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09/01/23 coût de l'électricité - arenh - energiewende - etc...

Dernière mise à jour : 11 janv.

Ce que nous n'avons cessé de dénoncer concernant l'éolien apparaît au grand jour dans des articles: le délire des prix de l'électricité, le coût exorbitant des énergies intermittentes pour une production qui ne satisfait pas et ne satisfera pas nos besoins, l'inefficacité pour réduire les gaz à effet de serre face à l'hydraulique et au nucléaire qui ne nécessitent pas de backups thermiques, l'échec du modèle allemand...etc

 

Article de Georges Sapy particulièrement édifiant sur les prix de l'électricité

le coût  pour ceux qui, encouragés par la CRE, ont souscrit des contrats fermes pour 2023, les conséquences pour  le bouclier tarifaire, l'inflation... et au final le consommateur paie. ingénieur AM et ESE de formation, a travaillé pendant plus de 25 ans sur de grands projets d'infrastructure électrique (centrales électrogènes nucléaires et thermiques).Georges Sapy a notamment réalisé de grands projets industriels et négocié des contrats associés dans diverses provinces de Chine.

Le scandale des prix de l’électricité en 2023

Faillite du marché à terme, conseils à contre-temps de la CRE

ARTICLE DE Georges SAPY, PNC-France

Ce scandale peut se décliner en cinq actes :

* ACTE 1 : en août 2022, les prix du gaz s’envolent à près de 300 €/MWh. Les prix « spot » (du jour pour le lendemain) sur le marché de gros de l’électricité, largement corrélés aux prix du gaz, s’envolent à leur tour à environ 700 €/MWh.

Mais le marché à terme pour des livraisons au 1er trimestre 2023 fait beaucoup mieux encore (voir figure ci-dessus publiée par RTE dans Réf.[1]) : les cotations atteignent pendant quelques jours près de 1 900 €/MWh (!!!) avant de redescendre vers 1 000 €/MWh (!!) et y rester jusqu’à fin octobre pour ensuite amorcer une baisse avec un passage vers 800 €/MWh début novembre puis vers 600 €/MWh fin novembre, baisse qui s’est ensuite poursuivie jusque vers 250 €/MWh fin décembre.

* ACTE 2 : le 08-11-2022, la CRE (Commission de Régulation de l’Energie) a « vivement encouragé » les entreprises et les acteurs publics à choisir leurs fournisseurs d’électricité avant la mi-novembre 2022, pour être certains de bénéficier de l’ARENH en 2023. Voici en effet ce qu’on pouvait lire sur Cre.fr : https://www.cre.fr › actualites › la-cre-encourage-vive…

« La CRE met à jour ses références de prix indicatives de l’électricité pour les PME, les collectivités territoriales et les acheteurs soumis au code de la commande publique. Ces références de prix doivent permettre aux PME et aux collectivités locales amenées à souscrire ou renouveler prochainement un contrat de fourniture d’électricité pour 2023, de s’assurer que les offres de leurs fournisseurs sont compétitives et reflètent bien la réalité des coûts d’approvisionnement ».

« À l’occasion de cette mise à jour, la CRE encourage vivement les PME, les collectivités territoriales et les acheteurs soumis à la commande publique à choisir leurs fournisseurs d’électricité dans les prochains jours pour avoir la certitude de bénéficier de l’ARENH dans leurs prix de l’électricité. De nombreux fournisseurs prévoient en effet de réduire drastiquement leurs offres incluant de l’ARENH après le guichet du 21 novembre 2022. Les fournisseurs ont besoin par ailleurs d’un délai de quelques jours avant le guichet pour préparer leurs demandes d’ARENH. En conséquence, il est recommandé de signer ou renouveler les contrats dans les prochains jours, et au plus tard autour du 15 novembre ».

Cette recommandation de la CRE a été relayée sur les ondes nationales par sa Présidente elle-même dans les jours qui ont suivi.

* ACTE 3 : de très nombreux clients, notamment artisans, petits industriels, etc. dont les contrats se terminaient fin 2022, suivent les recommandations de la CRE et souscrivent des contrats, la plupart du temps fermes pour l’année 2023, dans les conditions de marché prévalant lors de la première quinzaine de novembre.

Un exemple de prix d’un contrat réel HTA signé à cette date pour la fourniture d’environ 270 MWh sur le 1er trimestre 2023 est donné dans le tableau ci-dessous (la confidentialité des affaires ne permet pas d’en citer le fournisseur et le titulaire, mais les prix indiqués, arrondis à l’euro le plus proche, sont rigoureusement exacts). Et nul doute qu’une enquête auprès de consommateurs qui ont dû renouveler leurs contrats dans les mêmes conditions aboutirait à des ordres de grandeur similaires, soit un prix HT moyen exorbitant de l’électricité (hors toutes autres charges) de l’ordre de ≈ 690 €/MWh, comme le montre le résultat suivant :

Périodes de prix

HPH (1)

HCH (2)

HPH + HCH

Nombre d’heures par période (h)

2 057

1 543

3 600

Tarif HT de l’énergie sur la période (€/MWh)

≈ 1 023

≈ 253

Moyenne pondérée ≈ 693

(1) Heures Pleines Hiver – De Novembre à Mars : toutes heures hors Heures Creuses Hiver(2) Heures Creuses Hiver – De Novembre à Mars : 22h00 – 06h00 du lundi au samedi et toutes les heures des dimanches

* ACTE 4 : les prix à terme continuent à baisser en décembre jusque vers 250 €/MWh mais SURTOUT, dès janvier 2023, les prix « spot » journaliers se situent systématiquement au-dessous de 200 €/MWh et, en moyenne sur 3 mois, à un peu moins de 150 €/MWh (voir à nouveau figure ci-dessus).

