations de retraitement et de valorisation des combustibles. Enfin, il institue, dans le cadre de la réforme du marché de l'électricité, un « versement universel nucléaire » à partir de 2026, la possibilité pour les installations nucléaires de bénéficier des compléments de rémunération en cas de nouveaux investissements ou encore le développement des contrats pour différence (CFD) sur le parc historique.

Le projet de loi anticipe également la fin du contentieux européen sur les concessions hydroélectriques en prévoyant une ordonnance dans les dix-huit mois pour détailler le nouveau dispositif. Le Gouvernement espère convaincre la Commission européenne d'une bascule vers un régime d'autorisation. L'objectif est de débloquer les investissements pour réaliser des gains de capacité supplémentaire, mais aussi des capacités de stockage pompage (Step), explique le cabinet de la ministre.

Enfin, le texte dessine le futur mécanisme de capacité auquel pourront participer les installations de production, de stockage ou d'effacement de consommation. Il prévoit notamment une obligation de certification pour toute installation de production de plus de 12 mégawatts (MW) et une rémunération des capacités par les fournisseurs.

Brèves

BREVES 9-01-24

Les prix des modules solaires continuent à s'effondrer

Extrait GREEN UNIVERS le 22-12-23

Toujours à la baisse et même plus que jamais : le prix des modules solaires les plus courants enregistrées par la place de marché allemande PVXchange a baissé de 11,8% en novembre. Depuis janvier, les prix se sont effondrés de moitié sur ce segment. En revanche, la baisse ralentit un peu ces dernières semaines pour les modules les plus performants

Climat : Mathilde Grivet, le nucléaire version mini, Les Echos, le 22/12/2023

LA RELEVE 2024. Femme dans la très masculine industrie de l'atome, la cofondatrice de Jimmy Energy pourrait être à l'origine du premier Small Modular Reactor (SMR) construit en France..

Cofondatrice de Jimmy Energy, une start-up française qui défriche le marché des microréacteurs nucléaires, Mathilde Grivet affiche une double singularité dans l'industrie de l'atome. C'est une femme et elle n'a pas fait des études d'ingénieur. C'est son compère, le Polytechnicien Antoine Guyot âgé, comme elle, de 29 ans, qui a entraîné cette HEC dans l'aventure.

Jimmy entend convertir les gros industriels à une chaleur décarbonée produite par des petits réacteurs installés sur leur site et exploités par la start-up. « On fait appel à une technologie (High-Temperature Reactor) déjà bien éprouvée », précise-t-elle. Cette jeune pousse, qui vient d'être dotée de 32 millions par le fonds France 2030, propose des contrats d'une durée de vingt ans à des prix qui se veulent plus compétitifs que le gaz. « On travaille déjà sur un 'premier de série' qu'on espère livrer fin 2026 », indique Mathilde Grivet qui figurait parmi les huit Françaises du dernier classement « 30 Under 30 Europe » de Forbes. Il pourrait être le premier SMR (Small Modular Reactor) construit en France.

Le Royaume-Uni tourne le dos à l’éolien terrestre : aucun nouveau projet malgré une législation plus souple

Business AM le 28/12/23

CEREMECréation de comités de projet pour les installations de production d’EnR hors zones d’accélération – 26.12.23Le décret du 22/12/2023 établit des règles pour les comités de projet des énergies renouvelables hors zones d’accélération. Ils discutent avant les demandes d'autorisation pour évaluer la faisabilité et l'intégration territoriale des projets. Ces comités concernent les éoliennes terrestres, les grands panneaux solaires, la biomasse, la méthanisation, la géothermie, les installations hydrauliques sous concession et les projets EnR en mer. Entrée en vigueur en juin 2024, les projets existants avant cette date ne sont pas concernés. (news tank energies)

Notes : Certains promoteurs font le forcing pour créer ces comités dès maintenant. Ils essaient de prendre la main. Les élus restent les maîtres du jeu et ne sont pas obligés d’accepter la pression des porteurs de projets hors des zones d’accélération, pas encore validées en plus !!!

