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Brèves du 03/02/2023 Loi d'accélération EnR - CMP -Biodiversité, nucléaire, etc...

La Commission mixte paritaire (CMP)sur la loi d'accélération des EnR s'est réunie le 24 janvier, voici quelques réflexions et infos sur ce qui a été voté.


- Un article du CEREME qui reprend des éléments du communiqué de presse de la CMP

CEREME : Projet de loi sur l’accélération des énergies renouvelables :

·Mardi 24 janvier au soir, après un peu moins de cinq heures de débats, les parlementaires composant la commission mixte paritaire se sont entendus sur le texte sur le projet de loi sur l’accélération du développement des énergies renouvelables. Le texte n’a pas encore été publié, mais le communiqué de presse de la CMP liste les modifications suivantes :

o les modalités de concertation territoriale ont été consolidées au service d’un dispositif ascendant et décentralisé permettant d’identifier des zones d’accélération ;

o la possibilité existante de réglementer l’implantation d’ENR a été étendue aux communes couvertes par une carte communale ou par un schéma de cohérence territoriale (SCoT) ;

o les communes pourront délimiter des zones d’exclusion dans les secteurs sensibles de leur territoire, à condition que les zones d’accélération permettent d’atteindre les objectifs de développement des énergies renouvelables.

o le dispositif de planification spécifique aux projets éoliens en mer a enfin été généralisé à l’ensemble des façades maritimes (article 12).

o tout projet d’énergie renouvelable soutenu dans le cadre des appels d’offres sera soumis à un "bilan carbone" (article 17 bis) et à une "contribution territoriale au partage de la valeur" (article 18) ; cette dernière permettra de financer les projets des communes et de leurs groupements en faveur de la transition énergétique, tels que la rénovation énergétique, l’efficacité et la mobilité propre.

o dans les zones d’accélération identifiées dans le cadre de cette planification, des mesures de simplification procédurale permettront de déployer les projets plus rapidement (article 1er ter).

o sur demande du Sénat, des assouplissements réglementaires, initialement temporaires, ont par ailleurs été pérennisés pour accélérer l’instruction des projets (article 1er).

o la réintroduction de mesures tendant à réduire les risques contentieux (article 5) complétera le dispositif de couverture de ces risques par un fonds de garantie, introduit en première lecture au Sénat (article 5 bis).

o des mesures de simplification ont été introduites à l’initiative du Sénat en matière d’hydrogène (article 16 duodecies), d’hydroélectricité (articles 16 quater et 16 septies) et de biogaz (articles 16 nonies et 16 undecies). Les projets d’autoconsommation, portés par les communes ou les bailleurs sociaux, ont aussi été promus (articles 17 bis B et 19 bis).

o le texte issu de la CMP permettra également de renforcer la solarisation des bâtiments non résidentiels existants (article 11 ter) et neufs (article 11 bis), tout en levant des contraintes réglementaires ou techniques pour le développement du solaire en toiture (article 11 octies) : ces dispositions, issues du travail sénatorial, contribueront à libérer des surfaces de déploiement déjà artificialisées.

o le Sénat a également fait prospérer sa proposition de loi tendant à promouvoir un développement raisonné de l’agrivoltaïsme, adoptée en octobre dernier (article 11 decies).


- Un article des Echos qui donne la parole aux énergéticiens insatisfaits comme d'habitude. A propos de la RIIPM, il reste à attendre les modalités d'application qui feront l'objet d'un décret : "les projets d'énergie renouvelables bénéficieront bien d'une reconnaissance d'intérêt public majeur. A la réserve près que le texte indique désormais que les technologies et les puissances de projets concernés seront précisées par décret." Espérons que ce décret tiendra compte de la protection des espèces et de la taille des projets.

Le Parlement vient de publier le texte adopté par les députés et sénateurs en commission mixte paritaire. Pour la filière, celui-ci laisse une part trop large aux nouvelles contraintes introduites pour les projets renouvelables.

Au coeur des griefs pour les énergéticiens figure les nouvelles contraintes imposées au développement des parcs éoliens ou solaires. (JEAN-FRANCOIS MONIER/AFP)


Dernière ligne droite pour la loi d'accélération des énergies renouvelables. Réunis en commission mixte paritaire mardi dernier, sénateurs et députés ont fini par s'accorder sur un texte commun pour accélérer le déploiement d'éoliennes et de panneaux solaires en France. Le parcours du combattant pour ce texte controversé ne sera véritablement achevé que dans une dizaine de jours, avec le vote à l'Assemblée prévu ce mardi, puis le 7 février au Sénat.

Si le gouvernement se félicite du « travail transpartisan » du Parlement et de son « esprit de responsabilité », au sein des énergéticiens, cette nouvelle loi et les perspectives d'accélération qu'elle offre réellement en France ne suscitent gère d'enthousiasme. Ceci alors que l'Hexagone ne parvient pas à atteindre ses objectifs de développement des énergies renouvelables.

« Loi néfaste »

« Ce qu'on aurait pu attendre de cette loi, on ne le voit pas, on voit même de nouveaux freins et de nouvelles interdictions, explicites ou implicites. Cette loi est devenue un objet de discussion entre des partis politiques et s'est construite sans le secteur, voire contre le secteur », tranche Xavier Barbaro, le PDG du développeur Neoen.

« Mesdames et Messieurs les Parlementaires, ne votez pas cette loi néfaste », a encore sommé Jacques Veyrat, le principal actionnaire de Neoen, dans une tribune au « Journal du Dimanche ».

Le syndicat des énergies renouvelables (SER) est, lui, plus mesuré. « Ce texte reflète la complexité de la vision française des énergies renouvelables et il ne marque pas franchement une accélération mais il faut le voter car il signale la volonté de l'exécutif d'accélérer, juge Jules Nyssen, le président du syndicat professionnel. Surtout, il faut passer au plus vite à la suite : augmenter les moyens pour l'étude des dossiers dans les services administratifs de l'Etat, réviser la programmation pluriannuelle de l'énergie, discuter concrètement avec les élus… »

De nouvelles contraintes

Au coeur des griefs pour les énergéticiens figure les nouvelles contraintes imposées au développement des parcs éoliens ou solaires. Point sensible - en particulier pour Neoen qui développe un projet de solaire dans les Landes -, la commission mixte paritaire a maintenu une interdiction de demande d'autorisation de défrichement pour les projets solaires en zone forestière, au-delà de 25 hectares.