Voilà donc le consommateur précité qui, piégé par son contrat annuel, paie en moyenne son électricité 690 €/MWh au moment où le prix « spot » est, en moyenne journalière, inférieur à 150 €/MWh ! La différence, soit 690 – 150 = 540 €/MWh est abyssale et représente près de… 13 fois le prix ARENH de 42 €/MWh ! C’est un scandale absolu qui, en l’absence de l’instauration d’un « bouclier tarifaire » par le gouvernement, aurait eu des conséquences dévastatrices sur de très nombreuses entreprises et sur l’économie du pays en général.

Ce bouclier tarifaire a effectivement notablement réduit les prix pour les consommateurs qui en ont bénéficié. Grâce à ce dernier, le client précité a ainsi probablement pu récupérer environ 350 €/MWh (estimation très approximative), ce qui a pu ramener le prix de son électricité à environ 690 – 350 = 340 €/MWh pour le 1er trimestre 2023. Réduction certes très importante, mais qui a laissé subsister un prix de l’électricité encore plus de 2 fois supérieur au prix « spot » de la période… Malgré ce bouclier, les conséquences n’ont donc pas été négligeables, à commencer par une inflation générale des prix qui a affecté une grande partie de l’économie et de la population.

Tout cela sans compter un coût budgétaire de plusieurs dizaines de milliards d’euros pour l’Etat, que les contribuables paieront in fine un jour ou l’autre… C’est l’autre face de ce scandale, créé de façon totalement artificielle par le marché, ces prix à terme n’ayant aucune réalité tant ils sont éloignés des prix réels de production du mix électrique français, dont l’essentiel constitué d’électricité d’origine nucléaire et hydraulique, a un prix récemment estimé à environ 70 €/MWh.

* ACTE 5 : il reste à être joué… Dans un pays bien gouverné, un retour d’expérience de ce fiasco dévastateur du marché à terme de l’électricité et des erreurs de diagnostic de la CRE devrait être diligenté, d’abord pour comprendre, ensuite pour en tirer les leçons afin d’éviter sa reproduction. Deux responsabilités majeures se font jour :

° D’abord, celle du marché à terme de l’électricité, qui a totalement failli

Comme noté plus haut, ce marché s’est d’abord complètement emballé au cours de l’été 2022 en postulant des prix à terme de l’électricité délirants allant jusqu’à… 1 900 €/MWh, se calmant ensuite pour passer à environ 1 000 €/MWh à fin octobre, puis à environ 800 €/MWh début novembre et à moins de 600 €/MWh fin novembre. Mais il aura fallu attendre fin décembre et une réestimation voisine de 250 €/MWh pour que le marché évalue de façon un peu plus réaliste (mais encore avec un excès de 100 €/MWh !) le prix à terme… des 3 mois qui suivaient : le marché a été complètement myope et n’a délivré qu’à la dernière minute un prix de très court terme, encore surestimé…

Comment expliquer un tel fiasco ? Plusieurs hypothèses peuvent être envisagées : (i) des modèles d’élaboration de prix de marché faux ou très mal étalonnés ; (ii) des « traders » dont la préoccupation essentielle était de prendre des primes de risques les plus élevées possibles pour être assurés de faire de gros bénéfices à tous les coups ; (iii) un manque total de jugement critique au regard de résultats aussi aberrants que ceux évoqués ci-dessus, tant ils étaient éloignés de toute réalité représentative du mix français ; ou un mélange de ces différentes hypothèses… ou d’autres encore ?

RTE (voir figure ci-dessus) évalue cette prime de risque moyenne à 400 €/MWh, qu’il qualifie comme suit dans le même document : « Au regard des fondamentaux technico-économiques, les primes de risque observées sur les prix à terme de l’électricité en France en 2022 et 2023 apparaissent largement surévaluées par rapport aux risques réels sur la sécurité d’approvisionnement ». On ne saurait mieux dire, cette prime exorbitante représentant près de 3 fois le prix « spot » moyen observé au 1er trimestre 2023, inférieur à 150 €/MWh… D’où la question : peut-on encore accorder la moindre confiance au marché à terme de l’électricité ?

° Ensuite, celle de la CRE, avec une recommandation à contre-temps suggérant une absence d’analyse

Une certitude s’impose : des contrats souscrits entre le 15 et le 31 décembre l’auraient été aux alentours de 250 €/MWh maximum, au lieu de 600 à 700 €/MWh juste après le 8 novembre 2022. Sous cet angle, la recommandation de la CRE apparaît comme étant totalement à contre-temps. Aurait-elle pu être différente ? On peut s’interroger sur au moins deux points :

– Comme souligné plus haut, une baisse quasi-continue des prix à terme était visible depuis fin octobre et avait déjà atteint plus de 400 €/MWh début novembre. La CRE en a-t-elle fait l’analyse pour examiner, d’une part les effets d’une prolongation probable ou au moins possible de cette tendance, d’autre part l’intérêt réel de l’acquisition d’un quota d’ARENH, sachant que ce dernier serait faible car fortement écrêté du fait de sa très forte demande, facteur que la CRE ne pouvait ignorer dès cette époque ?

– La CRE s’est-elle interrogée sur les valeurs délirantes des prix à terme, qui pouvaient sans doute refléter ceux d’épisodes ponctuels de pointe, mais difficilement une moyenne sur 3 mois ? Ou faut-il en déduire que sa « croyance » aux vertus supposées du marché l’a privée de tout esprit critique ?