Agrivoltaïsme : mise en consultation d’un projet de décret jusqu’au 16/01/2024 – 27.12.23

Le projet de décret (en pj) en consultation jusqu'au 16/01/2024 définit les règles pour développer l’agrivoltaïsme et installer des panneaux solaires sur des terrains agricoles, naturels ou forestiers, conformément à la loi sur l’accélération des énergies renouvelables. Il distingue les projets agrivoltaïques des projets photovoltaïques compatibles avec ces activités et précise les conditions de demande d'autorisation, de durée d'autorisation, de démantèlement et de contrôle des installations. (news tank energies)

Les pales d'une éolienne se brisent lors d'une tempête avec des rafales de 140 km/h

www.lavenir.net Actu Belgique

Neuvy-Grandchamp Le projet éolien abandonné après la découverte de la présence de l’aigle botté

Le journal de Saône et Loire 1/1/24Lancé fin 2020, le projet d’implantation de quatre éoliennes, sur la commune de Neuvy-Grandchamp, vient d’être abandonné par la société VSB énergies nouvelles. Des études ont confirmé la présence de l’aigle botté près de la zone concernée, une espèce rare et protégée.

Ces très mauvaises nouvelles climatiques de 2023 qui ont été écrasées par d’autresavec Philippe Charlez Atlantico (Extrait)

Atlantico : Alors que l’année 2023 a été marquée par la COP28 de Dubaï, la société Blue Carbon a signé des accords sur des millions d'hectares de terres en Afrique destinées à des projets de compensation carbone. Or, de nombreux scandales ont éclaté au cours de l'année écoulée et ont démontré que ces projets de compensation surestimaient souvent leurs avantages. Comment expliquer les échecs de ces projets de compensation carbone ? La compensation n’est-elle pas un nouveau mode de greenwashing ? Contribue-t-elle, comme certains ONG le disent, à « mettre la poussière sous le tapis » et à développer un outil inquiétant, voire corrupteur de soft power de la diplomatie climatique ?Il y a deux façons de compenser (i.e. d’absorber) les émissions de Gaz à Effet de Serre avant qu’elles ne pénètrent dans l’atmosphère.

La première est effectivement la bio-séquestration : via la photosynthèse la surface végétale représente le second puits de carbone après l’océan. Les végétaux absorbent environ 10% des émissions. En augmentant la surface végétale on accroit donc théoriquement la surface du puits de carbone et donc sa séquestration. Il y a toutefois derrière la bio-séquestration un problème d’effet d’échelle. Un arbre absorbe en moyenne 50 kg de CO2 par an (avec un maximum de 80 kg pour certaines espèces). Ainsi absorber les 400 millions de tonnes émises annuellement par les Français nécessiterait de planter 8 milliards d’arbres soit 117 arbres par français. Ces 8 milliards d’arbres nécessiteraient d’accroitre (en supposant 1000 arbres par hectare) de 50% la surface boisée française actuelle estimée à 16 millions d’hectares. La bio-séquestration n’est donc pas à rejeter mais il faut avoir conscience de ses limites.

Nucléaire : la France redevient le leader de l'exportation d'électricité en Europe, Le Journal du Dimanche, le 05/01/2024

Après une année 2022 catastrophique, la France est redevenue en 2023 exportatrice nette d'électricité. Elle vient en outre de battre coup sur coup son record absolu de livraison d'électricité sur 24 heures. De bons résultats encore une fois dus à notre outil nucléaire qui demeure un atout.

D'après les données de RTE, le gestionnaire de notre réseau national de transport d'électricité, la France a battu une première fois son record journalier d'électricité ce mardi 2 janvier 2024 avec 393 000 MWh exportés vers nos partenaires (l'Allemagne et le Benelux, la Suisse, l'Angleterre, l'Italie et l'Espagne). Mercredi 3 janvier, ce record a été porté à 400 000 MWh.Il s'agit du chiffre total sur 24 heures et, pour comprendre ce que cela représente, cela dépasse légèrement la consommation quotidienne moyenne de l'ensemble des foyers allemands. Hier, la barre des 400 000 MWh a été frôlée, ce qui fait entrer ces trois journées dans le top 10 des meilleures journées pour les exportations françaises d'électricité. En ce début 2024, la France a repris sa place de numéro 1 des exportations d'électricité en Europe.