Autre point sensible, l'encadrement des installations photovoltaïques en zones agricoles , voté par l'Assemblée nationale et perçue comme trop restrictive par certains développeurs renouvelables, n'a pas été remis en cause. « Ces installations sont interdites, sauf dans les surfaces agricoles identifiées par un document cadre établi sur proposition de la chambre départementale d'agriculture », indique le Parlement.

Surtout, plusieurs mesures d'accélération votées par le Sénat n'ont pas fait leur retour dans le texte final. « L'encadrement des délais administratifs pour trancher sur la complétude d'un dossier ou encore l'encadrement des recours abusifs n'ont pas été réintroduits. Ce sont deux grandes mesures qui auraient pu permettre d'accélérer concrètement », pointe Jules Nyssen.

Par ailleurs, aux yeux de la filière, la portée de certaines mesures d'accélération a été atténuée. L'obligation de solariser les parkings de plus de 1.500 m2 a, par exemple, été assortie d'un certain nombre d'exceptions.

Pour voir le verre à moitié plein : les projets d'énergie renouvelables bénéficieront bien d'une reconnaissance d'intérêt public majeur. A la réserve près que le texte indique désormais que les technologies et les puissances de projets concernés seront précisées par décret.

Une cartographie pour l'éolien offshore

L'éolien offshore pourra en outre bénéficier d'une cartographie plus large permettant d'anticiper l'ensemble des projets à venir. Elle sera établie dans le cadre des documents stratégiques de façades maritimes, à partir de 2024.

Autre point de nuance positif introduit par la commission mixte paritaire : les communes ne pourront pas définir des « zones d'exclusion » - interdites aux énergies vertes - si leurs « zones d'accélération » ne permettent pas de tenir les objectifs de déploiement des énergies renouvelables au niveau départemental… Un filet de sécurité en somme contre un lever de bouclier généralisé.



- Une info juridique de P Kawala (Président de la FAEV) qui confirme l'intérêt croissant portée à la biodiversité

"La protection de la biodiversité est de plus en plus affirmée par les juges.

Après la récente décision du Conseil d'Etat sur la cigogne noire (Vou-La Chapelle Blanche) , voici la Cour de Cassation qui casse un arrêt de la cour de MONTPELLIER qui avait réformé une décision ordonnant à VALECO de démonter un parc de 7 éoliennes susceptible de porter atteinte à un couple d'aigles royaux.

Cette décision renvoie à la Cour de NIMES qui devra en principe respecter cet arrêt et ordonner définitivement la destruction de ce parc.

C'est une excellente nouvelle pour la préservation de la biodiversité et pour la lutte contre les nuisances des éoliennes."


- Lettre de L. Tacoen qui confirme une fois de plus l'échec de la concurrence entre fournisseurs d'électricité et l'aveuglement de nos gouvernants qui persistent!

Géopolitique de l'Electricité-note d'actualité - Echec de la concurrence en électricité-Aucun gain de compétitivité pour l'UE

Bonjour,

Aujourd’hui, il est possible de faire un bilan de la concurrence entre fournisseurs d’électricité :

-La Commission européenne (DG Energie) a publié en octobre 2020 une étude sur l’évolution des prix de l’électricité dans l’UE et les Etats industriels (G20) entre 2008 à 2019. Entre ces deux dates la concurrence avait été installée dans l’UE, avant les évènements exceptionnels comme la pandémie et la guerre d’Ukraine. Les prix de gros et leurs évolutions sont globalement similaires dans l’UE et pour l’ensemble des pays du G20. Mais les factures pour les ménages et les industriels ont augmenté dans l’UE et non pour l’ensemble du G20. L’étude explique : « ...la plupart des pays du G20 continuent de réglementer les prix pour les ménages. Le même problème (sic) existe pour l’industrie mais il moins aigu que pour les ménages ... Les prix [pour les industriels européens] ont presque doublé par rapport aux Etats-Unis...Ils restent supérieurs à ceux de la plupart des pays du G20 ». Les prix de l’électricité dans les pays industriels (G20), ont été généralement considérés comme trop importants pour échapper au contrôle de l’Etat...sauf dans l’UE.

L’étude de la Commission ne montre aucun gain de compétitivité du à la concurrence en électricité. Au contraire, apparaît un élément d’effritement de cette compétitivité.

-Les Dindons de la Farce. Aux Etats-Unis, les Etats choisissent librement leur régulation de l’électricité. Une vingtaine d’Etats ont gardé le système historique d’entreprises publiques à monopoles. Une autre vingtaine a choisi la concurrence. Le reste a opté pour des choix intermédiaires. Les factures sont, en moyenne, un quart plus élevées dans les Etats à concurrence. Les Dindons de la Farce sont, comme en Europe, les Etats bénéficiant de productions bon marché (nucléaire et/ou hydraulique) et ayant instauré la concurrence. Ainsi les habitants du New Hampshire (60% de nucléaire), enclavé dans des Etats refusant l’atome et idéalisant les renouvelables mais accros au gaz, supportent des factures déconnectées du nucléaire, parmi les plus élevées des Etats Unis. En sens inverse, l’Etat de Washington (hydraulique et nucléaire) a gardé ses entreprises publiques. Ses factures sont moitié de celles du New Hampshire et procurent à l’usine géante de Boeing et à ses sous-traitants un précieux élément de compétitivité dans sa rivalité avec Airbus.

La concurrence en électricité a été instaurée dans l’Union Européenne suivant l’idéologie de l’Etat minimum chère à l’Ecole de Chicago, dont les vertus paraissent aujourd’hui douteuses. Contrairement aux télécommunications, la Cour de Justice de l’Union Européenne ne s’est jamais prononcée sur le principe de la concurrence en électricité. Trois faits nouveaux sont apparus depuis 1996 : l’absence de gain de compétitivité, l’apparition d’une société digitale faisant de l’électricité un besoin vital et la guerre d’Ukraine prouvant que l’électricité est nécessaire à la défense nationale.

Tout cela fait de l’électricité un bien public, que le père de l’économie de marché et apôtre de la concurrence, Adam Smith, plaçait sous l’autorité de l’Etat hors concurrence. Une solution serait comme aux Etats Unis, de laisser les Etats membres libres de choisir leur régulation de l’électricité. On obtiendrait alors une concurrence entre systèmes électriques et non entre fournisseurs, situation que la Commission apprécie dans le domaine fiscal.