 

En conclusion, suite de ce désastre, deux questions concrètes se posent pour l’avenir :

° D’abord celle de l’intérêt du maintien d’un marché à terme qui a failli à ce point, la CRE voulant pourtant lui voir jouer un rôle au-delà de 3 ans (sa durée actuelle d’anticipation) pour pense-t-elle… « orienter les investissements à long terme » des moyens de production. Qui peut y croire ?

° Ensuite, celle des enrichissements sans cause probablement très importants qui ont résulté des prix  du marché à terme. On connaît de façon certaine ce que les consommateurs ont payé au prix fort et ce que le budget de l’Etat a déboursé, là encore au prix fort, pour soutenir les consommateurs au nom des contribuables. Il s’agit de plusieurs dizaines de milliards d’euros.

Il serait plus qu’utile de savoir dans quelles poches ces sommes gigantesques, sans rapport avec les prix réels du mix électrique français, ont atterri. Ceci afin d’en tirer toutes les conséquences.

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Lire l’article de Georges Sapy  au format PDF





Désastre de l'éolien en Grande Bretagne

Si vous avez peu de temps lisez le dernier paragraphe de la page 4 et les parties surlignées page 5.

Le désastre «net zéro» de la Grande-Bretagne et l’escroquerie de l’énergie éolienne

28 décembre 2023 16:37 Mis à jour: 28 décembre 2023 16:37 EPOCH TIMES

  

« Il ne s’agit pas de questions compliquées liées aux cryptomonnaies », a déclaré le procureur adjoint Nicolas Roos lors du procès de Sam Bankman-Fried, après avoir accusé le prévenu d’avoir construit FTX** sur une « pyramide de mensonges ». On peut dire à peu près la même chose des fondements de l’expérience britannique « net zéro ».

L’énergie est complexe, et l’électricité est essentielle à la société moderne et à notre qualité de vie mais, comme pour FTX, l’histoire sous-jacente est simple : l’énergie éolienne et le concept « net zéro » reposent sur une pyramide de mensonges.

Le concept de « net zéro » a été vendu au Parlement et au peuple britannique sur la base d’affirmations selon lesquelles les coûts de l’énergie éolienne étaient faibles et en baisse. C’était faux : les coûts de l’énergie éolienne sont élevés et n’ont cessé d’augmenter. Dans la version net-zéro de « la crypto vous rendra riche », les analyses officielles produites par Le Trésor et l’Office de la responsabilité budgétaire s’appuient sur le mensonge que l’énergie éolienne est bon marché, que le net zéro aurait des coûts minimes et qu’il pourrait stimuler la productivité et la croissance économique. Aucune de ces affirmations n’est fondée sur la réalité.

La pression en faveur de l’énergie « net zéro » a commencé en 2019, lorsque la Commission britannique sur le changement climatique a publié un rapport exhortant le gouvernement à adopter cette politique. Une partie de la justification était la culpabilité climatique historique. Selon les termes du président de la commission, Lord Deben, la Grande-Bretagne a été « l’un des plus grands contributeurs historiques au changement climatique ». Mais la principale justification économique de l’augmentation de la décarbonisation de la Grande-Bretagne de 80% à 100% d’ici 2050 – c’est-à-dire le net zéro – était la « réduction rapide des coûts pendant le déploiement de masse des technologies clés », notamment l’éolien en mer. Selon la commission, ces réductions de coûts illusoires « ont permis d’atteindre des objectifs plus stricts en matière de réduction des émissions aux mêmes coûts que les objectifs antérieurs plus souples ». C’était un remède vert de charlatan.

Au cours du débat de 88 minutes qui s’en est suivi à la Chambre des communes pour inscrire le net zéro dans la loi, le ministre de l’énergie propre, Chris Skidmore, a également affirmé que le coût du zéro net serait le même que celui de l’objectif précédent de 80%, que le Parlement avait approuvé en 2008. Interrogé par un député travailliste sur l’absence d’une étude d’impact réglementaire, M. Skidmore a induit le Parlement en erreur, affirmant qu’il n’y avait pas eu d’étude d’impact réglementaire concernant l’augmentation de l’objectif initial de 60% à 80%.

L’étude d’impact réglementaire que M. Skidmore dit ne pas avoir existé donnait une fourchette de 324 milliards de livres (environ 372 milliards d’euros) à 404 milliards de livres (environ 464 milliards d’euros) lorsque l’objectif était porté à 80% – une estimation qui excluait les coûts de transition – et avertissait que les coûts pourraient dépasser cette fourchette. Contrairement aux déclarations politiques d’aujourd’hui, l’évaluation était honnête quant aux conséquences de l’action de la Grande-Bretagne si le reste du monde ne le faisait pas.

« Les arguments économiques en faveur d’une poursuite de l’action du Royaume-Uni seul en cas d’impossibilité d’agir à l’échelle mondiale sont faibles », prévient l’étude.

La loi sur le changement climatique a été adoptée pour montrer le leadership de la Grande-Bretagne en matière de climat et inspirer le reste du monde à suivre son exemple. Comment cela a-t-il fonctionné ? Au cours des 11 années qui se sont écoulées entre l’adoption de la loi et l’entrée en vigueur de la loi « net zéro » en 2019, les émissions de combustibles fossiles de la Grande-Bretagne ont diminué de 180 millions de tonnes métriques, soit une réduction de 33%. Au cours de la même période, les émissions du reste du monde ont augmenté de 5177 millions de tonnes, soit une hausse de 16%. En d’autres termes, 11 années de réduction des émissions britanniques ont été effacées en 140 jours environ par l’augmentation des émissions du reste du monde.

