Hydrogène : le mythe a la vie dure et le CNRS y contribue…

Le CEA essayait à tout prix de « vendre » l’hydrogène à nos hommes politiques, malherueusement cet article ci-dessous montre que le CNRS n’est pas en reste pour véhiculer des bobards.


Le journal du CNRS n’est pas un monument de sérieux scientifique habituellement, mais là il est en train de se surpasser. Ce « Daniel Hissel » mérite donc quelques commentaires pour ceux qui veulent se faire une opinion éclairée. L’article :

https://lejournal.cnrs.fr/billets/energie-les-promesses-de-lhydrogene

Il semble qu’on peut y voir quelques aneries monumentales qui semblent aussi des malhonnètetés :

– On n’arrive à une électrolyse de l’eau de 70% de rendement qu’au prix d’électrolyseurs très coûteux…
– Le rendement des piles à combustible atteint 50% si on n’a pas trop d’intermittence qui nécessite des pointes de puissance.

– Il existe des machines thermiques qui ont un rendement de plus de 60%: les cycles à gaz combinés.


– Ces deux rendements, 70% et 50% se combinent pour, avec les accessoires, arriver difficilement à des rendements de 30%.


– On a donc un cycle électricité-hydrogène-électricité qui ne permet de récupérer que moins du tiers de l’énergie entrante, avec des systèmes de transformation-stockage-transport-régénération extrèmemment coûteux.


– Dire que la source primaire est gratuite est fort amusant: on peut aussi bien dire que l’uranium ou le charbon sont gratuits! Il suffit de les extraire…


– Et à la fin, affirmer que chacun pourra produire son hydrogène est mensonger : il est bien connu que toutes ces productions « décentralisées » sont bien plus chères que la production centralisée.

On s’aperçoit que ce papier de propagande est lié à la conférence qui se tient à Belfort sur la voiture électrique, et qui fait une belle part aux véhicules à hydrogène [notons la participation en voisin de PSA]

Voir les résumés sur:

http://www.vppc2017.org/speakers/

Les orateurs semblent très liés à la Franche comté. On peut supposer qu’il y a encore des gens de PSA qui ne croient pas trop aux VE avec batteries, et qui regardent toujours du côté de l’hydrogène…

Il semble, à lire le résumé de Bernard Sahut, que PSA est bien peu avancé sur le VE: l’exposé est général et montre plutôt un attentisme. PSA aura du mal à rattraper son rachat très coûteux de OPEL: il aurait mieux fait de consacrer son invetsissement à la VE.

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Prise en otage de Tricastin par l’IRSN pendant 10 semaines : 150 millions d’euros jetés par les fenêtres…

Rien que pour ces deux dossiers bien mal gérés par l’ASN (Tricastin et Bugey décris ci dessous), la France a perdu près de 550 millions d’euros à la France (150 M€+400 M€).

Tricastin : Les travaux sur la digue ont été terminés le 28/10/2017

L’ASN, se réfugiant derrière les calculs confiés à l’IRSN, n’ordonne le redémarrage que 6 semaines plus tard.

Pour 4 + 6 semaines cela a fait perdre 150 M€ à la France pour un risque de séisme millénal vécu pendant 1 785 semaines.

Ils seraient utiles ailleurs ces millions…
Détail : 3 réacteurs de 915 MW à 80 % pendant 6 semaines = 3 x 915 x 0,8 x 6 x 7 x 24 = 2.214.000 MWh.

Manque à produire = 77 M€ (35 €/MWh, prix ARENH imposé à EDF pour approvisionner ses concurrents à hauteur de 42 €/MWh diminué de 7 €/MWh au titre de l’uranium non utilisé.)

Cette dépense, justifiée par la seule vérification d’un dossier de sûreté, vient s’ajouter aux 30 jours d’arrêt pendant les travaux.

Facture totale de 77 + 77*30/42 = 132 M€ (non compris les frais d’instruction)

+ surcoût de l’électricité importée, à des prix de marché supérieurs.

_______

Cela fait suite à un précédent dossier géré de façon contestable : le redémarrage de Bugey en juillet 2017 : 18 mois d’attente pour obtenir un avis ASN. (400 M€ de perdus)

23/07/2017

Bugey 5 a été recouplé vers 2 heures ce matin après près de 23 mois d’arrêt liés au défaut d’étanchéité de son enceinte.