On rappelle que la libre circulation de l’électricité dans l’Union Européenne relève d’une directive de 1990, distincte de la législation de la concurrence, et qu’il convient de garder.

Cordialement,

Lionel Taccoen directeur de la Lettre "Géopolitique de l'Electricité"



- Le gouvernement se penche enfin sur la géothermie, et l'on découvre qu'investir dans nos installations hydroélectriques permet, et permettrait, de produire plus! ... N'est-il pas frappant que toutes les discussions sur la loi d'accélération des EnR aient volontairement ignoré ces 2 énergies pilotables? .. et ceci afin de privilégier l'éolien et le solaire tous deux intermittents et aléatoires? ..

La ministre de la Transition énergétique, Agnès Pannier-Runacher, a dévoilé le 2 février, au côté de François Bayrou, Haut-commissaire au Plan, un plan d’action national en faveur de la géothermie pour les particuliers et pour la filière. Une énergie renouvelable décarbonée, non intermittente, locale et qui ne nécessite pas d’importer des équipements et des métaux stratégiques. Mais pour son malheur, elle ne bénéficie pas de l’appui de lobbys puissants. Résultat, seules 10% des aides dédiées aux énergies renouvelables sont orientées vers la chaleur, qui représente pourtant 45% de la consommation énergétique finale. Tandis que 90% des aides dédiées aux renouvelables sont affectées à l’électricité, qui représente, elle, 25% de la consommation énergétique finale et est déjà décarbonée en France à plus de 90%… Il était temps que cela commence à changer.

A lire dans Transitions & Energies sur la géothermie: Géothermie: «Cette énergie renouvelable est toujours la moins chère sur le long terme» Le potentiel français en géothermie est prouvé» La géothermie est victime en France d’un véritable ostracisme La géothermie est une énergie renouvelable extrêmement performante, décarbonée, non intermittente, locale, qui ne nécessite pas d’importer des équipements et des métaux stratégiques, mais qui pour son malheur n’a jamais bénéficié en France du soutien de lobbys et de grandes entreprises. La géothermie était encore la grande absente du projet de loi sur l’accélération de la production d’énergies renouvelables. Elle n’est mentionnée qu’une fois dans le texte… Résultat, la géothermie ne représente que 5% de la chaleur renouvelable en France et seulement 1% de la chaleur consommée. Son potentiel est pourtant considérable puisque sa production pourrait être multipliée par 20 à moyen terme. Une prise de conscience tardive Mais les choses sont heureusement en train de changer. La France devrait voir apparaitre enfin des champions industriels dans le secteur et la ministre de la Transition énergétique, Agnès Pannier-Runacher, a dévoilé le 2 février au côté de François Bayrou, Haut-commissaire au Plan et soutien historique à la géothermie, un plan d’action national en faveur de cette source d’énergie. Cela fait d’ailleurs suite à la publication d’une étude sur la géothermie de surface par le Haut Commissariat au Plan. «Nous avons l’objectif de maîtriser toute la chaîne de valeur de la géothermie: le forage, la fabrication des pompes à chaleur, l’intégration dans le bâti, la construction de réseaux», a déclaré Agnès Pannier-Runacher. «Nous découvrons un potentiel quasi-inépuisable, quasi-gratuit, immédiatement disponible avec des technologies quasiment élaborées», a ajouté François Bayrou. Rappelons qu’il existe trois grands types de géothermie, différenciables selon la profondeur, la température ou encore l’utilisation de la ressource de chaleur. La géothermie de surface qui s’appuie sur des forages de profondeur inférieure à 200 mètres et l’installation de sondes et d’échangeurs thermiques. Elle repose sur l’utilisation d’une pompe à chaleur qui valorise les calories prélevées dans le sol pour chauffer ou pour climatiser. A cette profondeur, la température est d’environ 13 à 14 degrés toute l’année à peu près partout en France. La géothermie de surface peut être déployée facilement sur des surfaces au sol limitées pour des maisons individuelles, des bâtiments tertiaires, des logements collectifs ou des petits réseaux de chaleur, à l’échelle d’un quartier par exemple. En 2020, sa production s’élevait à 4,7 TWh… et représentait à peine 3% de la chaleur renouvelable en France. Il existe aussi, mais avec des installations plus lourdes, une géothermie dite de moyenne énergie (température supérieure à 90°C) et de haute énergie (température supérieure à 120°C) qui permettent d’alimenter de grands réseaux de chaleur et de produire de l’électricité à partir de réserves d’eau chaude profondes. Elle représente une production de 2 TWh et repose sur des forages situés entre 200 et 5.000 mètres de profondeur. Plusieurs installations ont été construites il y a une vingtaine d’années en Ile-de-France où environ un million de personnes sont aujourd’hui chauffées par géothermie via une cinquantaine de réseaux de chaleur. Mais la vague d’investissements par les collectivités locales s’est tarie du fait de difficultés de financements et de l’amoncellement des normes et réglementations et le reste du territoire est totalement sous-exploité. 5.000 euros d’aide à l’installation d’une pompe à chaleur géothermique Le plan gouvernemental présente des mesures de simplification administrative, comme toujours en France malade de sa bureaucratie, des incitations financières et des leviers pour favoriser la formation et la structuration de la filière ainsi qu’une meilleure cartographie des sous-sols français. Le gouvernement souhaite augmenter de 40% le nombre de projets de géothermie profonde lancés d’ici 2030 et doubler le nombre d’installations de pompes à chaleur géothermique chez les particuliers d’ici 2025. Le dispositif «doit permettre de produire en 15 à 20 ans suffisamment de chaleur géothermale pour économiser 100 TWh/an de gaz, soit plus que les importations de gaz russe avant 2022», a expliqué Agnès Pannier-Runacher. Ainsi l’aide pour l’installation d’une pompe à chaleur géothermique en remplacement d’une chaudière thermique sera portée dès mars à 5.000 euros quel que soit le niveau de revenu (contre 4.000 euros jusqu’ici pour les ménages les plus modestes et 2.500 euros pour les autres). Mais une pompe à chaleur géothermique coûte entre 15 et 20.000 euros. Ce «coup de pouce» pourra donc être cumulé avec d’autres dispositifs de soutien. Jusqu’à 90% du coût total de l’installation pourra ainsi être pris en charge par l’Etat pour les ménages les plus modestes promet le ministère de la Transition. «Le but, c’est de permettre aux Français de s’équiper avec des solutions durables qui leur garantissent un coût de l’énergie qui est sans augmentation tout au long de l’utilisation de leur équipement. Et ces équipements durent des dizaines d’années. Donc c’est vraiment un investissement qui a du sens», a affirmé la ministre de la Transition énergétique. Elle reconnait ainsi que la France a un sérieux retard à rattraper. Environ 200.000 pompes à chaleur géothermiques ont été installées en France, trois fois moins qu’en Suède. En tout cas, sans un soutien public important la filière sera incapable de tenir les objectifs inscrits dans la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE). Celle-ci prévoit, pour la géothermie profonde, une production de 5,2 TWh en 2028, puis entre 5,8 et 10 TWh en 2035. Tandis que pour la géothermie de surface, l’objectif est fixé à 7 TWh en 2028 et entre 8,5 et 15 TWh en 2035. Pour illustrer le potentiel inexploité de la géothermie qui devrait séduire, par exemple, les collectivités locales touchées maintenant de plein fouet par la flambée des prix du gaz et de l’électricité, le Bureau de recherches géologiques et minières (BRGM) estime que la géothermie pourrait produire 100 Térawattsheure (TWh) d’électricité dans les quinze à vingt prochaines années. Et tout cela en émettant entre 10 et 30 grammes de CO2 par kilowattheure (bien moins que le photovoltaïque par exemple) sans utiliser le moindre matériau critique. Enfin, les pompes à chaleur couplées à des sondes géothermiques consomment 30% d’électricité de moins que les pompes à chaleur classiques. Renforcer une filière en manque de champions Mais pour exploiter, au moins en partie, le potentiel géothermique, il est d’abord indispensable d’armer et de renforcer la filière. Il n’existe qu’une soixantaine d’entreprises dans toute la France capables de mener des forages et la plupart sont de taille modeste. Sans parler du problème du coût initial élevé des investissements. Les infrastructures géothermiques sont extrêmement rentables à terme, elles sont extrêmement pérennes, les sondes et les doublets ne s’usent pas ou très peu et ont une durée de vie supérieure à un demi-siècle, mais le coût de l’investissements est élevé. Et leur développement n’est pas suffisamment aidé par la puissance publique au regard d’autres renouvelables moins performants, moins décarbonés et qui contraignent à importer en masse les équipements. Seules 10% des aides dédiées aux énergies renouvelables sont orientées vers la chaleur, qui représente 45% de notre consommation énergétique finale. Tandis que 90% des aides dédiées aux renouvelables sont affectées à l’électricité, qui représente, elle, 25% de notre consommation énergétique finale et est déjà décarbonée en France à plus de 90%… Il était temps que cela commence à changer.