Quelqu’un qui prétend être un leader mais qui n’a pas d’adeptes est généralement considéré comme un imbécile. Il en va différemment pour le climat. Les hommes politiques font étalage de leur vertu verte – M. Skidmore va quitter la Chambre des communes et il enseigne les études zéro net à la Kennedy School de Harvard – tandis que les électeurs se font escroquer avec des factures d’énergie plus élevées. L’analyse des dossiers réglementaires des six grandes compagnies d’énergie britanniques révèle que les coûts des combustibles utilisés dans les centrales électriques au gaz et au charbon sont restés stables entre 2009 et 2020. Pourtant, le prix moyen du kilowattheure (kWh) d’électricité payé par les ménages a augmenté de 67%, en raison de taxes environnementales élevées destinées à subventionner les investisseurs dans les énergies renouvelables. Pourtant, le coût des énergies renouvelables est censé avoir chuté.

Lors de la séance de questions au Premier ministre au début de l’année, Rishi Sunak a affirmé que le coût de l’énergie éolienne en mer était passé de 140 livres sterling (160 euros) par mégawattheure (MWh) à 40 livres sterling (46 euros) par MWh, des chiffres assidûment propagés par le lobby éolien et la Commission sur le changement climatique. Cette affirmation est totalement fausse. Le Premier ministre s’est fait avoir par la baisse du prix du MWh proposée par les investisseurs éoliens lors des appels d’offres successifs pour l’attribution de subventions à l’éolien en mer.

L’explication ne réside pas dans la baisse des coûts, mais dans une procédure d’appel d’offres défectueuse qui récompense les offres opportunistes des investisseurs dans l’énergie éolienne. Le gouvernement a donné des options précieuses qui l’engagent à respecter les prix payés pour les offres gagnantes, mais qui n’engagent en rien les investisseurs. Comme les investisseurs ne paient rien pour ces options, ils ne peuvent les obtenir qu’en réduisant le prix qu’ils offrent – mais qu’ils ne sont pas obligés d’accepter – pour leur électricité, à moins qu’ils ne choisissent d’exercer leurs options bien plus tard dans le processus.

La baisse des prix au cours des cycles d’attribution successifs est donc un artefact de l’aléa moral intégré dans le mécanisme d’attribution ; elle ne révèle rien sur la tendance des coûts de l’éolien en mer. L’analyse des données financières vérifiées des sociétés de parcs éoliens, réalisée par une poignée de chercheurs indépendants, bat en brèche l’affirmation selon laquelle les coûts de l’énergie éolienne sont en baisse. Le déplacement inévitable vers des eaux plus profondes a annulé toute réduction des coûts et les coûts d’exploitation par MWh d’électricité pour les nouveaux projets d’éoliennes en mer. Les prix pour le déplacement sont environ le double de ceux supposés dans les offres de subvention.

Parmi ces chercheurs, Gordon Hughes, ancien professeur d’économie à l’université d’Édimbourg et conseiller de la Banque mondiale en matière d’économie des centrales électriques, occupe une place prépondérante. L’analyse de M. Hughes montre qu’à partir de la douzième année d’exploitation, l’augmentation des coûts d’exploitation par MWh des éoliennes en eau profonde dépasse les prix garantis par le gouvernement, ce qui réduit leur capacité à rembourser leurs coûts d’investissement et de financement.

L’intermittence et la variabilité de l’énergie éolienne et solaire ont conduit le gouvernement à créer un marché de capacité pour rémunérer la production de réserve. Dans toute évaluation économique des énergies renouvelables, les coûts de fonctionnement du marché de capacité devraient être attribués à l’éolien et au solaire, car leur intermittence et leur variabilité en créent le besoin. L’électricité achetée sur le marché de capacité n’est pas bon marché. En 2020, les centrales thermiques de la société allemande Uniper ont obtenu un prix moyen de 224 livres sterling (257 euros) par MWh, soit environ quatre fois le prix de gros habituel.

La confirmation que l’éolien en mer est confronté à d’énormes difficultés de coût et d’exploitation, probablement insurmontables, a été rapportée en juin, lorsque Siemens Energy a émis un avertissement choc sur ses bénéfices et a vu ses actions chuter de 37%, en partie à cause de taux de défaillance des turbines plus élevés que prévu. Selon M. Hughes, cela signifie que les coûts d’exploitation des éoliennes seront à l’avenir plus élevés et la production nettement plus faible, ce qui raccourcira la durée de vie économique des turbines. Sa conclusion est accablante :

« Toute la justification de la baisse des coûts de l’énergie éolienne reposait sur l’hypothèse que des éoliennes beaucoup plus grandes produiraient davantage à un coût d’investissement plus faible par mégawatt, sans les coûts importants du changement de génération. Nous avons maintenant la confirmation qu’un tel optimisme est totalement injustifié. (…) Il s’ensuit que les politiques énergétiques actuelles du Royaume-Uni, de l’Europe et des États-Unis reposent sur un optimisme naïf renforcé par un lobbying enthousiaste qui ne tient pas compte de la réalité technique. »

Le gouvernement britannique s’est fait avoir en pariant massivement sur l’éolien offshore et force les consommateurs d’électricité à dépenser des milliards de livres sterling pour une technologie sans avenir.

La tromperie sur la baisse du coût de l’énergie éolienne contamine les évaluations officielles des conséquences macroéconomiques de l’objectif « zéro énergie ». Le Bureau de la responsabilité budgétaire affirme que le coût de la production d’énergie à faible teneur en carbone a baissé si rapidement qu’elle est désormais moins chère que la production d’énergie à partir de combustibles fossiles. De même, le Trésor a considéré à tort que la baisse des prix lors des cycles d’attribution des subventions à l’énergie éolienne était une indication de la baisse des coûts de l’énergie éolienne. Tous deux considèrent que l’économie est criblée de multiples couches de défaillances du marché, tout en ne reconnaissant pas le danger réel d’une politique gouvernementale capturée par des intérêts particuliers, comme cela a d’ailleurs été le cas. Poussé jusqu’à sa conclusion logique, ce raisonnement est un argument en faveur du passage à la planification centrale et à une économie de commandement et de contrôle.