EQUINOR : COUP DE FREIN SUR LE PROJET ÉOLIEN EMPIRE WIND 2

jeudi 4 janvier 2024 à 11h30

(CercleFinance.com) - Equinor et bp ont annoncé hier soir avoir convenu avec la NYSERDA (l'Autorité de R&D énergétique de l'État de New York) de mettre fin à l'accord de certificat d'énergie renouvelable pour l'énergie éolienne offshore (OREC) du projet 'Empire Wind 2', un projet éolien offshore aux États-Unis avec une capacité de production potentielle de 1260 MW.Selon le communiqué, cette décision reflète l'évolution des circonstances économiques à l'échelle de l'industrie et va permettre de 'repositionner un projet déjà mature pour poursuivre son développement en prévision de nouvelles opportunités d'achat'.Cette décision repose notamment sur les conditions commerciales entraînées par l'inflation, les taux d'intérêt et les perturbations de la chaîne d'approvisionnement qui ont empêché l'accord OREC existant d'Empire Wind 2 d'être viable.

Loi énergie : les EnR électriques entre étonnement et inquiétude radicale

Extrait GREEN UNIVERSA l’égard de l’avant-projet de loi sur l’énergie communiqué hier par l’exécutif, juste avant le remaniement du gouvernement, la filière de l’électricité renouvelable balance entre l’indignation, la mise en garde et le simple étonnement .La première réaction est notamment celle du Syndicat des énergies renouvelables, dont le communiqué dénonce “un texte (…) profondément irrespectueux du rôle que le secteur et les filières industrielles devront jouer pour sortir de la dépendance aux énergies fossiles.” Du côté de France Renouvelables (ex France Energie Eolienne), la tonalité est aussi à l’inquiétude.

Oups !.. vite un peu de câlinothérapie pour les vendeurs de vent si habitués à être les stars de la transition énergétiques !

BREVES 15-1-24

La valeur de l’éolien en mer aux États-Unis continue de plomber les comptes

LE MARIN 9/1/24 EXTRAIT Le distributeur d’électricité et de gaz américain Eversource annonce jusqu’à 1,6 milliard de dollars de dépréciation de ses actifs dans l’éolien en mer aux États-Unis. Le partenaire d’Orsted poursuit ses négociations pour y vendre ses parts.

Le Royaume-Uni annonce une nouvelle centrale nucléaire en plus de Sizewell et Hinkley Point, Les Echos, le 11/01/2024Le gouvernement britannique a publié jeudi sa feuille de route en vue de déployer une capacité de production de 24 gigawatts à l'horizon 2050, objectif prévu dans le cadre de sa stratégie de neutralité carbone.

Politiques publiques

L’énergie de retour à Bercy : entre “au secours” et “bravo”

Par

GreenUnivers

12 janvier 2024

CEREME

Même en cas de retard sur ses objectifs d’énergies renouvelables, le gouvernement ne craint pas la condamnation du Conseil d’État – 08.01.24

Malgré le retard sur les objectifs d'énergies renouvelables, le gouvernement français affirme ne pas craindre la condamnation du Conseil d'État. Dans son mémoire en défense, il argumente que la directive RED I et le Code de l'énergie ne prévoient pas de mesures correctrices, et que l'objectif de 33 % d'ici 2030 a une portée relative nationale sans dispositif de sanction. Le gouvernement compte sur la loi d'accélération des renouvelables et la future stratégie énergie-climat pour rattraper son retard. L'objectif de 42,5 % en 2030 ne sera opposable qu'après la transposition de la directive RED II en mai 2025

Les SMR au menu du prochain conseil de politique nucléaire prévu en janvier – 07.01.24

La ministre de la Transition énergétique, Agnès Pannier-Runacher, a annoncé que des décisions concernant les petits réacteurs nucléaires modulaires pourraient être prises au-delà des soutiens financiers de France 2030. Ces décisions pourraient inclure la désignation de sites, répondant à la demande de plusieurs porteurs de projets. EDF a également proposé un site pour son prototype Nuward. Le prochain Conseil de politique nucléaire (CPN) abordera également les programmes de recherche, la stratégie internationale, et la question des infrastructures de recyclage des combustibles nucléaires. La ministre a souligné que la construction de nouvelles capacités était envisagée. (La Tribune)

