Rappel : conférence de Ph CHARLEZ le 16/6 à 20h30 salle Agnès Sorel à Loches
Philippe CHARLEZ est ingénieur des mines de l'École Polytechnique de Mons
(Belgique) et Docteur en Physique de l'Institut de Physique du Globe de Paris. Expert
internationalement reconnu en énergie, il est l'auteur de nombreux ouvrages et articles
sur la transition énergétique. Philippe CHARLEZ enseigne à Dauphine, l’INSEAD,
Mines Paris Tech, l’ISSEP et le CIFE.
Il est l’expert en « Questions Energétiques » de l’Institut Sapiens*
Article de l'association NENY et un rappel de l'éloignement des côtes des éoliennes en Allemagne.
Les choix de la France (16km au Tréport) sont une catastrophe!
LA FOLIE DE L’EOLIEN EN MER
INFOS/ : Un article devrait paraître sur Sites et Monuments très prochainement. Ces usines éoliennes seront proches des côtes, détruisant le paysage. A la différence des parcs allemands (voir extrait ci-dessous) EXTRAIT bilan 2022 de l’éolien en Allemagne Fin 2022, les éoliennes en service ont en moyenne une profondeur d´eau de 30 m et une distance de la côte de 75 km. Les installations prévues jusqu´en 2025/2027 ne diffèrent guère de celles existantes, mais se trouvent un peu plus proches de la côte. Les parcs éoliens les plus éloignés se trouvent à plus de 120 km de la côte et à des profondeurs d´eau allant jusqu´à 44 m.
Association NENY FR Éolien en mer : le gouvernement dévoile les objectifs par façade maritime
Dans un courrier envoyé le 7 juin, le gouvernement a demandé aux préfets de lancer les concertations territoriales avec les acteurs de la mer et du littoral, afin de planifier l’éolien en mer et de mutualiser les débats publics sur les documents de planification maritime. Ces débats mutualisés doivent notamment permettre d’identifier les zones prioritaires de développement de l’éolien en mer pour les dix prochaines années, selon des fourchettes de puissance proposées par façade. L’objectif national est d’attribuer 18 GW de capacités dans les dix prochaines années (en incluant 2,5 GW d’extension déjà identifiées) et 14 GW de capacités supplémentaires à horizon 2050, pour atteindre un total de 40 GW en service. À date, les fourchettes prévoient entre 7 et 11 GW sur la façade Manche-mer du Nord à horizon dix ans, et entre 12 et 15,5 GW à horizon 2050, en comptant les parcs déjà attribués ou en cours d’attribution et les extensions identifiées. La façade nord Atlantique-Manche ouest serait pourvue de 6 à 9,5 GW d’ici dix ans et de 17 à 25 GW en 2050. Entre 2,5 et 5,5 GW sont prévus dans dix ans sur la façade sud Atlantique et entre 7 et 11 GW à horizon 2050. Enfin, sur la façade Méditerranée, entre 3 et 4,5 GW sont ciblés d’ici dix ans et entre 4 et 7,5 GW d’ici 2050.
Rappel 5 juin :
FR › Éolien en mer : le Conseil interministériel de la mer (Cimer) et ses annonces sur la planification maritime finalement prévus mi-juillet
Le Cimer attendu le 2 juin a finalement été reporté aux alentours du 20 juillet, a appris Contexte. Le gouvernement doit y approuver les orientations de la nouvelle Stratégie nationale pour la mer et le littoral (SNML), dont l’avant-projet a été validé mi-mai par le Conseil national du même nom. La SNML sera ensuite mise en consultation pour une adoption prévue à l’automne, soit un glissement de quelques mois par rapport au calendrier imaginé en octobre 2022. Avec ses trois volets (économique, social et environnemental), la SNML doit servir de « cadre de référence national pour les politiques publiques [de la mer et du littoral] » pour les six années à venir. Ses objectifs seront déclinés d’ici à mi-2024 dans les nouveaux documents stratégiques de façade. Pour l’éolien en mer, ils seront exprimés en fourchettes de nouvelles capacités, pour chaque façade. Des premières zones potentielles d’implantation seront définies, soumises à débat public, puis affinées avec les porteurs de projets, pour identifier des zones « prêtes à l’emploi ». Au total, le gouvernement vise 18 gigawatts (GW) de nouvelles capacités attribuées à l’horizon 2033 – sachant que l’implantation de 2,5 GW de capacité est déjà prévue dans le cadre des derniers appels d’offres – et 40 GW installés à l’horizon 2050.
Analyse sur la production de notre mix électrique ce printemps
EXTRAIT : Fonctionnement du système électrique français au printemps 2023 : état actuel et impact de la production éolienne et solaire. François Henimann le 5/6
NUCLEAIRE : 35 tranches sont en production, pour une capacité maximale de l’ordre de 38 GW, qui devrait rester stable ou en légère augmentation d’ici octobre prochain avec le retour en exploitation programmé de 2 tranches.
HYDRAULIQUE : Au printemps et en été, la puissance mobilisable est de l’ordre de 10 GW, dont 3 à 5 GW au fil de l’eau de façon continue, selon le débit des rivières et fleuves.
EOLIEN : La puissance installée est d’environ 22 GW, dont 0,5 GW éolien en mer (parc de Saint-Nazaire). La production éolienne est très variable, avec un minimum observé depuis le début de l’année de 0,55 GW (le 22 février), et un maximum de 16,6 GW (le 10 mars) : le facteur de charge observé varie donc de 2,5% à 77%, en fonction de la météo, et la puissance garantie est négligeable (en 2022, minimum de 0,15 GW le 25 janvier). La variabilité extrême de la production éolienne, avec une puissance installée qui représente 40% de la puissance pilotable en France en cette saison, et bien davantage dans des pays interconnectés comme l’Allemagne, l’Espagne et le Danemark, représente donc un défi spécifique, tant pour la préservation en temps réel de l’équilibre production/consommation et la gestion des échanges physiques au niveau de la plaque européenne, que pour la fixation du prix spot horaire et infra-horaire, et l’impact sur rentabilité des moyens de production pilotables.