Le Trésor affirme que « toutes autres choses étant égales », les investissements supplémentaires requis par les énergies renouvelables « se traduiront par une croissance supplémentaire du PIB ». Bien entendu, les autres choses ne sont pas égales. Comme le montre l’histoire récente, il y a un monde de différence entre les investisseurs et les hommes politiques qui prennent des décisions en matière d’affectation des capitaux. Les économies centralement planifiées de l’ancien bloc communiste ont dilapidé des quantités colossales de capitaux, provoquant l’appauvrissement de leurs populations. Rares sont ceux qui croient aujourd’hui que l’investissement dans ces économies a stimulé la croissance.

Nous n’avons pas besoin d’émettre des hypothèses. Les données du gouvernement réfutent l’affirmation du Trésor et démontrent que l’augmentation du déploiement de la capacité renouvelable réduit la productivité du réseau britannique. En 2009, 87,3 gigawatts (GW) de capacité de production, dont seulement 5,1% d’énergie éolienne et solaire, ont produit 376,8 térawattheures (TWh) d’électricité. En 2020, 100,9 GW de capacité de production, dont 37,6% d’éolien et de solaire, produiront 312,3 TWh d’électricité. Grâce aux énergies renouvelables, 13,6 GW (15,6%) de capacité de production supplémentaire produiront 64,5 TWh (17,1%) d’électricité en moins.

Ces chiffres sont accablants pour les énergies renouvelables et démontrent pourquoi elles rendent l’électricité plus chère et les gens plus pauvres. Avant le déploiement massif des énergies renouvelables, 1 MW de capacité en 2009 produisait 4312 MWh d’électricité. En 2020, 1 MW de capacité produira 3094 MWh, soit une baisse de 28,3%. C’est on ne peut plus clair : les investissements dans les énergies renouvelables réduisent le potentiel productif de l’économie. C’est ce que confirme la modélisation « net zéro » de l’Agence internationale de l’énergie. Selon ce modèle, le secteur mondial de l’énergie emploiera en 2030 près de 25 millions de personnes supplémentaires, utilisera 14.800 milliards d’euros de capitaux en plus et occupera une superficie supplémentaire équivalente à celle de la Californie et du Texas pour les parcs éoliens et solaires et à celle du Mexique et de la France pour la bioénergie, tout cela pour produire 7% d’énergie en moins.

Le désastre de la politique énergétique britannique a des leçons à tirer pour les États-Unis. La physique et l’économie de l’énergie éolienne ne se transforment pas comme par magie lorsqu’elles traversent l’Atlantique. Chaque fois qu’un politicien ou un lobbyiste de l’éolien vante les mérites de l’énergie éolienne à faible coût ou affirme que l’absence d’émissions de gaz à effet de serre stimulera la croissance, il devient complice de l’arnaque de l’énergie éolienne. Les données conduisent inéluctablement à une conclusion décisive : le net zéro est anti-croissance. C’est une formule pour une stagnation économique prolongée. Quiconque veut connaître la vérité sur les énergies renouvelables doit regarder la Grande-Bretagne et l’état lamentable de son économie. Depuis une quinzaine d’années, elle connaît sa pire période de croissance depuis 1780.

Contrairement à ce qui se passe dans le monde des affaires et de la finance, il n’existe pas de sanctions pénales ou civiles pour ceux qui font la promotion des politiques fondées sur la fraude et les fausses déclarations. Le net zéro est plutôt similaire au communisme. Tout comme le net zéro, le communisme était basé sur un mensonge : qu’il surpasserait le capitalisme. Mais il n’a pas réussi à produire, et la croyance dans le communisme s’est évaporée. Lorsque l’effondrement s’est produit, il a été soudain et rapide. La vérité ne pouvait pas être cachée. Un destin similaire attend le « net zéro ».

**FTX est une place de marché centralisée de cryptomonnaies fondée en mai 2019 par Sam Bankman-Fried, devenue insolvable le 11 novembre 2022.

***Rupert Darwall est membre senior de la Fondation RealClear, une OSBL(organisation sans but lucratif)  non partisane aux États-Unis soutenant le journalisme, et auteur sur les politiques et idéologies entourant le changement climatique.

RealClearFoundation, une organisation non partisane et à but non lucratif, en partenariat avec RealClear Media Group, soutient les efforts journalistiques et éducatifs dans l'intérêt public. Il s’agit notamment de reportages d’investigation originaux sur des sujets sous-estimés (RealClearInvestigations), d’une conservation intelligente et équilibrée des actualités et d’une évaluation des organes de vérification des faits sur lesquels Facebook s’appuie.

 


Jean Pierre Riou revient sur le désastre de l'ARENH (Accès régulé à l'électricité nucléaire historique)

EDF  depuis 2012 brade une part importante de la production nucléaire à 42€ du MWh à ses concurrents.

Le prix spot base moyen pour l’année 2022  était de  275,9 €/MWh en moyenne sur l’année, soit un manque à gagner pour EDF de l'ordre de 34 milliards d'euros pour la seule année 2022

Comment le nucléaire français a géré la crise

Avec 34 milliards d’euros pour la seule année 2022

Jean Pierre Riou

Contrairement aux dispositions du code de l'énergie, le tarif ARENH (42€/MWh) auquel EDF a l'obligation de céder à la concurrence (et aux gestionnaires de réseaux) plus de 100TWh de sa production nucléaire, notamment 146,4TWh en 2022 sur les 279TWh nucléaires produits, n'a jamais été révisé depuis 2012, alors qu'il se situe bien en dessous du seuil en-deçà duquel EDF doit être considérée comme étant rémunérée sous son niveau de rémunération normale.