La France ne veut pas de ZAN européenne – 10.01.24

La France ne veut pas étendre ses objectifs de zéro artificialisation nette des sols pour 2050 au niveau européen, malgré la directive de la Commission européenne sur la surveillance et la résilience des sols. Bien que la directive n'impose pas d'objectif juridiquement contraignant de non-prélèvement net de terres d'ici 2050, la France, avec son objectif national contraignant, se distingue des autres pays européens. Les débats au sein de l'UE révèlent des divergences sur la surveillance des sols, la pollution historique, la définition d'un sol sain et d'autres aspects, laissant présager un long débat sur un objectif communautaire d'absence de prélèvement net de terres d'ici 2050. (Euractiv)

Énergies vertes : Bruxelles donne le feu vert à plus de 8 milliards d’euros d’aides d’État en France – 10.01.24

La Commission européenne a approuvé des aides d'État en France pour décarboner l'industrie et développer les énergies renouvelables, totalisant plus de 8 milliards d'euros en un mois. Ces aides, intégrées à la loi de finances pour 2024, comprennent un crédit d'impôt pour les entreprises investissant dans les filières clés de la transition énergétique. La Commission valide une aide de 2,9 milliards d'euros au titre de l'encadrement temporaire de crise et de transition de l'UE. Simultanément, la Commission a autorisé une importante subvention allemande de 902 millions d'euros pour une usine de batteries et une aide française de 4,12 milliards d'euros pour deux parcs éoliens en mer. En dehors du cadre de crise, une aide d'État de 1,3 milliard d'euros a été approuvée pour soutenir la rémunération des opérateurs d'unités de production électrique non fossiles, notamment par des mécanismes de capacité. (Euractiv)

L’UE a construit 17 GW de nouvelles capacités d’énergie éolienne en 2023, un record – 09.01.24

En 2023, l'Union européenne a établi un record en ajoutant 17 GW de nouvelles capacités d'énergie éolienne, selon WindEurope. La majorité de ces capacités (14 GW) a été installée sur terre, avec 3 GW en mer. Bien que ces chiffres dépassent légèrement ceux de 2022 (16 GW), ils restent en deçà des 30 GW annuels nécessaires pour atteindre les objectifs climatiques de l'UE d'ici 2030. WindEurope met en garde contre l'urgence de renforcer la chaîne d'approvisionnement européenne pour rivaliser avec les fabricants chinois. Selon les données provisoires, l'énergie éolienne a contribué à environ 18 % à 19 % de la production totale d'électricité en Europe en 2023.

L'Allemagne, le climat et l'énergie : anatomie d'une chute

Extrait les Echos le 11/1/24 Le retour du protectionnisme et la régionalisation croissante des échanges mondiaux heurtent une industrie allemande décimée par les coûts de l'énergie. Car, pour Cécile Maisonneuve, l'Energiewende se révèle comme ce qu'il était : un village Potemkine dont le ciment était le gaz russe bon marché.L'Allemagne va mal. Les tracteurs qui bloquent Berlin, Hambourg ou Stuttgart font écho aux manifestations monstres d'agriculteurs qui ont secoué les Pays-Bas en 2022 et 2023. On connaît la fin de l'histoire : la victoire écrasante, non prévue, de Geert Wilders, le chef de l'extrême droite néerlandaise.Au vu des sondages électoraux pour les européennes en Allemagne, l'analogie a de quoi inquiéter : l'AfD, le parti d'extrême droite, s'impose comme le deuxième parti qui réunit le plus d'intentions de vote, derrière la CDU, dans un paysage électoral inédit en Allemagne, qui voit les Verts mais surtout les socio-démocrates s'effondrer.

Électricité : les taxes vont faire exploser les tarifs en 2024

Extrait économie matin 15-1-24

En 2024, les Français se préparent à une augmentation significative des tarifs de l’électricité. Une hausse de 10 %, prévue pour février, vient s’ajouter aux augmentations précédentes, portant le total à près de 39 % en un an. Cette situation est le résultat d’une décision gouvernementale visant à réintroduire des taxes réduites pendant la crise, notamment la TICFE, dans un effort de redressement des comptes publics.Cette nouvelle hausse de 10 % représentera environ 130 euros supplémentaires par an sur les factures des ménages français.