SOLAIRE PHOTOVOLTAÏQUE : La puissance installée est d’environ 17 GW. Les heures de production sont bien entendu prévisibles en fonction des saisons, avec une courbe en forme de « cloche », dont l’amplitude maximum à l’heure méridienne a varié en avril-mai de 4,9 GW (9 mai) à 12,8 GW (5 avril).
Consommation d’électricité jours ouvrables : La consommation d’électricité varie de 33 à 52 GW environ en pointe, selon une courbe journalière bien représentée dans la figure suivante (lundi 15 mai).
Compte-tenu de l’appoint significatif du solaire pendant les heures méridiennes (qui correspondent à la pointe de consommation en l’absence de chauffage, et en partie à cause de la climatisation), la puissance pilotable disponible est donc suffisante pour couvrir la consommation, avec un apport très modéré des centrales à gaz en l’absence de vent.
La France se trouve donc dans une situation structurellement exportatrice pendant le printemps et l’été 2023, avec une capacité pour économiser l’eau dans les barrages hydrauliques, et même à reconstituer les réserves de ceux équipés en stations de pompage (STEP), en prévision de l’hiver.
Prix SPOT avec beaucoup de vent (exemple le 16/5/23) Le prix spot sur le marché français a évolué entre 60 et 120 €/MWh, sauf de 12h à 17h, après la pointe de consommation méridienne, où il a chuté jusqu’à un minimum de 12 €/MWh en raison d’une forte production éolienne et solaire : cette période correspond à la période de modulation à la baisse de la production nucléaire, de non appel à la production des barrages, et de pompage dans les STEP.
En raison d’une forte production éolienne et solaire, le prix spot en Espagne est resté constamment inférieur au prix du marché français, se situant en-dessous de 50 €/MWh de 9h à 19h, avec un minimum de 4 €/MWh : cela explique un solde importateur depuis l’Espagne quasiment constant à hauteur de 2.300 MW.
Le prix spot en Allemagne et Belgique est resté comparable au prix français, avec un solde exportateur variable au long de la journée.
- L’état du parc de production français au printemps et en été 2023 permet de disposer d’une puissance pilotable mobilisable de l’ordre de 57 GW, dont 49 GW de production décarbonée (nucléaire, hydraulique, bioénergies).
- Le niveau de consommation les jours ouvrables évoluant dans une fourchette de 32 à 52 GW, avec une pointe de consommation méridienne, la France se trouve dans une situation permanente de solde exportateur vers les pays limitrophes.
- Il y a une synergie entre la production photovoltaïque et la production hydraulique, la production solaire permettant de ne pas faire appel à la production des barrages hydrauliques pendant les heures méridiennes, et au contraire de reconstituer des réserves d’eau par pompage dans les Stations de Transfert d’Énergie par pompage (STEP). La production solaire est par ailleurs synchrone avec les besoins de consommation liés à la climatisation.
- En cas de situation très ventée, le prix spot de l’électricité peut diminuer fortement, voire devenir passagèrement négatif (notamment lors des jours fériés ou le week-end), ce qui perturbe le fonctionnement du marché de l’électricité en affectant la rentabilité des moyens de production pilotables qui commercialisent sur le marché, avec notamment une forte modulation en baisse de la production nucléaire en France.
- Avec la perspective de forte augmentation de la capacité de production éolienne prônée par la Commission UE, cette situation va s’aggraver, sauf si une partie significative de la production éolienne peut être à l’avenir consacrée à la production d’hydrogène bas-carbone (en tandem avec la production nucléaire en France).
Oublié le scénario Negawatt.
Il faut produire de l'électricité! C'est RTE qui le dit.
Électricité : RTE presse le gouvernement d’accélérer la « production électrique bas-carbone », Public Sénat, le 09/06/2023
Face à une prévision d’augmentation de 40 % de la consommation électrique d’ici à 2035, la France doit accélérer de toute « urgence » la production d’énergies renouvelables et atteindre la sobriété énergétique, d’après le rapport du RTE, le gestionnaire du réseau d’électricité. De leur côté, les sénateurs souhaitent unanimement prendre le temps de « concertation avec les élus locaux ».
640 térawattheures (TWh). Ce sont les prévisions hautes de la consommation électrique de la France en 2035, selon le Réseau de transmission de l’électricité (RTE), gestionnaire du réseau français. Un chiffre, qui passerait inaperçu s’il n’était pas alarmant. « Il y a urgence », s’inquiète Thomas Veyrenc, directeur exécutif de RTE. Pour mieux comprendre l’enjeu de cette prévision, il est important de rappeler qu’aujourd’hui, en France, la consommation d’électricité s’élève à 460 TWh, un niveau acceptable et en adéquation avec la production nationale d’en moyenne 513 TWh sur les cinq dernières années.
Surtout, depuis un an, l’actualité internationale rappelle qu’il est dorénavant nécessaire de décarboner la société en faveur des énergies renouvelables. D’une part, pour des questions de lutte contre le réchauffement climatique car les États européens doivent se conformer aux nouveaux objectifs plus ambitieux décidés par Bruxelles afin de réduire de 55 % les émissions des gaz à effet de serre d’ici à 2030 par rapport à 1990 (au lieu de -40 %). Un point de passage jugé essentiel afin d’atteindre la neutralité carbone en 2050. D’autre part, la guerre en Ukraine a pointé la dépendance de l’Union européenne au gaz russe. En France, selon le gouvernement, encore 60 % des énergies consommées sur une année sont d’origine fossile. Celles-ci représentent même deux tiers du mix énergétique de nos entreprises.