Cette obligation, et la carence de sa révision ont ainsi imposé à EDF un manque à gagner de l'ordre de 34 milliards d'euros pour la seule année 2022, par rapport prix spot base moyen pour l’année 2022 qui était de 275,9 €/MWh en moyenne sur l’année. Cette perte représente plus de la moitié de sa dette qui est de 64,5 milliards d'euros détenue désormais à 100% par l’État auquel EDF s'est ainsi substitué pour une large part du financement du bouclier tarifaire. 

En effet :

L’arrêté du 28 avril 2011 fait obligation à EDF de céder 100TWh de sa production nucléaire (ARENH) à la concurrence.

 Depuis le 7 janvier 2012, la rémunération d’EDF pour cette obligation de fourniture de l’ARENH est libellée comme suit

« Afin d'assurer une juste rémunération à Electricité de France, le prix, réexaminé chaque année, est représentatif des conditions économiques de production d'électricité par les centrales nucléaires mentionnées à l'article L. 336-2 sur la durée du dispositif mentionnée à l'article L. 336-8.

Il tient compte de l'addition :

1° D'une rémunération des capitaux prenant en compte la nature de l'activité ;

2° Des coûts d'exploitation ;

3° Des coûts des investissements de maintenance ou nécessaires à l'extension de la durée de l'autorisation d'exploitation ;

4° Des coûts prévisionnels liés aux charges pesant à long terme sur les exploitants d'installations nucléaires de base mentionnées à l'article L594-1 du code de l'environnement. »

(C’est-à-dire le démantèlement)

Or, dans sa délibération du 10 février 2022 https://www.legifrance.gouv.fr/jorf/id/JORFTEXT000045340014

La CRE déclare :

« Depuis l'année de livraison 2012, le prix auquel EDF cède les volumes d'électricité nucléaire au titre de l'ARENH s'établit à 42 €/MWh, tel que prévu par l'arrêté des ministres en charge de l'économie et en charge de l'énergie du 17 mai 2011 (3).La définition d'une méthodologie de calcul du prix rendue possible par l'article L. 337-15 du code de l'énergie n'ayant jamais été précisée, la CRE ne dispose d'aucune référence méthodologique règlementaire sur laquelle fonder son objectivation des facteurs justifiant une évolution du prix de l'ARENH. »

D'autre part, depuis 2014, est venue s’y greffer une obligation d’ARENH pour couvrir les pertes des gestionnaires de réseau.

Cette part s’élevait à 26,4 TWh en 2022, au tarif de 42€/MWh

S’y est enfin ajoutée en 2022, un volume additionnel d'électricité pouvant être alloué en 2022, à titre exceptionnel, dans le cadre de l'accès régulé à l'électricité nucléaire historique (ARENH) (…) au prix de 46,2 €/MWh. » https://www.legifrance.gouv.fr/jorf/id/JORFTEXT000045339238

 

Soit un total de 146,4TWh, dont 126,4TWh à 42€/MWh ( cédés pour un total de 5,3 Md’€) et 20TWh à 46,2€/MWh (0,9 Md’€)

Selon la CRE : « Le prix spot base moyen pour l’année 2022 a connu une hausse exceptionnelle par rapport à 2021 pour s’établir à 275,9 €/MWh en moyenne sur l’année »

L’anticipation de ces cours guidant également celui du marché à terme, on peut extrapoler la possibilité d’un revenu de 40,4 Md’€ pour les 146,4TWh ainsi offerts à la concurrence et aux gestionnaires de réseaux pour 6,2Md’€, soit un manque à gagner total de 34 milliards d’euros pour la seule année 2022 par rapport au prix du marché, soit encore plus de la moitié de sa dette actuelle.

Il est bien évident que le consommateur en aura profité, et l’État également en imposant à EDF ce rôle majeur dans le bouclier tarifaire.

 

Mais on doit s’interroger sur les causes et les conséquences de l’absence totale de revalorisation d’un ARENH qui menace de ruiner le producteur au prétexte de vouloir épargner le consommateur.

 Des coûts en hausse

Le 21 janvier 2014, l’ASN fixait des exigences complémentaires pour la mise en place du "noyau dur" post Fukushima sur les centrales nucléaires d’EDF.

Le grand carénage en cours doit intégrer ces nouvelles exigences de sûreté, tandis que l’indice UX de l’uranium est à 92USD contre 35USD il y a 10 ans.

 

Sans surprise, le 27 juillet 2023, la CRE chiffrait à 57,8€/MWh le coût comptable du MWh, c’est-à-dire « le socle du coût de production en-deçà duquel EDF doit être considérée comme étant rémunérée sous son niveau de rémunération normale, quel que soit le cadre de régulation.»  

 

Mais toujours rien ne semble en vue pour revaloriser l’ARENH en attendant son éventuel remplacement en 2025 par les CfD.



Tweet de Vent des maires qui en quelques chiffres démontre l'échec allemand de l'Energiewende.