Environ 10 TWh de perdus, une paille…

Donc 400 000 millions d’euros de perdus… Le maintien à l’arrêt n’était-il pas pousser un peu loin le bouchon de la sûreté ?

 

C’est le résultat de l’acharnement de l’ASN qui ne traite les problèmes qu’en série.

 

En fin 2015, l’épreuve enceinte, à 4 bars relatifs en air, avait montré que l’on dépassait la limite admissible de 1/1000 de la masse d’air en 24 heures.

 

Les recherches avaient été entreprises et il avait été constaté que si le fond de l’enceinte était rempli d’eau, la limite était non seulement respectée mais c’était une des enceintes les plus étanches du parc.

 

Le fond de l’enceinte est recouvert d’une couche de béton sacrificiel qui recouvre la peau en acier et un espace est laissé entre ce béton et la partie tronconique l’enceinte. La peau en acier dans cet espace était donc à l’origine de la fuite.

 

Les ingénieurs d’EDF avec ceux de l’IRSN ont défini une méthode de réparation consistant à dégager cet espace et à le passiver avec de l’eau de chaux. Puis ensuite à faire un joint entre la peau d’étanchéité et la partie supérieure du béton sacrificiel.

 

Le dossier était prêt début janvier 2016. EDF l’a transmis à l’ASN qui a attendu fin août 2016 pour saisir l’IRSN. L’avis officiel positif de l’IRSN à l’ASN est revenu à l’automne 2016 pendant l’affaire des fonds GV. Courant janvier 2017, l’ASN a laissé entendre que son avis serait favorable mais qu’elle attendait que cette affaire soit exposée à la CLI de Bugey dont la réunion était prévue le 10 mars 2017.

 

Ensuite l’ASN a envoyé son accord. Les travaux ont été entrepris. L’épreuve enceinte a été refaite et, bien entendu, couronnée de succès. Ensuite, il a fallu recharger le combustible, fermer la cuve et entreprendre le redémarrage. Le couplage devait avoir lieu fin juin et on ignore la raison du retard qui l’a amené le 22 juillet.

 

Si l’on résume cette affaire, l’attitude de l’ASN coûte inutilement un an d’arrêt  pour une tranche de 900 MW !

 

Voilà comment on fait des économies dans un organisme de droit divin.

Batteries et solaire : le mariage impossible

Les batteries sont précieuses pour le réglage primaire d’une part, pour les usages ambulatoires d’autre part.

On parle beaucoup de batteries pour un stockage jour-nuit : chargées le jour par les panneaux photovoltaïques pour servir la nuit.

Pour que les batteries se chargent à midi, il faut que la production du soleil soit excédentaire ; donc ce ne peut être qu’en été. Pour qu’on en ait besoin la nuit, il faut que la demande la nuit soit supérieure à la possibilité de production à coût marginal nul ou très bas, nucléaire, hydraulique de fleuve et éoliennes. Or, les nuits d’été, la consommation est au plus bas.

En regardant les choses heure par heure on arrive à voir une oscillation jour-nuit de la charge des batteries que si la capacité nucléaire est très faible, la capacité éolienne très faible et la capacité PV très forte, ce qui est fort loin de la réalité.

Par ailleurs l’étude PEPS sur le stockage d’électricité et de chaleur montre (p. 97) que la valeur marginale du stockage d’électricité et celle de la flexibilité de la consommation diminuent beaucoup lorsque leur capacité augmente. SI je lis bien, la valeur du premier kW (en puissance) d’un stockage d’une durée de décharge de 5 h (donc d’une contenance de 5 kWh) est de 80 €/an ; si l’on a ajouté aux capacités existantes une capacité de 2 GW (soit en contenance 10 GWh), la valeur de 1kW supplémentaire est divisée par 4 et n’est plus que de 20 €/an. Cela équivaut à un investissement de 100 € pour 5 kWh, soit 20 €/kWh.

Résultat intéressant : dix fois moins que le coût d’une batterie. Est-ce bien ce que dit l’égude PEPS ?