« Les nouvelles ambitions européennes imposent une électrification accélérée », explique le Président de RTE, Xavier Piechaczyk dans d’un entretien pour Le Monde. Pour transformer le mix énergétique français en faveur d’une réduction des émissions de gaz à effet de serre, l’électricité décarbonée est la piste privilégiée. Le rapport de RTE note ainsi qu’entre 2025 et 2035, la consommation augmentera de 10 TWh chaque année. Un rythme qui « n’a plus été atteint depuis les années 80 ». Or, en face, en considérant que les investissements dans le nucléaire permettront de produire jusqu’à 400 TWh annuellement, les énergies renouvelables ne produisent que 120 TWh au cours d’un an. Pour ajuster la production sur la consommation, le calcul est simple : la France doit doubler sa production électrique renouvelable, hors nucléaire, en l’espace de 12 ans. Xavier Piechaczyk résume ainsi la stratégie à adopter : « Plus de renouvelables, et plus vite dans les prochaines années ».
« Décréter qu’il faut aller vite peut générer des crispations des habitants et des élus locaux »
« Atteindre d’ici 2035 une production électrique bas-carbone de 600 TWh minimum apparaît ambitieux, mais faisable », se réjouit Xavier Piechaczyk. Le plus rapide sera le mieux pour l’administration, qui mise avant tout sur l’énergie solaire et éolien terrestre. En fin d’année dernière, les sénateurs se sont déjà penchés sur la question. Le projet de loi en faveur de ces énergies, promulgué le 11 mars dernier, permet de simplifier les démarches administratives pour l’installation de projets, limiter les recours juridiques en défaveur et définir des « zones d’accélération », favorables aux énergies renouvelables. Sans oublier l’élément central de cette politique : les élus locaux. « Décréter qu’il faut aller vite peut générer des crispations des habitants et des élus locaux », soutient Laurence Garnier (LR) qui souhaite calmer les ardeurs de RTE.
Cette position semble avoir fait consensus au Sénat. « On gagne du temps en faisant une bonne concertation avec les élus locaux en amont plutôt que de se retrouver avec des contestations juridiques après », justifie Ronan Dantec, l’un des deux seuls sénateurs écologistes membres de la commission de l’aménagement du territoire et du développement durable. Ainsi, pour les sénateurs, pour avancer plus vite il faut d’abord savoir prendre son temps. Didier Mandelli, rapporteur LR du projet de loi, tient à rassurer l’administration : « Pour avoir vu la ministre de la Transition énergétique cette semaine, elle m’a confirmé que le Ministère était pris d’assaut par des élus souhaitant instaurer un projet d’implantation d’énergies renouvelables. Il ne faut pas partir du constat que les élus ne sont pas favorables. Au contraire, ils sont engagés ! ». Ainsi, les élus locaux ne devraient plus, comme le déplore les sénateurs, être mis en opposition aux objectifs nationaux de neutralité carbone mais y être associés.
La sobriété énergétique « était une option, elle devient nécessaire »
Si la France tient ses objectifs en termes de production, la prévision optimiste de RTE table sur 650 TWh produits, soit une marge étroite de 10 TWh vis-à-vis de la consommation annuelle. Pour garantir l’approvisionnement en électricité, sans difficulté, de chaque ménage et chaque entreprise – sans trop importer – le gestionnaire de l’électricité estime qu’il n’est plus possible de conserver le même mode de vie. La sobriété énergétique « était une option, elle devient nécessaire », note le Président du RTE. « Sur la sobriété, nous ne sommes pas en avance », regrette le sénateur écologiste Ronan Dantec, également membre du groupe de travail « sobriété » dans le cadre de la prochaine programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), qui sera débattue au Sénat à l’automne.
Or, selon l’institut de sondage Ipsos, les Français ne sont pas encore prêts à atteindre ces objectifs. Par exemple, seulement 10 % des citoyens sont prêts à remplacer un véhicule à essence ou diesel par une voiture électrique en cas de panne. La réduction d’une pièce la superficie de leur habitat, les Français refusent à 70 %. « Nous avons déjà imposé un bon nombre de choses déjà par nos textes précédents, notamment pour les entreprises. Est-ce qu’il faut rendre cette sobriété obligatoire ? Je ne pense pas », note Didier Mandelli. « Il faut avant tout faire appel à la pédagogie ». Ronan Dantec promet que la question de l’accompagnement des Français pour plus de sobriété sera posée dans le cadre de la PPE.
Les réseaux électriques à l'épreuve du solaire, mais aussi de l'éolien
(voir le 2eme document "Analyse fonctionnement...")
Les énergies intermittentes mettent les systèmes à rude épreuve.
La production croissante d’électricité solaire, photovoltaïque, présente des avantages certains, en termes de coûts et de rapidité d’installation des équipements. Mais elle crée aussi de sérieux problèmes sur les réseaux. Car l’électricité photovoltaïque est en quelque sorte du tout ou rien. Soit elle produit massivement profitant d’un ensoleillement important, soit elle ne produit rien. Dans les deux cas, les réseaux électriques doivent être capables de s’adapter presque instantanément.
C’est une information relativement méconnue, mais la surproduction est aussi problématique pour un réseau électrique que la sous-production. Le maintien de la fréquence (qui est censée en France être rigoureusement de 50 hertz), nécessite d’avoir en permanence un équilibre parfait entre offre et demande, mais aussi un équilibre géographique entre régions productrices et consommatrices.