- Un article de M Négynas extrêmement documenté sur les aberrations de la PPE avec 50% d'EnR.

50 % de nucléaire ? Un objectif vide de sens

Les dernières discussions au Sénat ont « sauvé » l’objectif de 50 % de nucléaire… par rapport à un abandon pur et simple, évidemment. Cela a-t-il un sens ?

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Publié le 1 février 2023

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Les dernières discussions au Sénat ont « sauvé » l’objectif de 50 % de nucléaire… par rapport à un abandon pur et simple, évidemment. Cela a-t-il un sens ?

Lors des différentes consultations publiques, de nombreuses interventions, tant d’experts, de sociétés savantes et de simples citoyens ont posé la question :

« À quoi ça sert de baisser le nucléaire à 50 % et de le remplacer par des énergies renouvelables ? »

Invariablement, l’élément de langage utilisé pour la réponse de la part des autorités techniques et politiques est :

« Pour avoir une filière de secours en cas de risque systémique sur le nucléaire ».

On peine à croire que nos dirigeants aient pu cautionner une assertion aussi ridicule. Un enfant comprendrait qu’on ne peut pas sécuriser une filière pilotable par une filière intermittente et aléatoire. En réalité, nous allons montrer qu’il n’y a aucune justification à remplacer du nucléaire par de l’éolien ou du solaire. Si on privilégie les coûts, c’est un ensemble nucléaire et gaz qui convient. Si on veut privilégier l’indépendance énergétique, c’est le plus possible de nucléaire, avec un peu de gaz.

En aucun cas les énergies intermittentes ont une quelconque utilité ; pire, elles créent d’innombrables difficultés techniques et rendent le marché de l’électricité hyper volatil sans aucune justification.

Scenarii à 50 % de nucléaire

Situation en 2019 (dernière année « normale ») : productions et capacités en France

· Éolien………. 37 TWh pour 19 GW

· Solaire……… 14,8 TWh pour 14 GW

· Nucléaire….. 360 TWH

· Reste………… 111 TWh

· Total…………. 523 TWh

Passage à 50 % de nucléaire (objectif de la loi actuelle).

Imaginons le scenario après arrêt des réacteurs actuels. Les discussions sont en cours pour leur prolongation et ce n’est pas gagné.

On suppose un montant et un profil de consommation inchangés, ce qui est peu probable si on pousse les transferts d’énergie vers l’électricité.

50 % nucléaire cela donne 260 TWh. On peut le faire avec 33 GW de nucléaire en base (taux de disponibilité de 90 %). Soit 20 réacteurs.

Si le reste du mix gaz et hydraulique ne change pas, les ENR auront 152 GWh. Si on vise moitié/moitié solaire et éolien en puissance, comme en Allemagne, et si on respecte la multiplication par trois des éoliennes et par cinq du solaire, soit les objectifs actuels, on vise à peu près 120 GW d’ENR.

Avec 17 % de facteur de charge globale (cas allemand) et 120 GW d’ENR, on aurait 178 GWh de production d’énergie. C’est un peu plus que le besoin mais nous n’en sommes pas loin.

Quelques petits problèmes

Le problème des pointes

Lorsque la pointe de 19 heures l’hiver se produit en situation anticyclonique sur toute l’Europe, ce qui arrive plusieurs fois par an, il faut conserver une puissance pilotable égale à la consommation à cette pointe. Ces dernières années, c’était environ 90 GW avec un record en 2012 à 102 GW.