PS : Avec cette feuille de calcul ici qui simule production, stockage et consommation d’électricité, ajouter 1GWh aux 90 GWh des Steps diminue la production à partir de gaz fossile et, en même temps, les quantités non ou mal valorisées, de 27 GWh. Si l’on a déjà ajouté 10 GWh aux 90 GWh des Steps, ajouter encore 1 GWh diminue les quantités non ou mal valorisées de 8 GWh, une division par 3,5 de l’efficacité de ce GWh.

Séminaire du CFE (mars 2017) : L’intégration des énergies renouvelables variables dans les systèmes électriques

Quelles conclusions tirer du séminaire organisé par le Conseil français de l’Energie le 31 mars 2017 sur « L’intégration des énergies renouvelables variables dans les systèmes électriques »

L’auteur de ces réflexions n’est ni un ancien professionnel, ni un expert du secteur de l’énergie. Il s’appuie sur  son expérience de pilotage de systèmes complexes et de contact avec les compétences de ses réseaux en ce domaine. Sa motivation première est la  réduction des émissions de gaz carbonique. Mais il sait qu’une politique écologique ignorant la fiabilité des systèmes électriques, ainsi que leur coût, n’a aucune chance d’être acceptée dans la durée par les ménages et les entreprises.  Il est donc impératif d’associer dans ce domaine passion et raison. En conséquence, les différentes technologies de production d’électricité  ne sont pas des buts, mais des moyens dont la meilleure combinaison est au service des divers objectifs à prendre en compte.

Jean-Eudes Moncomble, Secrétaire général du Conseil Français de l’Energie a présenté une synthèse des tendances établie par le Conseil Mondial de l’Energie :

Les énergies renouvelables, solaire et éolien, connaissent depuis dix ans une croissance annuelle moyenne de leur puissance installée  explosive, et des investissements  considérables, 286 milliards de dollars en 2015. Mais leur contribution totale à la production d’électricité reste encore modeste, 4% dans le Monde, 6% en France.

On enregistre  une baisse spectaculaire des coûts, par exemple : 28dollars /MWH pour de l’éolien au Maroc et 30dollars /MWH pour du solaire photovoltaïque à Dubaï, valeurs ne pouvant naturellement pas être généralisées, en particulier pour l’Europe.
Cédric Philibert, Analyste senior , Agence  Internationale de l’Energie nous a proposé de: « Mettre du vent et du soleil sur le réseau ».Il a développé les divers progrès envisageables pour  des nouvelles éoliennes à meilleur facteurs de charges, les baisses de coûts des batteries et des panneaux solaires.                                            

Il a attiré notre attention sur un certain nombre de zones désertiques où la combinaison de facteurs particulièrement favorables au solaire photovoltaïque et à l’éolien permettrait d’envisager le cumul de coûts de productions extrêmement faibles  et de facteurs de charge moyen élevés rendant des productions d’hydrogène par électrolyse très compétitives, intéressant  l’industrie de demain, notamment pour la fabrication d’ammoniac.                                                                                                                                                                                                                                                             Mais quand il nous a présenté des scénarios 2050 compatible avec l’objectif deux degrés, j’ai noté que s’il donnait une priorité aux renouvelables, il s’appuyait également sur l’efficacité énergétique, un développement important du nucléaire et la capture du CO2, donc sur tous les moyens.                                                                                                     Dans son inventaire mondial des taux de participation des ENRI solaires et éoliennes dans les mix énergétique prévus à l’horizon 2021, j’ai noté que :