Or l’énergie photovoltaïque a la fâcheuse tendance à produire… lorsque le soleil est présent. Quel que soit le jour. Avec de grands avantages (par exemple réduire les besoins de consommation du stock hydroélectrique durant la journée en hiver), mais aussi certains inconvénients.
Des prix négatifs, de -400 euros le MWh…
Le mois de mai est ainsi connu pour ses traditionnels ponts, moments ou une partie du pays tourne au ralenti et où les semaines complètes sont l’exception. Une activité économique réduite est alors la norme. C’est aussi un mois à la météorologie très favorable à la production électrique par le photovoltaïque du fait de journées ensoleillées et longues.
Les deux cumulés ont donné naissance à des situations relativement cocasses. Comme ces belles après-midi chômées et ensoleillées où la consommation électrique était au plus bas et la production solaire au plus haut. Cela a provoqué un déséquilibre majeur entre offre et demande d’électricité qui s’est retrouvé directement sur les prix des marchés de gros de l’électricité.
Le poncif « les prix de l’électricité sont indexés sur le gaz » que non nombre de médias répètent en boucle se heurte au principe même d’un marché. Un prix n’est jamais indexé, il prix dépend d’une confrontation entre une offre, et une demande. Et malgré une présence de gaz dans le mix, une offre bien plus importante que la demande entraîne une baisse des cours. Et cela n’a rien à voir avec le gaz…
Ainsi, le 28 mai dernier, les prix de l’électricité ont été négatifs… jusqu’à -400€ pour les offres en provenance des Pays-Bas. Les producteurs payaient alors pour se débarrasser de leur surplus de production et ainsi équilibrer leur réseau. Une situation ubuesque après les sommets atteints l’été dernier (plus de 1.000 euros le MWh) mais amenée à se reproduire de plus en plus souvent. Notamment parce les mécanismes d’incitation à l’installation de parcs photovoltaïques ont laissé un grand nombre d’angles morts.
Les CFD protègent de l’envolée des prix mais n’incitent pas à réduire la production quand elle est trop importante
La plupart des contrats signés par le passé sont des contrats de différence ou CFD, assurant un rachat à prix fixe, indépendamment des mécanismes de marché, de l’électricité produite et permettant ainsi aux investisseurs et producteurs de garantir la rentabilité de leurs équipements. Ces contrats ont ainsi en partie protégé les consommateurs au cours des derniers mois. Ils ont empêché les producteurs de bénéficier de l’effet d’aubaine que représentait la hausse des cours en leur imposant le même prix (fixe) de rachat.
Mais le revers de la médaille, c’est que cette garantie de prix de rachat supprime toute incitation financière à réduire sa production en cas de surproduction. Les centrales photovoltaïques ont ainsi pour la plupart produit à pleine puissance, couverte par leurs CFDs, même si cette production n’était pas utilisable et même posait un problème d’équilibre des réseaux.
Réduire la production nucléaire pour profiter des prix négatifs
Cette erreur commence à être partiellement corrigée dans les nouveaux contrats. Les parcs sortant de terre aujourd’hui ont, dans leurs contrats de différence une clause imposant d’effacer leur production (comprendre: la stopper) lorsque les prix instantanés deviennent négatifs. Mais il faudra du temps, et l’échéance des anciens contrats, pour que ce mécanisme incitatif devienne la norme.
En attendant, il faut s’attendre à voir de plus en plus souvent, les beaux dimanches d’été, ce genre de situation se reproduire. Et la France sait en tirer parti. Ainsi le 28 mai, EDF a réduit la production d’électricité de ses réacteurs nucléaires pour équilibrer l’ensemble du réseau d’Europe occidentale, en profitant pour importer de l’énergie de certains voisins (Allemagne, Belgique en particulier) à prix négatif et pour la réexporter immédiatement vers d’autres voisins (Grande Bretagne, Italie) à prix positif. Les affaires sont les affaires.
Philippe Thomazo
Loïc le Floch s'exprime sur les prix de l'électricité.
Loïk Le Floch-Prigent : « Qui se met l’argent de l’électricité dans les poches ? »
Loïk Le Floch-Prigent, ingénieur et dirigeant d’entreprise français, revient sur la situation énergétique française. Il a été le PDG d’Elf Aquitaine, l’une des plus grandes compagnies pétrolières françaises, de 1989 à 1993. Avant cela, il a dirigé la compagnie nationale d’électricité, Électricité de France (EDF), de 1987 à 1989. Il a également été à la tête de Gaz de France (GDF) de 1986 à 1987. En plus de ces postes, Loïk Le Floch-Prigent a été impliqué dans divers autres rôles dans le secteur de l’énergie et a souvent été consulté en tant qu’expert sur les questions énergétiques, notamment en tant qu’ancien directeur de cabinet du ministère de l’Industrie. Il critique le manque d’action et de compréhension des dirigeants français concernant le coût et le prix de l’électricité.
Loïk Le Floch-Prigent, a-t-on retenu la leçon de la crise énergétique de cet hiver 2023 ? Avec les menaces de coupures d'électricité, de pénurie de gaz... Ou est-ce qu'on n'a rien compris ni rien vu ?
« On n'a rien compris et on continue à ne rien faire. Alors on parle beaucoup, on ne fait rien. Alors le sujet fondamental, c'est que le coût de l'électricité en France est moins cher que partout ailleurs et que le prix est plus cher que partout d'ailleurs et que, par conséquent, il est nécessaire que nos dirigeants sachent comment on passe du coût au prix et quand ils comprendront comment on passe du coût au prix peut-être feront-ils un effort pour que le prix corresponde au coût. Mais nous n'aurons pas d'industrie vivante tant que nous ne serons pas revenus au prix égal au coût, plus bien sûr, un petit quelque chose. Et par conséquent, on est trois à quatre fois au-delà de ce qu'il faudrait ».