Dans cette situation, si on arrête le charbon, avec 33 GW de nucléaire, 10 GW de gaz et 17 GW d’hydraulique, 2 GW de biomasse, on aligne 62 GW pilotables. Manquent environ 30 GW. Si on ne veut pas toucher au dogme de 50 % de nucléaire, il faut construire 30 GW de centrales pilotables (gaz ?) supplémentaires.

Le problème du creux

Un examen au jour le jour en France et en Allemagne montre que l’ensemble éolien/solaire ne donne guère plus que 60 % de la puissance installée au maximum (quand il y a du vent, il y a peu de soleil et vice-versa). Néanmoins, avec 130 GW, certains jours en Allemagne les ENR sont largement majoritaires.

Le 16 septembre 2022 à 12 h 30 (Energy charts.de), les ENR donnaient 44GW, le Soleil était à son apogée. Le réseau allemand baissait tout ce qu’il pouvait. Les gros alternateurs donnaient une trentaine de GW. Mais l’Allemagne exportait 8 GW en excédent. Pourquoi ne pas baisser davantage les centrales à combustible fossile ?

Pour deux raisons :

1. Il fallait se préparer à la « descente » du solaire vers la nuit.

2. Il fallait veiller à la stabilité du réseau, garder suffisamment d’énergie cinétique pour pallier les variations rapides. Or, le solaire et l’éolien n’en disposent pas.

Pour l’instant, l’Allemagne profite de ses voisins ; elle importe et exporte pour pallier la variabilité de ses ENR et profite de l’interconnexion pour « récupérer » l’inertie des gros alternateurs nucléaires français et fossiles polonais.

Que se passe-t-il si tout le monde fait pareil ?

L’examen des scenarii à 2050 montre que tous utilisent l’import/export pour compenser les coupures et écouler l’excédent, selon la météo. Il ne vient à personne l’idée que la météo est parfois la même pour tout le monde.

En réalité, on ne sait pas quel est le seuil technique possible d’insertion des ENR dans un réseau car pour l’instant l’Europe n’est pas assez pénétrée (17 % en global). Certes, on connaît des remèdes à base d’électronique de puissance, de batteries et de condensateurs. Mais cela doublerait probablement le coût des ENR.

Mais si on stocke les surplus, ça marche ?…

C’est totalement incompris des décideurs.

On a calculé ici que pour compenser l’absence de vent de trois semaines qu’on a connue en janvier 2022, il aurait fallu stocker une énergie équivalent, en stockage (par pompage entre deux lacs), à monter les eaux de la totalité du lac de Genève de 220 mètres.

Le stockage n’est pas un problème de technologie, c’est un problème d’ordre de grandeur.

Chercher les optimums

Financier

Empiriquement et hors problème de gouvernance et d’émission de CO2, en France l’optimum financier pilotable serait sans doute (à une pointe d’hiver sans vent de l’ordre de 90 GW) :

· 40 GW d’EPR

· 17 GW d’hydraulique

· 2 GW de biomasse

· 20 GW de centrales à gaz combinées, peu flexibles mais avec un très bon rendement

· 10 GW de cogénération

· 10 GW de turbines à gaz très flexibles

L’ordre de mérite, c’est-à-dire l’enclenchement des moyens de production en fonction du coût variable est celui décrit ci-dessus. Il faut ajouter en premier les ENR mais les nuits sans vent ça ne change pas grand-chose.

Mais une question se pose alors : les 120 GW de solaire et d’éolien apportent-ils une économie et une baisse des émissions de CO2 ? Rien n’est moins sûr. Ils représentent ensemble un million d’euros par MW d’investissement tous les vingt ans, soit d’ici 2050 180 milliards d’euros.

Une utilisation rationnelle des centrales à gaz nécessaires pour assurer la sécurité d’alimentation coûterait moins cher même avec un prix du gaz élevé. En effet, si on les fait produire continument, leur rendement est au moins le double et les émissions de CO2 de moitié que lors d’une marche chaotique.

Indépendance et émissions de CO2

Évidemment, l’optimum en termes d’indépendance énergétique ce sont plutôt 60 GW d’EPR et 20 GW de gaz ultraflexible (nécessaire de toutes façons pour suivre les fluctuations rapides de l’éolien et du solaire en plus des STEPs hydrauliques.)

Dès lors, à quoi servent l’éolien et le solaire ?

Les 20 GW de nucléaire en plus peuvent donner quand on veut 158 GWh… et les fluctuations des ENR intermittentes obligent à des contorsions du nucléaire qui pourraient être préjudiciables à la durée de vie des réacteurs et à la sureté.

L’Autorité de sureté nucléaire se demande :

« La production nucléaire fluctue énormément. Quand la demande est très faible, notamment la nuit, ou que les éoliennes prennent en partie le relais car il y a du vent, EDF réduit la voilure. Avec l’arrêt de la production pilotable d’origine fossile, […] les fluctuations de la demande d’électricité devront être encaissées par le parc nucléaire. La question, c’est : est-ce que ça conduit à effets particuliers en termes de prolongation du parc ? »

Quel que soit l’objectif, l’éolien et le solaire apparaissent non seulement inutiles mais nuisibles.

Retour sur la question des coûts et des prix des ENR

Quelques réflexions.

Les coûts de l’éolien et du solaires sont sous-estimés.

Le raccordement, les accessoires supplémentaires (électronique, condensateurs, réseaux additionnels) sont à la charge de RTE, le réseau commun, et donc payés par tout le monde, sauf les opérateurs des ENR. Dans le cas de l’offshore, cela peut aller jusqu’à 25 % du coût d’investissement d’un projet.

L’intermittence n’est pas prise en compte. Il faudrait soit en tenir compte dans les coûts et y associer les producteurs appelés en secours en cas de manque. 1 On pourrait en tenir compte dans les prix. Un produit qu’on n’est pas sûr d’obtenir à terme n’a pas la même valeur qu’un produit garanti. On pourrait donc affecter aux prix du MWh des ENR un coefficient réducteur basé sur la probabilité d’avoir le produit pendant la période du contrat.