Le pays en voie de développement le plus souvent cité pour son ouverture aux renouvelables, le Maroc serait à 20% en compagnie de pays européens, l’Italie, la Belgique, le Royaume Uni, et l’Espagne. Celle-ci étant un cas particulier puisque contrairement aux autres européens, elle a tiré les leçons des coûts insupportables de soutien aux ENRI, peut être aussi des difficultés de leur injection dans son réseau,  et donc arrêté leur promotion. A noter que le Maroc profite aussi  d’achats d’électricité renouvelable espagnole excédentaire à prix bradés. Trois pays se détacheraient du peloton des 20% :L’Irlande  à plus de 35%, l’Allemagne à 26% et le Danemark profitant de son couplage avec l’hydraulique scandinave pour viser 60%.
David Marchal, responsable renouvelable à l’ADEME nous a présenté l’étude qu’il a pilotée :« Un mix électrique 100% renouvelable ? » Elle est connue par ce thème « 100% renouvelable est possible », selon les propres termes choisis par le président Léchevin affirmant dans son éditorial de présentation : « …..Alors pourquoi une telle étude ? En imaginant un mix électrique jusqu’à 100% renouvelable, nous permettons qu’une hypothèse jusqu’ici impensable pour la majorité des acteurs devienne une hypothèse techniquement possible….. » Cette étude a bénéficié d’une communication média extrêmement performante. Ses conclusions ont d’ailleurs été reprises dans deux des programmes de la campagne présidentielle.
Véra Silva, Responsable du programme « Systèmes et marchés électriques EDF et Alain Burtin,Directeur des programmes management d’énergie à EDF R&D, nous ont présenté leur étude : « Analyse technico-économique d’un système électrique européen avec 60% d’énergies renouvelables » Pour des raisons qui lui appartiennent, EDF n’a pas communiqué aux médias sur cette étude présentée en anglais. J’ai été personnellement très heureux de constater que le Conseil Français de l’Energie ait pu nous offrir, à défaut d’un débat contradictoire, une présentation simultanée de ces deux études. Il aurait été intéressant d’ajouter l’étude de MM Flocard et Pervès  figurant sur le site Sauvons le Climat.

Je développerai mon analyse personnelle de ces deux études en confrontant point par point, leurs hypothèses, leurs objectifs et leurs conclusions :
Les objectifs principaux
 L’ADEME affirme clairement le sien : prouver que 100% renouvelables est possible et économiquement justifié. D’ailleurs, répondant à une question portant sur le contenu gaz carbonique du KWH,  David Marchal a répondu en précisant que l’objectif de l’étude était la promotion des renouvelables, non le contenu gaz carbonique du courant produit.

L’objectif principal  de l’étude EDF, tels que j’ai pu l’appréhender au cours de la présentation est de tester les conditions de fiabilité d’une plaque européenne à 60% de renouvelables, dont 40% d’ENRI, solaire et éolien. 
Le choix des champs

EDF R&D a choisi la plaque européenne, et donc tenu compte des foisonnements à cette échelle, ainsi que des possibilités d’augmentation de capacité des interconnexions. L’ADEME s’en est tenue à un exercice domestique en utilisant les imports exports via les interconnexions comme variables d’ajustement, absorbant ou complétant les potentialités nationale allant jusqu’à 15% de la satisfaction de la demande,  sans vérifier que quand on manque de vent ou de soleil en France on n’en dispose probablement pas davantage en Europe et réciproquement . Une confrontation sur ce point avec EDF R&D ayant étudié sur 30 années les potentiels éoliens et solaires par demi-heures dans toute l’Europe serait très instructive.
Les besoins nouveaux de stockage

Les deux analyses diffèrent sensiblement en ce qui concerne les stockages nécessaires. EDF R&D aboutit à la conclusion que pour 40% d’ENRI, les potentiels essentiellement hydrauliques existants sont suffisants, à l’exception du Royaume Uni où quelques capacités de stockages seraient économiquement justifiées. Ailleurs, il serait en général plus rentable d’investir en capacités  back-up gaz qu’en batteries pour gérer les intermittences.

Il est à noter que le problème de la fiabilité via les stockages se pose tout à fait différemment pour l’éolien et le solaire. C’est celui-ci qui a le plus d’avenir, mais il est très dépendant dans nos pays tempérés du stockage intersaisonnier.

A l’opposé l’ADEME insiste sur la nécessité de nouveaux stockages en prévoyant de nouvelles STEP, dont les sites seraient difficiles à trouver, nous savons que les populations n’en veulent pas, et des batteries pour gérer les besoins à l’échelle de la semaine, et évoque pour le scénario 100% un stockage intersaisonnier power to gaz. Interrogé par un auditeur sur son hypothèse de rendement de 33% pour le power to gaz, alors que beaucoup de professionnels estiment que l’on ne dépasserait pas beaucoup 20%, David Marchal a répondu qu’on ne verrait probablement jamais le power to gaz. Propos confirmés  dans un entretien ultérieur. Faut-il comprendre cette réponse comme  un abandon par l’ADEME du scénario 100% avec un repli sur des scénarios moins ambitieux  80%, 60% ? Une réponse claire de l’ADEME serait bienvenue.
Equilibre instantané

L’exposé de Didier Lafaille, chef du département technique de la CRE nous a donné le point de vue du régulateur et a attiré notre attention sur les devoirs  des gestionnaires de réseaux, responsables dans le contexte d’aujourd’hui de la garantie de  la fréquence et la tension.