Est-ce juste un problème de décision politique et de compréhension des enjeux, ou est-ce beaucoup plus grave ? Y a-t-il, derrière, des gens qui se gavent avec de l'argent qu'ils n'auraient pas à mettre dans leur poche ?
« Quand je pose la question de savoir qui se met l'argent dans les poches entre 50 euros et 600 euros, il y a quand même une petite différence, dire oui, c'est peut-être un tel. C'est peut-être un tel. C'est peut-être un tel. Et moi, ça ne me satisfait pas comme réponse. Donc j'aimerais savoir qui ? Si ce sont les fournisseurs, qu’on me le dise, si ce sont les banques, qu'on me le dise, si c'est d'autres acteurs, qu'on me le dise, mais on ne peut pas continuer comme ça. C'est dire que n'importe quel individu en France a compris qu'il faut savoir passer du coût au prix. C'est simple. Je le dis à la télévision, je le dis à radio, je le dis à vous, c'est facile. C'est-à-dire que, quel est le prix, le coût du lait ? Le coût du lait, c'est le type qui est là et qui trait la vache. Bien. Alors comment on passe au prix? On vous explique comment ça passe au prix. Et monsieur Leclerc et m. Intermarché vous répondent : voilà comment on est arrivé à un prix important. Mais on sait. Là, on ne sait pas comment on passe de 50 euros à 600 euros. Moi dans une de mes entreprises, je paie 600 euros le MWh. Or je sais qu’il sort des centres de production aujourd'hui à 50 euros ».
Mais si on le paye 600 euros, n'est-ce pas parce que l'électricité qui nous manque à des moments précis coûte en réalité très cher ?
« Très peu. On fait 85 % à ce prix-là. Donc, si jamais vous prenez le prix moyen, ce qui était la position de Marcel Boiteux et la mienne depuis 30 ans, eh bien, vous avez effectivement un peu d'électricité qui est plus chère, mais vous arrivez à un coût moyen qui est bon. Alors que là, on n'est pas sur le coût moyen. On est sur le coût marginal, qui est une invention de l'école de Chicago, qui est une leçon stupide et qui n'est pas adaptée au secteur d'électricité. Pourquoi ? Parce que déjà vous avez un marché qui n'est pas pur et pas parfait à cause de l'éolien et du soleil, qui ne tenait pas dans le marché. Et par ailleurs, si jamais vous voulez faire de nouvelles centrales, ce qui n'a pas été fait depuis 20 ans en France, eh bien, vous devez avoir quelque chose de bancable. C'est facile à comprendre. Et par conséquent, d'avoir un coût, un tarif garanti pour les résidents. Ce tarif garanti, vous l'avez par nature dans le nucléaire puisque que c'est ce qui existe en Angleterre, grand pays libéral pour Hinkley Point et pour Sizewell. Et c'est le cas pour la Californie, grand pays libéral qui a également un tarif garanti. Donc, tant qu'on a un tarif garanti, on n'est pas dans le marché pur, c'est parfait. Donc cette espèce de fiction qu'il existe un marché parfait d'électricité est une erreur, c'est un mensonge ».
Que va-t-il se passer l'hiver prochain ? Va-t-on souffrir beaucoup plus ? Parce que là, pour le coup, on va avoir du mal à remplir les cuves de gaz. Et puis on va toujours avoir ces problèmes de production d'électricité...
« C'est-à-dire que si jamais il y a hiver doux, encore, on peut continuer l'hiver doux. On peut s'en sortir grossièrement. Cette année, on a acheté 13 Térawatt-heure à l'étranger. Alors c’étaient des Térawatt-heure au moment des pics. Et ces TWh correspondent très exactement à la fermeture de Fessenheim. On pourrait dire, si on n'avait pas fermé Fessenheim, qu'on avait la production correspondant à la consommation. Par contre, si jamais il y a un hiver froid, alors là on est en tension. Et si en plus, on continue à dire qu'il faut faire de la voiture électrique, il faut faire de la propre chaleur et qu'il faut dépenser plus d'électricité alors qu’on ne produit pas plus d'électricité, effectivement, on va être dans les difficultés. Donc la politique incohérente qui est menée est complètement incohérente au point qu'on n'est même pas capable de regarder les centrales qu'on a fermées pour savoir si on va les rouvrir parce qu'elles sont, il y en a deux au charbon, une au fioul. Alors que les Allemands continuent à augmenter leur production à partir du charbon et nous servent l'électricité correspondante. C'est complètement aberrant ».
Le bouclier tarifaire devait coûter 24 milliards d'euros en année pleine au gouvernement. Et ce matin, dans la presse économique, on voit qu'on parle de 7 milliards de coûts supplémentaires par rapport aux prévisions. Donc ça coûte 31 milliards d'euros de vendre de l'électricité pas chère ?
« C'est encore à certains qui cirent les godasses. Le problème, c'est qu’on cire les godasses quand on est très gros. On cire les godasses quand, sur un certain nombre de sujets, on est gentil. Et puis l'ensemble de l'industrie qui fait 85% de l'emploi en France est à des tarifs absolument impossibles. Et par conséquent, ça mène à des faillites qui augmentent avec le temps. Et je vois les faillites, je les vois et visiblement le gouvernement ne les voit pas. Alors si jamais ils acceptent de regarder un peu ce qui se passe au monde de l'industrie, ils s'apercevront qu'il y a des faillites. Oui, et à cause du coût de l'énergie ».
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La cogénération et le nucléaire une ressource à exploiter
L’avenir du nucléaire passe par la cogénération
Une grande partie de la chaleur produite par un réacteur nucléaire, environ 66%, n’est pas transformée en électricité. Non seulement elle est perdue, mais elle nécessite des équipements importants et une consommation considérable d’eau pour être refroidie. Elle pourrait et devrait être utiliser dans l’industrie, l’agriculture ou pour chauffer et refroidir les bâtiments et les logements. Cela s’appelle la cogénération et il est temps qu’EDF cesse de freiner son développement.