Le coût d’investissement de l’éolien et du solaire par kWh est beaucoup plus élevé que celui du nucléaire. La durée de vie des ENR est de 20 ans, celle d’un EPR 60 ans. Le taux de charge de l’éolien est quatre fois moindre, celui du solaire sept fois moindre que celui du nucléaire. Il faudrait donc un coût d’investissement 12 fois moindre pour l’éolien, 20 fois moindre pour le solaire pour arriver à l’égalité. On en est loin. Les coûts d’investissement sont respectivement de : 1,5 million d’euros/MW pour l’éolien ; 5 millions d’euros/MW pour le nucléaire (prévu pour l’EPR2) ; 0,5 million d’euros pour le gaz et le solaire.

Remarquons en outre que sur un vrai marché libéral, il n’y aurait pas de solaire et d’éolien car par nature ils ne peuvent être rentables. Ils produisent quand Soleil et vent sont abondants donc bradés et quand il est rare, donc cher, ils sont à sec.

Et quid des prix actuels ?

Dans un marché normal et sain, la facturation pourrait comprendre un abonnement calculé pour amortir les investissements et un tarif heures pleines/heures creuses au coût marginal. (avec en plus des frais financiers et des marges correctes nécessaires à la pérennité des investissements.) C’est un peu ce que faisait EDF à l’époque du monopole. Pourquoi faire compliqué quand on peut faire simple ?

Il est alors difficile de comprendre que certains voient leurs prix multipliés par 2, 4, 6… Et comment le gaz intervient là dedans alors qu’il ne représente que 10 % de la part des sources de l’électricité ?

En fait, il y a d’abord une première raison, l’application d’un dogme d’économiste mal compris par les décideurs et les fonctionnaires européens. Les règles du marché boursier qu’ils ont instituées impliquent plus ou moins que soit pris en référence le prix marginal au moment de la transaction d’achat. Une théorie mathématique démontre en effet que dans un marché dont le mix de production est optimisé pour avoir un coût global moyen minimum, la facturation liée au coût marginal de la centrale dernière appelée (celle qui a le coût variable le plus élevé) rémunère à la fois les coûts fixes et les coûts variables de l’ensemble des acteurs. Et même dans le cas de petites variations, le système est vertueux, il tend à inciter les producteurs à avoir le coût marginal en particulier à la pointe, le moins élevé.

La facturation d’EDF en tant que monopole d’État était plus ou moins inspirée de cette théorie.

Mais il y a un gros hic : le marché européen n’est pas optimisé !

Et la théorie montre aussi que dès que le marché s’écarte significativement de l’optimisation, le prix devient très vite aberrant. Appliquer cette théorie nécessite donc d’avoir la maîtrise de la conception du mix et de son optimisation, et que les variables ayant conduit à cette optimisation ne varient pas trop, le tout à très long terme.

Aucune de ces conditions n’existent sur le marché européen dans son ensemble.

Au contraire, c’est la cacophonie totale. Et même s’il y avait eu optimisation, elle serait complètement obsolète avec les prix actuels du gaz. La théorie pouvait marcher seulement pour EDF et son nucléaire, avec peu de coûts variables et une vision à long terme.

Mais on pourrait dire qu’il n’y a pas que des contrats sur le marché en bourse.

Il y a l’ARENH, tarif « nucléaire » qui oblige EDF, contre son intérêt, à faire profiter quelques spéculateurs de revenus insensés. Il y a aussi des contrats de gré à gré. Pour les vendeurs qui ne produisent rien ou pas grand- chose, c’est en fait un problème de couverture. Ceux qui n’étaient pas assez sécurisés doivent aller en bourse et subir des coûts déments (y compris EDF, avec la crise de disponibilité de ses centrales !) Les situations des différents vendeurs sont donc très diverses : certains sont en faillite, d’autres gagnent des fortunes.

Vous avez dit libéralisation ?

Pour « libéraliser » le marché européen de l’électricité, l’Europe a créé trois marchés réglementés :

1. Un marché de quotas de CO2 qui pénalise les énergies fossiles.

2. Une contrainte d’appel au merit order qui impose aux réseaux de prendre toute énergie intermittente produite, même sans besoin et qui de fait, subventionne le solaire et l’éolien.

3. Une bourse avec une référence idiote liée au coût marginal.

La France a ajouté trois autres marchés réglementés :

1. Un marché de capacités.

2. Le marché ARENH.

3. Un marché de certificats d’économies d’énergie.

Et puis jusqu’à cette année, les particuliers pouvaient bénéficier d’un tarif réglementé. Malheureusement, il est déterminé par une péréquation entre les coûts français et les valeurs en bourse. Il devrait doubler pour cette raison alors que rien physiquement n’a changé sur le réseau en France ! C’est la dernière des débilités de la situation globale. Certes, le « bouclier tarifaire » décidé par le gouvernement épargne cela aux particuliers et à certaines très petites entreprises (en subventionnant les traders déficients, d’ailleurs). Jusqu’à quand ? Les très grosses entreprises trouveront sans doute des solutions. Mais pour l’instant, celles de taille intermédiaire en prennent plein la poire. Et on veut réindustrialiser !

Changer quelque chose dans cette cathédrale baroque où tout est lié est infernal. Ce sera très long et pendant ce temps là une partie de notre PIB et de nos emplois ira ailleurs dans le monde.

Conclusion

L’électricité ne se stocke pas et demande des investissements à très long terme.

Qu’on le veuille ou non, un réseau nécessite des règles de planification de l’ensemble de la zone significativement interconnectée, sous peine soit de surinvestissement, soit de manque. En outre, il existe des critères non techniques et non financiers à prendre en compte, comme l’indépendance énergétique.

Une fois la planification faite, les opérations peuvent parfaitement être libéralisées avec une vraie concurrence via des appels d’offre. Une concurrence qui s’exerce sur la production, pas uniquement sur un commerce qui s’apparente à du trading et de la spéculation. On peut éventuellement subventionner et donner des avantages à des technologies en devenir mais pour un temps limité. Au-delà, si le besoin de faveurs persiste c’est que ladite technologie n’est pas efficiente. Dans un système d’appels d’offres vraiment libéral, l’éolien et le solaire ne subsisteraient pas.

On se demande comment nous en sommes arrivés à cette situation ubuesque.

Certes, la formation du monde politique, des fonctionnaires nationaux et européens, des journalistes, les rend généralement inaptes à une compréhension du sujet. Mais tous les experts indépendants, de nombreuses sociétés savantes (académie des technologies, académie des sciences, académie de médecine) et même certains organismes d’État (Cour des comptes, France Stratégie) ont exprimé l’incohérence de ces programmes énergétiques.