Prod elec en 2023: bilan catastrophique de l'Allemagne  

L'Allemagne émet 6,5 fois plus de CO2/hab que la France

8,7 fois plus de gCO2/kWh que la France

Parmi GE, FR, IT, NL, UK, BE, ES L'Allemagne est plus polluant et le plus gros émetteur de CO2

La France émet moins de CO2 que tous et produit plus de TWh



Tweet d'avertissement d'Énergie Vérité sur le coût de la transition  énergétique en Allemagne

L’Institut d'économie de l'énergie de l'Université de Cologne a calculé les besoins d'investissements allemands entre 2023 à 2030 dans les secteurs de l'énergie, des bâtiments et des transports. Résultat: plus de 1,9 billion d’€ sont requis, soit 240 milliards d'euros par an 

Dans le domaine de l'approvisionnement en électricité, le scénario prévoit un besoin d'investissement d'environ 53 milliards d'euros par an. Cela correspond à un doublement du niveau historique d'investissement. En outre, l'analyse du secteur industriel, des bâtiments non résidentiels ainsi que d'autres domaines comme les réseaux de gaz et d'hydrogène ne sont pas analysés dans ce calcul… https://ewi.uni-koeln.de/cms/wp-content/uploads/2023/10/20231026_Investionen-der-Energiewende-bis-2030_EWI_final.pdf… 

Un article du Wall Street journal faisant référence à cette étude conclut : « Ce chiffre énorme mérite d'être consigné car, dans la pratique, il restera caché au public. Le rapport comptabilise à la fois les investissements privés (y compris les dépenses que les ménages devront engager pour améliorer leur efficacité énergétique) et les dépenses publiques. Il est probable qu'une plus grande partie de la charge sera transférée à l'économie privée sous la forme de prix plus élevés et de mandats plus coûteux, après qu'une récente décision de justice a rendu plus difficile pour Berlin d'offrir des subventions directes. Il s'agit d'un avertissement pour tous les autres pays. Après deux décennies et d'innombrables centaines de milliards d'euros dans sa transformation énergétique, les factures de l'Allemagne pour l'énergie nette zéro ne diminuent jamais et le boom promis des industries et des emplois verts ne se matérialise jamais. »

 


Le business des EnR déficitaire en Allemagne

Les « énergies renouvelables », un business déficitaire – comment les installations éoliennes et solaires pèseront sur le contribuable allemand à partir de 2024

 

Le financement des sources d'énergie "renouvelables" pèse de plus en plus sur le budget fédéral. Pour l'année prochaine, les gestionnaires de réseau du courant prévoient des coûts de 10,6 milliards d'euros. En effet, ce ne sont plus les consommateurs d'électricité qui paieront bientôt, mais les contribuables

PAR MAURICE FORGENG EPOCH TIMES

3 janvier 2024 17:36 Mis à jour: 3 janvier 2024 17:36

  

Les exploitants allemands d’installations photovoltaïques et éoliennes bénéficient d’un droit à rémunération réglementé par la loi, pour le courant électrique qu’ils produisent et qu’ils livrent au réseau électrique public. Ce droit existe en général pendant 20 ans et commence à la mise en service de l’installation. C’est ce que prescrit la loi sur les énergies renouvelables (EEG), qui encourage le développement des énergies « renouvelables »[1] en Allemagne.

Le ministère fédéral de l’Économie et de la Protection du climat vient d’annoncer que cette obligation de rémunération de l’État coûtera l’année prochaine aux contribuables plusieurs dizaines de milliards d’euros. Interrogé par Epoch Times, le ministère de l’Économie a déclaré : « Pour l’année 2024, l’expertise actuelle des gestionnaires de réseaux de transport prévoit un besoin de financement de l’EEG d’environ 10,6 milliards d’euros. »

Financé par l’argent des contribuables

Le besoin de financement de l’EEG est « déterminé chaque année pour l’année suivante, conformément à la loi sur le financement de l’énergie, dans une expertise des gestionnaires de réseau de transport du courant électrique », explique Daniel Greve, porte-parole du ministère pour les domaines de la politique économique et de la politique énergétique.

Dans ce contexte, ce n’est plus la taxe EEG qui finance les versements aux exploitants d’une installation, comme cela a longtemps été le cas. Depuis le 1er juillet 2022, les consommateurs d’électricité ne doivent plus payer cette taxe via leur facture d’électricité.

En effet, depuis l’entrée en vigueur de la loi sur le financement de l’énergie le 1er janvier 2023, les besoins de financement de l’EEG sont « financés par le budget et donc par le gouvernement fédéral », explique Daniel Greve. Autrement dit : depuis cette année, c’est le contribuable qui paie pour l’électricité dite verte. Le ministère de l’Économie qualifie ce changement comme un « pas important pour soulager les consommateurs d’électricité ».

Une activité déficitaire croissante ?

L’une des raisons de ce changement pourrait être que, ces derniers mois, les recettes – provenant notamment des revenus de la vente d’électricité verte – ont toujours été inférieures aux coûts. Ainsi, selon « Statista« , ces recettes s’élevaient en septembre à 517 millions d’euros, alors que les coûts s’élevaient le même mois à environ 2,3 milliards d’euros – soit plus de quatre fois plus.


Inquiétude sur les matières premières, les métaux et en particulier le cuivre

Une pénurie de cuivre semble inéluctable

5 janvier 2024

Le monde risque de ne pas pouvoir échapper au cours des prochaines années à des pénuries de cuivre, un métal indispensable à la plupart des technologies de la transition énergétique : éoliennes, panneaux solaires, batteries, véhicules électriques, réseaux électriques… Non seulement les investissements dans de nouvelles mines sont totalement insuffisants pour faire face aux besoins à moyen et long terme, mais en outre des capacités de production existantes sont en train d’être fermées aujourd’hui.

Le monde fonce tout droit vers une pénurie de cuivre. Ce qui ne sera pas sans conséquences sur la transition énergétique et plus particulièrement les technologies qui lui sont indispensables : éoliennes, panneaux solaires, batteries, véhicules électriques, réseaux électriques…

Global, un cabinet de conseils financiers, estime que la demande annuelle de cuivre raffiné va presque doubler d’ici 2035, pour atteindre 49 millions de tonnes. Les batteries, les réseaux électriques, les cellules photovoltaïques, les transports, utilisent tous des quantités importantes de ce métal. Selon la Copper Development Association, la fabrication d’un véhicule électrique à batteries nécessite environ 80 kilos de cuivre contre 18 kilos pour un véhicule à motorisation thermique.