L’un des arguments parfois avancé par les opposants au nucléaire repose sur son rendement énergétique finalement assez faible. Ainsi, on considère la plupart du temps qu’un réacteur nucléaire à fission a un rendement moyen d’environ 33%. C’est à dire que pour 100 unités d’énergie produites, 33 unités seulement sont converties en électricité. Les 67 autres sont dissipées et perdues, sous forme de chaleur. Cette chaleur doit en outre être traitée, et l’on dédie à cette tâche d’importantes infrastructures (tours aéroréfrigérantes) et des quantités d’eau astronomiques.
Un véritable gâchis
Quand, dans le même temps, nous continuons d’utiliser des énergies fossiles pour produire la chaleur dont l’industrie et l’agriculture ont besoin ou pour chauffer et refroidir les logements et bâtiments. Il en résulte un véritable gâchis : plusieurs centaines de TWh dissipés alors que le pays importe toujours des dizaines de milliards d’euros de gaz, de pétrole et même de charbon afin de produire… cette même chaleur. Sans parler des émissions de gaz à effet de serre qui en résultent.
Pourtant, il est possible de récupérer, et d’utiliser cette chaleur pour des usages domestiques, industriels ou agricoles. Plusieurs dizaines de réacteurs nucléaires dans le monde pratiquent déjà cette cogénération. En France, une partie de la chaleur de la centrale de Gravelines est déjà utilisée par le terminal méthanier voisin dans ses étapes de regazéification du GNL (gaz naturel liquéfié).
Le potentiel est théoriquement considérable. La récupération de l’intégralité de la chaleur produite par les 56 réacteurs du parc suffirait à chauffer l’intégralité des logements français tous les hivers, les bâtiments tertiaires, avec même encore de la marge pour des applications agricoles ou industrielles. Ce sont des milliards de mètres cubes de gaz et de pétrole qui pourraient ainsi être économisés et remplacés par une solution souveraine non émettrice de CO2.
Chauffer les serres
Mieux encore, cela permet d’envisager des applications différentes. Par exemple, le premier fournisseur de fleurs en Europe n’est autre que les Pays-Bas où des milliers d’hectares de serres chauffées au gaz approvisionnent les pays de l’Union durant la majeure partie de l’année. Et tout cela en transformant le traditionnel bouquet de roses de la St Valentin en gouffre écologique au bilan carbone équivalent à plusieurs centaines de kilomètres en voiture.
Il pourrait donc être envisagé un partenariat entre EDF et le ministère de l’agriculture pour relocaliser une grosse part de cette production et ainsi fournir à toute l’Europe des fleurs bas carbone, vraisemblablement à un coût inférieur.
La responsabilité d’EDF
Dès lors, on peut se demander pourquoi il n’est pas prévu, urgemment, de tout faire pour mettre fin à ce gaspillage insensé, et surtout, pourquoi cela n’a pas été fait plus tôt. Il semblerait que l’exploitant EDF ne puisse s’en prendre qu’à lui-même. Tandis que le commissariat à l’énergie atomique (CEA) a défendu cette option durant des décennies, l’énergéticien français s’y est toujours refusé. Dominique Minière, ancien directeur délégué à la production interrogé sur cette question en 2013 expliquait que la rentabilité économique de l’opération n’était pas démontrée…
Maintenant, est-il possible de modifier les centrales existantes afin de multiplier les systèmes de cogénération ? Techniquement, indubitablement, oui. Mais la problématique serait vraisemblablement et avant tout réglementaire. Nous sommes en France. Toute modification des réacteurs ne peut être envisagée sans des démonstrations de sûreté très poussées et des procédures très longues.
Il faut ainsi prendre en compte le fait que les modifications prendraient du temps sur un parc vieillissant, ne permettant pas d’assurer une rentabilité optimale et nécessiterait des moyens financiers et humains qu’EDF n’a pas ou n’a plus.
Cette question mérite tout de même qu’on y consacre une réflexion à l’heure du lancement d’un nouveau programme nucléaire en France. Le pays va renouveler une partie de son parc électronucléaire, et intégrer – dès l’origine – la cogénération dans les schémas techniques ne présenterait que des avantages. Cela permettrait notamment de renforcer le poids du nucléaire bas carbone dans le mix énergétique français et d’augmenter ainsi les chances d’atteindre les objectifs de décarbonation très ambitieux que se sont fixés les pouvoirs publics.
Philippe Thomazo
L'industrie allemande confrontée aux prix hauts de l'électricité
Allemagne : l’économie subit un nouveau coup dur alors que de nombreuses entreprises envisagent de quitter le pays, Euractiv, le 06/06/2023
Une étude de la Fédération des industries allemandes (Bundesverband der Deutschen Industrie, BDI) révèle que plusieurs entreprises sont en train de délocaliser des emplois et de la production à l’étranger, alors que les inquiétudes concernant l’économie allemande ne cessent de croître.
Alors que 16 % des entreprises de taille moyenne interrogées par la BDI ont déjà pris des dispositions pour délocaliser une partie de leurs activités, l’étude révèle que 30 % d’entre elles envisagent de prendre des mesures concrètes pour suivre le mouvement.
« Près de deux tiers des entreprises interrogées considèrent les prix de l’énergie et des ressources comme l’un des défis les plus urgents », a indiqué Siegfried Russwurm, président de la BDI.