C’est un constat inquiétant de portée plus générale que le seul domaine de l’énergie : la « vérité » ne sort plus de la bouche des experts mais de l’opinion publique travaillée par un militantisme idéologique.

1. c’est un peu l’esprit qui a présidé aux marchés de capacités et l’obligation pour les ENR « d’acheter » leur capacité manquante. Ce marché a tourné à la catastrophe. Les « capacités » sont devenues un marché spéculatif complètement déconnecté du physique.


- Récemment notre chère ministre de la transition écologique nous annonçait que nous avions passé la pointe de consommation du 12/12/22 sans recourir à des mesures d'urgence!... C'est oublier que ce jour -là:

- quelques centaines de milliers de foyers qui ont souscrit un contrat d'effacement de jours de pointe réduisent leur consommation au strict minimum

- que les industries électro intensives qui ont aussi souscrit un contrat font de même en recourant éventuellement à des groupes électrogènes

- qu'en raison du prix délirant de l'énergie des industries telles que les verreries ont arrêté ou baisser leur production, ou produisent la nuit

- que nous avons importé d'Allemagne de l'électricité produite au charbon car pendant cette période froide il n'y avait pas de vent ni en France, ni en Allemagne..

Soyons lucides, un socle faible d'énergies pilotables au profit d'énergies intermittentes oblige à doubler cette dernière capacité par du thermique (dépendance au gaz ou au charbon), ou à s'exposer à des ruptures d'approvisionnement en électricité (insécurité)


- un article de "Vie publique" sur le développement des centrales nucléaires de nouveau à l'ordre du jour.

Le projet du gouvernement Le projet de loi a pour objectif de faciliter le développement de l’énergie nucléaire, qui est l'un des trois axes fixés par le chef de l'État, en février 2022, pour sortir des énergies fossiles et atteindre la neutralité carbone en 2050 (construction de six réacteurs EPR2 et possibilité de huit autres réacteurs). Les deux autres axes de la stratégie énergétique annoncés lors du discours de Belfort sont le développement des énergies renouvelables, qui fait également l'objet d'un projet de loi visant à accélérer leur déploiement, et la sobriété énergétique, pour laquelle un plan est en cours. Accélérer les projets de construction des réacteurs EPR2 Pour accélérer la construction de nouveaux réacteurs EPR2 à proximité immédiate des centrales existantes, le texte simplifie temporairement les procédures. Il prévoit de rendre possible plus rapidement la mise en compatibilité des documents locaux d’urbanisme. Il permet aussi :

  • de dispenser de permis de construire les installations et travaux de création des nouveaux réacteurs nucléaires. La conformité aux règles d’urbanisme sera contrôlée par l'État dans le cadre de la demande d’autorisation environnementale et d’autorisation de création ;

  • de construire des nouveaux réacteurs nucléaires en bord de mer, s’ils sont installés proches ou dans le périmètre de la centrale nucléaire existante, comme c'est le cas pour le projet de la première paire d’EPR2 à la centrale de Penly, près de Dieppe en bord de Manche. L’application de la loi Littoral est écartée pour ces constructions ;

  • des mesures d’expropriation, avec prise de possession immédiate, pour les ouvrages annexes aux projets de réacteurs nucléaires reconnus d’utilité publique (installations de pompage, sous-station électrique...).

En parallèle, les délais d'instruction des travaux pour les parties non-nucléaires (terrassement, clôtures ou parkings nécessaires au chantier...) sont réduits. Ces travaux pourront démarrer sans attendre le décret d'autorisation de création du réacteur. Prolonger les installations nucléaires actuelles Lors de son discours en février 2022, le chef de l'État avait également souhaité que tous les réacteurs nucléaires en service puissent être prolongés. 69% de l'énergie produite en France est d'origine nucléaire. Le texte simplifie la procédure de réexamen périodique des réacteurs de plus de 35 ans et renforce la participation du public. Il remplace, par ailleurs, l’arrêt définitif automatique d’une installation nucléaire de base ayant cessé de fonctionner depuis plus de deux ans (par exemple en raison de difficultés opérationnelles) par une procédure faisant intervenir un décret de fermeture.

L'examen du texte au Parlement En première lecture, les sénateurs ont largement amendé le projet de loi. Ils ont en particulier :

  • supprimé dans le code de l'énergie l’objectif de réduction à 50% de la part du nucléaire dans la production d’électricité d’ici 2035(nouvelle fenêtre). Ce point, qui ne faisait pas partie du texte, doit être débattu lors du projet de loi quinquennale sur l'énergie attendu en juillet 2023 ;

  • imposé la révision du décret fixant la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), qui prévoit toujours la fermeture de 12 réacteurs, hors ceux de Fessenheim ;

  • intégré la relance du nucléaire à la planification énergétique et prévu que la loi quinquennale sur l’énergie acte la construction des réacteurs ;

  • inclus, au-delà des EPR2, les petits réacteurs modulaires (SMR) et les électrolyseurs d’hydrogène dans les mesures de simplification proposées ;

  • prévu que la qualification d’"intérêt général" de la construction des réacteurs ne puisse intervenir qu’après la réalisation du débat public ;

  • précisé d'autres dispositions, en particulier l’information en amont des collectivités locales sur l’impact des nouvelles installations nucléaires sur leurs documents d’urbanisme ;

  • intégré les risques liés au changement climatique dans la démonstration de sûreté des réacteurs (conditions climatiques et météorologiques extrêmes, submersion, inondation, recul du trait de côte…) et la cyber-résilience dans leur protection contre les actes de malveillance ;

  • exclu les nouveaux réacteurs nucléaires des objectifs de zéro artificialisation nette (ZAN) qui sont imposés aux collectivités locales ;

  • demandé un audit sur les moyens prévisionnels en emplois de l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) pour faire face à la relance du nucléaire ;

  • durci les sanctions en cas de tentative d'intrusion ou d'intrusion dans une centrale nucléaire (doublement de l'amende - jusqu'à 200 000 euros - et triplement de la peine de prison - jusqu'à trois ans- et création de peines complémentaires)(nouvelle fenêtre).

Le texte doit désormais être examiné par les députés.