Fermetures de mines

Le paradoxe est que le cuivre est devenu un enjeu stratégique au moment même où les perspectives ne cessent de se dégrader pour la production de cuivre à court comme à long terme. Dans l’immédiat, le gouvernement du Panama vient ainsi de fermer la mine de Cobre Panama de First Quantum Minerals. D’une valeur de 10 milliards de dollars, elle produit 400.000 tonnes de cuivre par an et est considérée comme l’un des plus grands gisements au monde. Cette décision a été prise à la suite de protestations et de conflits politiques qui ont abouti à l’annulation de la licence d’exploitation de la mine par la Cour suprême du pays. Cobre Panama devrait rester fermé au moins jusqu’aux prochaines élections au Panama en mai 2024.

Un autre producteur important, Anglo American, vient de revoir à la baisse ses prévisions de production de cuivre en Amérique du Sud pour les deux prochaines années. Anglo American a réduit de 200.000 tonnes son objectif de production pour 2024. Et les capacités baisseront jusqu’en 2025. Cela équivaut à la mise hors service d’une grande mine. Et ce n’est pas tout, le brésilien Vale et l’australien Rio Tinto ont également mis en garde contre une baisse de leur production.

Les perspectives de production pour 2024 ont, au total, été amputées de 750.000 tonnes, près de 3% de l’offre. Tandis que les observateurs tablaient sur un excédent de cuivre sur le marché, ils anticipent désormais un déficit non négligeable et au mieux, si la conjoncture reste médiocre, un équilibre fragile. En conséquence, les cours pourraient flamber et passer de moins de 8.400 dollars la tonne à 10.000 dollars d’ici la fin de l’année selon la banque Goldman Sachs. Pour l’agence Bloomberg, « c’est un avertissement majeur pour l’avenir : le cuivre est un métal essentiel nécessaire pour décarboner l’économie mondiale… ». Le problème est que dans les faits, cette industrie est à l’arrêt depuis de nombreuses années…

Il faut 17 ans en moyenne pour ouvrir une mine

L’Agence internationale de l’énergie (AIE) souligne la nécessité d’ouvrir 80 mines de cuivre en plus des quelque 250 existantes pour assurer les besoins liés à la transition énergétique. Cela semble aujourd’hui impossible. La filière n’investit presque plus depuis plusieurs années. Seuls 12 des 228 gisements identifiés au cours des trente dernières années l’ont été lors  de la dernière décennie! Moins d’une dizaine de projets sont aujourd’hui à l’étude et rien ne garantit en plus qu’ils verront le jour. La plupart de ses projets miniers sont aujourd’hui bloqués par les gouvernements pour des raisons environnementales, sociales et politiques. Aux Etats-Unis, Il y a un an, l’administration Biden a interdit le projet minier de Pebble en Alaska pour protéger la baie de Bristol riche en saumons.

Les risques financiers sont ainsi devenus bien trop grands. Un projet minier met de nombreuses années avant de se concrétiser. Comme pour tous les équipements industriels lourds, on est dans le temps long ce que ne comprennent ni les politiques, ni les médias, ni les multiples experts de la transition énergétique qui travaillent sur des modèles théoriques. Il faut en moyenne 17 ans pour ouvrir une nouvelle mine dans le monde !

Il faudrait investir plus de 23 milliards de dollars par an

Et évidemment les contraintes financières actuelles compliquent encore les choses. Les politiques monétaires restrictives mises en place par les principales banques centrales rendent encore plus aléatoire la rentabilité les investissements. Les compagnies minières ne sont plus prêtes à investir sans avoir une perspective solide de rentabilité. Ce que les cours du cuivre ne permettent pas aujourd’hui d’espérer. Lors de la conférence de la LME Week (London Metal Exchange) à la fin de l’année dernière, plusieurs groupes miniers ont indiqué qu’ils n’étudieraient pas le moindre projet avant que les cours du cuivre dépassent 9.500 dollars la tonne. Ils étaient le 4 janvier à 8.381 dollars la tonne.

Une étude publiée il y a un an par le cabinet de conseil Wood Mackenzie montre que pour satisfaire d’ici 2050 les besoins en cuivre permettant d’atteindre les objectifs de diminution drastique des émissions de gaz à effet, l’industrie du cuivre doit totalement changer de dimension. On ne voit pas aujourd’hui comment cela peut se faire.

« L’industrie minière doit réaliser de nouveaux projets miniers à une fréquence et à un niveau constant de financement jamais atteints auparavant » explique Nick Pickens, directeur de recherche de Wood Mackenzie. Au cours des 30 prochaines années, il faudra que l’industrie du cuivre investisse plus de 23 milliards de dollars par an dans de nouvelles mines, 64% de plus que les dépenses annuelles moyennes des 30 dernières années. Et cela compte tenu déjà d’une accélération importante du recyclage du cuivre par l’industrie.

 

Quelques brèves

Les prix des modules solaires continuent à s'effondrer

Extrait GREEN UNIVERS le 22-12-23

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

 

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

 

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

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

 

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

Business AM le 28/12/23

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

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

 

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

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

 

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

www.lavenir.net Actu Belgique

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

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

Ces très mauvaises nouvelles climatiques de 2023 qui ont été écrasées par d’autres

avec Philippe Charlez Atlantico (Extrait)

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

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

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

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

 

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

jeudi 4 janvier 2024 à 11h30

 

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

 

Loi énergie : les EnR électriques entre étonnement et inquiétude radicale

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

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


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