« Les prix de l’électricité pour les entreprises doivent baisser de manière fiable et permanente pour atteindre un niveau compétitif, sinon la transformation [verte] des entreprises échouera », a-t-il déclaré, ajoutant qu’il était de la « responsabilité des hommes politiques d’améliorer les conditions pour les entreprises en Allemagne ».
Des préoccupations similaires sont apparues après que les États-Unis ont publié leur loi sur la réduction de l’inflation (Inflation Reduction Act, IRA), d’un montant de 500 milliards de dollars, qui offre de généreuses subventions à l’industrie verte.
En réponse à l’IRA et à la flambée des prix de l’énergie, le géant de la voiture électrique Tesla a abandonné certains projets ambitieux de construction de sa plus grande usine de batteries près de Berlin et a annoncé en février qu’il se concentrerait plutôt sur le marché américain.
Des inquiétudes concernant l’économie allemande et sa compétitivité à l’échelle mondiale sont également apparues récemment, la Commission européenne ayant prédit le mois dernier que le pays serait l’une des économies de la zone euro à la croissance la plus lente en 2023.
Les coûts élevés de l’énergie et les prix du carbone de l’UE ont été cités à plusieurs reprises comme des raisons de saper le pays en tant que lieu d’implantation d’entreprises.
« Nous observons déjà que les investissements dans les industries à forte intensité énergétique ont chuté de manière significative en Allemagne », a affirmé Clemens Fuest, président de l’institut Ifo, la principale institution de recherche économique allemande, à Augsburger Allgemeine en avril.
Le ministre allemand de I’Économie, Robert Habeck, prend le sujet au sérieux.
Le mois dernier, il a proposé un ensemble de mesures visant à réduire le prix de l’électricité pour les entreprises, y compris des subventions temporaires
Lundi (5 juin), M. Habeck a annoncé que les entreprises allemandes pourraient participer à un programme de « contrats d’écart compensatoire appliqué au carbone », qui subventionnerait la transition vers un processus de production neutre en carbone pour les candidats sélectionnés.
Entre-temps, la BDI a clairement indiqué qu’elle considérait que des réformes plus complètes étaient nécessaires.
« Les industries allemandes ont besoin d’un allègement de la bureaucratie et de réductions fiscales ciblées pour pouvoir continuer à investir », a déclaré M. Russwurm lundi.
Brèves
dont une très inquiétante sur les dérogations pour les renouvelables (en rouge)
BREVES 11/6/23
CEREME
Industrie verte : le Sénat sensible aux arguments des associations d’élus sur les grands projets – 24.05.23 L'Association des maires de France (AMF) a vivement critiqué l'article 9 d'un projet de loi sur les "projets d'intérêt national majeur", ce qui a suscité l'attention de la chambre des territoires. Selon l'AMF, cet article porte atteinte aux pouvoirs des maires et aux compétences locales en matière d'urbanisme, en donnant au préfet la compétence de mettre en conformité les documents d'urbanisme pour ces projets, qui seront identifiés par décret. De plus, ces projets seraient pris en compte dans l'objectif de zéro artificialisation nette (ZAN), ce qui inquiète Alain Chrétien, maire de Vesoul et vice-président de l'AMF. Laurent Somon, rapporteur de la commission des Affaires économiques du Sénat, a déclaré qu'il serait attentif à cet article et prévoit de consulter plusieurs acteurs concernés avant une commission prévue le 14 juin. (Contexte)
Nucléaire : 12 ans après Fukushima, le Japon étend la durée de vie de ses réacteurs, La Tribune, le 31/05/2023
Le Parlement nippon a voté en faveur d'une loi permettant d'étendre la vie des réacteurs nucléaires au Japon, et ce, au-delà de 60 ans. Objectif affiché, améliorer la sécurité de l'approvisionnement électrique de l'archipel et l'aider à atteindre ses objectifs climatiques. Douze ans après l'accident de la centrale de Fukushima, cette décision marque, plus que jamais, la revanche du nucléaire au Japon.
Le gouvernement veut définir un label du solaire “Made in France” et “Made in Europe” pour soutenir la filière, PV Magazine, le 31/05/2023
Dans le prolongement du sommet Choose France, un nouvel investissement pour la production industrielle solaire en France, lauréat France 2030, a également été annoncé. Le projet de ligne pilote de production de cellules photovoltaïques Tandem Pérovskite/Silicium porté par Voltec Solar et l’Institut Photovoltaïque d’Île-de-France bénéficiera d’une aide de France 2030 de 8,6 M€ avec une perspective de création de 100 emplois à l’horizon 2026.
Isolation thermique et lumière du soleil: les défis des nouveaux vitrages économes en énergie
31 mai 2023
Les vitres ont deux fonctions essentielles et antagonistes : la transparence l’isolation face aux éléments extérieurs. Mais de nouveaux matériaux vont permettre de laisser passer la lumière visible pour obtenir un bon confort visuel tout en filtrant les « rayons de chaleur ». En été, cela permettra d’empêcher les rayons de chaleur (rayonnement infrarouge) de rentrer et en hiver, cela empêchera au contraire la chaleur de sortir.
L'UE compte subventionner la production d'hydrogène... à l'étrangerxtrait la Tribune Le 1/6/23
Subventionner l’achat d’hydrogène « vert » hors d’Europe, afin d’importer la fameuse molécule sur le Vieux continent : telle est la logique du fonds allemand H2Global, déjà abondé à 900 millions d’euros par Berlin, et qui s’étendra à tous les Etats membres volontaires, a annoncé mercredi l’exécutif bruxellois. Pourtant, cet instrument servira de facto à développer une industrie de l'hydrogène à l'étranger, au moment-même où les Vingt-Sept insistent sur leur volonté de relocaliser les chaînes de production bas carbone afin d'accroître leur souveraineté énergétique.