Quel avenir pour le nucléaire dans le mix énergétique ? Le texte n'a pas pour but de s'engager sur la construction d'EPR2 ou de fixer la place du nucléaire dans le mix énergétique français. Un débat public sur la construction de six nouveaux réacteurs nucléaires et le projet Penly, organisé par la Commission nationale du débat public (CNDP), est actuellement en cours. L’avenir du mix énergétique à l'horizon 2050 doit être débattu au Parlement en 2023 lors de la prochaine loi de programmation pluriannuelle sur l'énergie. Une concertation nationale en ligne sur le mix énergétique a été organisée d'octobre 2022 à mi-janvier 2023 par le ministère de la transition énergétique. Le rapport final des garants de la concertation (nouvelle fenêtre)est attendu.


- La plus décarbonée et pilotable des EnR : l'hydroélectricité

«La reconquête de notre souveraineté énergétique passera par l'eau»

Par Tribune collective

Publié hier à 16:46, mis à jour hier à 16:48

Le lac artificiel de Serre-Ponçon (Hautes-Alpes), plus grande réserve d'eau de France. THIBAUT DURAND/Hans Lucas via AFP

FIGAROVOX/TRIBUNE - Dans un texte collectif, huit députés LR, dont Aurélien Pradié, plaident pour une modernisation et un réinvestissement du parc hydraulique français. Seul un mix nucléaire/hydraulique nous permettra de concilier écologie et souveraineté, affirment-ils.

La discussion du projet de loi relatif à l'accélération de la production d'énergie renouvelable a imposé dans le débat public une vision étriquée de ce que sont ces énergies renouvelables. Il s'agirait exclusivement du solaire et de l'éolien. Selon la vision dogmatique que l'écologie politique a progressivement imposée dans le débat public, pour être renouvelables, les énergies devraient donc être intermittentes, non stockables, diffuses et difficiles à mettre en œuvre, et le plus souvent maîtrisées par des industries étrangères. La rupture avec l'histoire énergétique de notre pays nous conduit forcément dans une impasse. Alors que l'acceptabilité de l'impact environnemental, paysager, tarifaire et en besoin de matières premières rares de l'énergie solaire ou éolienne peine à convaincre, elles sont érigées comme la définition exclusive du renouvelable.

Pourtant, la France a une grande histoire avec une énergie puissante, renouvelable, et souveraine : l'hydroélectricité. Totalement neutre en émission de gaz à effet de serre, stockable, pilotable, économe en matières rares, non délocalisable, gratuite, l'eau est de surcroît adaptée à notre réseau électrique existant et permet de grandes ambitions en optimisant les investissements. Le mix français, voulu dès la reconstruction gaulliste de l'après-guerre, c'est le nucléaire et l'hydraulique. Ce n'est pas le gaz russe et le charbon, combinés au vent de la mer du Nord, de nos voisins Allemands. Pourquoi vouloir absolument rompre avec nos points forts pour copier une politique germanique qui a démontré son échec cuisant ? C'est la maîtrise de l'énergie «eau» qui a sauvé notre électricité.

La simple rénovation de nos barrages existants, dans lesquels les investissements sont en attente faute d'accord au niveau européen, permettrait à cette énergie de gagner 5% de production supplémentaire.

Tribune collective

Alors que depuis dix ans l'éolien et le solaire captent toute l'attention des gouvernements successifs, sans faire la démonstration de leur capacité à répondre aux défis de sécurisation de notre approvisionnement, cet hiver, c'est l'énergie hydraulique qui a permis à la France de sauver son système, alors même que cette énergie est abandonnée depuis une décennie. L'incapacité des gouvernants socialistes et macronistes, et autres «stratèges» faussement verdis, à imposer une vision française de la production d'électricité à l'Union Européenne, nous a conduits à voir l'hydraulique comme honteux. Pourtant, des marges importantes de production d'énergie durable hydraulique existent.

La simple rénovation de nos barrages existants, dans lesquels les investissements sont en attente faute d'accord au niveau européen, permettrait à cette énergie de gagner 5% de production supplémentaire (soit une demi-tranche nucléaire). C'est majeur. Le potentiel de développement de nouveaux ouvrages hydroélectriques est également très documenté. Il permettrait de gagner près de 15% de capacité de production (soit près de 2 tranches nucléaires). C'est majeur, là encore. Enfin, certaines de nos installations pourraient être modernisées de façon conséquente en gagnant à la fois en productivité et en réduisant leur impact environnemental, à l'image du formidable chantier de Romanche-Gavet, en Isère, qui a permis un gain de productivité de 40%.

La France doit refuser la moindre perspective de mise en concurrence de ses barrages hydroélectriques, comme les injonctions répétées de la Commission européenne voudraient l'imposer.

Un tel plan nécessite du courage politique. Celui d'affirmer que l'eau est une ressource essentielle pour la Nation. Que nous devons nous en occuper sérieusement. Qu'elle ne peut donc pas être dans le champ concurrentiel et qu'il n'y a aucune raison pour que nous soyons le seul pays européen à confier nos barrages à des entreprises étrangères. Car l'eau ne peut pas devenir un bien exclusif. Les enjeux environnementaux, d'aménagement du territoire, de sécurité d'approvisionnement pour les usages domestiques, agricoles, industriels et de navigation, en font un bien précieux. Nous avons besoin de reprendre la main sur cette ressource, conformément à notre histoire nationale, plutôt que de disserter sur des technologies que nous ne maîtrisons pas et que nous importons.

La France doit refuser fermement et définitivement la moindre perspective de mise en concurrence de ses barrages hydroélectriques, comme les injonctions répétées de la Commission européenne voudraient l'imposer. S'il y a bien un sujet sur lequel la parole de la France doit se faire entendre, c'est celui-ci. L'Union européenne doit abandonner cette perspective funeste et la Nation française doit protéger et développer son patrimoine énergétique d'avenir. Sortons du dogmatisme et de la mode pour revenir à nos atouts. Nous avons besoin de retrouver du pragmatisme et de l'ambition, celle du progrès et de la disponibilité permanente, pour notre énergie. L'eau est un formidable moyen d'y parvenir en relevant, simultanément, de nombreux défis qui nous sont imposés par le changement climatique. La France ne dispose ni de pétrole, ni de gaz sur son territoire. Tant mieux. Elle dispose de formidables paysages et d'un savoir-faire industriel d'innovation et de production majeur, qui nous offrent la puissance de l'hydroélectricité. Soyons-en fiers !


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