L’Allemagne veut relancer les projets éoliens victimes de la hausse des coûts
Jacopo Landi Extrait Green Univers
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7 juin 2023
L’Allemagne veut permettre aux parcs éoliens terrestres lauréats d’appels d’offres entre 2021 et 2022 de retrouver une viabilité économique. « Il y a un risque que ces projets soient abandonnés à cause des importantes hausses de coûts », observe dans un communiqué le ministère fédéral de l’Economie et du Climat.
Nucléaire : le groupe Gorgé se lance dans la course aux mini réacteurs pour chauffer les villes
06 Juin 2023, 17:08
Raphaël Gorgé, PDG du groupe. (Crédits : Reuters)
Un nouvel acteur vient de faire son entrée sur le marché émergent des petits réacteurs nucléaires. Entre le projet phare Nuward mené par l'électricien national EDF et la petite dizaine de startups qui a fleuri au cours des derniers mois, le groupe familial Gorgé, spécialisé dans les hautes technologies industrielles, entend bien se faire une place. Son objectif : décarboner les réseaux de chaleur urbains grâce au déploiement de « mini réacteurs » de 30 mégawatts thermiques en périphérie des villes. « Le projet Calogena, porté par notre ETI, constitue un bon compromis, qui combine assise industrielle et l'agilité d'une structure capitalistique familiale qui permet un circuit de décision plus court », fait valoir Raphaël Gorgé, le PDG du groupe.
L’État redevient l’actionnaire unique d’EDF – 08.06.23
L'État français a mis en œuvre la procédure de retrait obligatoire des actions d'EDF, ce qui signifie qu'il détient désormais la totalité du capital et des droits de vote de l'entreprise. Cette décision fait suite à la validation de l'offre publique d'achat simplifiée par la cour d'appel de Paris et l'avis favorable de l'Autorité des marchés financiers. Selon Bruno Le Maire, ministre de l'Économie, cette reprise de contrôle est essentielle pour permettre à EDF de mener à bien plusieurs projets importants, tels que l'augmentation de la production nucléaire et la construction de six nouveaux réacteurs EPR d'ici 2050. Le PDG d'EDF, Luc Rémont, estime qu'avoir un seul actionnaire permet d'avoir une vision à long terme et un alignement complet sur celle-ci. (Capital)
Une dizaine d’États pressent la présidence suédoise du Conseil d’avancer sur l’adoption de la directive sur les renouvelables (RED) – 07.06.23
L’Allemagne, le Danemark, le Luxembourg, les Pays-Bas, l’Irlande, la Slovénie, la Belgique, l’Autriche, le Portugal et la Lituanie ont signé une déclaration demandant à Stockholm de procéder à l’adoption finale de la directive le plus rapidement possible, a relaté Politico le 6 juin. Plusieurs sources diplomatiques ont confirmé à Contexte qu’un courrier en ce sens était effectivement en préparation. En début de soirée du 6 juin, le texte final n’était cependant toujours pas arrêté. La France ne souhaite pas valider en l'état l’accord trouvé entre les Vingt-Sept et le Parlement en trilogue, car le soutien à l’énergie décarbonée n’est pas assez net dans ce texte. (Contexte)
Dans leur projet de position sur la restauration de la nature, les États maintiennent des dérogations pour les renouvelables et la défense nationale – 07.06.23
Le dernier projet d'orientation générale sur le règlement relatif à la restauration de la nature, élaboré par la présidence suédoise du Conseil de l'UE et daté du 6 juin est paru. Comme proposé dans une version précédente du document, les États membres de l'UE souhaitent accorder aux énergies renouvelables le statut de "projets d'intérêt public supérieur". Ainsi, ils bénéficieraient d'une dérogation aux obligations d'amélioration et de non-détérioration des habitats listés dans la proposition législative. De plus, les États membres pourraient exempter ces projets de l'obligation de démontrer la disponibilité de solutions alternatives moins dommageables s'ils sont situés dans une zone d'accélération des énergies renouvelables prévue par la directive sur les énergies renouvelables (RED). Cette proposition d'approche générale sera examinée par les ambassadeurs des États membres de l'UE (Coreper 1) le 9 juin, ce qui constitue normalement la dernière étape avant l'adoption de la position des États lors du Conseil Environnement le 20 juin. (Contexte)
Industrie verte : les eurodéputés veulent supprimer la catégorie des technologies « stratégiques » - 07.06.23
Les députés européens sont en train de discuter de la suppression de la notion de "technologies stratégiques" dans le projet de règlement de l'UE sur l'industrie verte (Net-Zero Industry Act - NZIA), ce qui crée des tensions notamment parmi les pays favorables à l'énergie nucléaire. La Commission européenne a présenté en mars son règlement sur l'industrie verte européenne en réponse au programme américain de subvention des technologies vertes. L'objectif est de permettre à l'UE de produire au moins 40 % des technologies qu'elle considère comme "stratégiques" pour atteindre son objectif de zéro émission nette d'ici 2050. Cependant, toutes les technologies à zéro émission n'ont pas été incluses dans la liste. L'énergie nucléaire est notamment absente de la proposition de règlement de la Commission. Les discussions au Parlement européen portent sur l'approche à adopter, avec certains députés souhaitant remplacer la liste des technologies stratégiques par une référence à la taxonomie de la finance verte de l'UE. Le débat sur le nucléaire suscite des divergences, certains députés appelant à une approche neutre sur le plan technologique, tandis que d'autres souhaitent supprimer les petits réacteurs modulaires de la liste. Les discussions sur le financement du règlement sont également en cours, avec une proposition d'allouer 25 % des recettes du marché du carbone au règlement sur l'industrie verte. La commission parlementaire de l'Industrie est en charge du règlement NZIA et devrait voter sur la proposition en octobre (Euractiv)
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