Je retiendrai deux de ces affirmations :

« Contrairement aux installations de production avec machine tournantes, les installations de production d’ENR contiennent des équipements d’électronique de puissance ce qui peut engendrer une perte d’inertie du système électrique. »

« …Une limite d’injection dans les réseaux de distribution peut conduire à écrêter des renouvelables… »

Il se joint à beaucoup d’intervenants pour souhaiter davantage de flexibilité.
Face à cet impératif d’équilibre instantané du réseau, les approches des deux études diffèrent fondamentalement.

L’ADEME reconnait ne pas avoir traité ce problème.
La fiabilité  du système traverse toute l’étude d’EDF R&D, s’appuyant sur la compétence scientifique des participants à l’étude. Personnellement, je sens aussi l’apport des professionnels ayant encore l’expérience de la gestion complète d’un système électrique par l’opérateur historique.

EDF R&D appelle des progrès de l’électronique de puissance, mais estime, au vu des perspectives d’aujourd’hui, qu’un maintien de fortes capacités de productions incluant des machines tournantes reste nécessaire, ce qui peut conduire pour les périodes conjuguant faible demande et forte production d’ENRI à écrêter celle-ci afin de garder en production un matelas suffisant de production à base de centrales fossiles ou nucléaire.

L’intime conviction des auteurs de l’étude EDF R&D est qu’au-delà de 40% d’ENRI, la baisse de fiabilité deviendrait insupportable en Europe.
Gérer les transitions

Dans les gestions de projet, il est  souvent plus difficile  passer en sécurité d’un système existant  au scénario visé que de concevoir celui-ci.

Dans sa présentation et dans sa réponse à une question d’un auditeur, l’ADEME reconnait ne pas avoir traité ce problème.

EDFR&D ne le traite pas explicitement non plus, mais, sa démarche centrale  se concentrant sur une limite de 40% à l’injection fiable d’ENRI dans la plaque européenne, on conçoit aisément que qui peut le plus peut le moins, et donc que des scénarios européens à 15, 20, 30% d’ENRI pourraient être aussi validés.
Satisfaire la demande ou la piloter, si oui comment ? 
Reste à évoquer la question fondamentale de la demande. EDF R&D prend en compte avec pragmatisme celle qui résulte des tendances, tout en évoquant comme tous les intervenants l’intérêt d’une meilleure flexibilité. 

Face à la contrainte du gisement envisageable de renouvelables, l’ADEME prend pour hypothèse de réduire la consommation 2050 de 10%par rapport aux tendances.

Les tendances démontrent une stabilité de la consommation française d’électricité malgré l’augmentation de la population et du nombre de logements. Mon commentaire personnel est que nous constatons là une politique publique  qui a réussi. Il suffit de regarder les rayons de vente de matériels électroménager du grand commerce pour constater que tous les concurrents, contraints d’afficher leurs performances énergétiques, se sont alignés sur les meilleures standards possibles du moment sous la contrainte de ne plus être exposés, et donc d’être sortis  du marché. Cité par Géopolitique de l’électricité, Eurostat constate un gain d’efficacité énergétique moyenne de l’ordre de 1,5% par an qui compense les nouveaux usages de l’électricité.

Aller plus loin et réduire de 10% la consommation comme l’envisage l’ADEME tout en développant le vecteur électrique, serait-ce réaliste ?

 David Marchal nous a expliqué par ailleurs que, face aux objectifs 2050 de la  LTE prévoyant une division par deux de la consommation d’énergie de la France, on ne pouvait pas appliquer cette norme à la consommation d’électricité, et que la baisse à venir des émissions du pays  nécessiterait que le vecteur électrique décarboné se substitue à des usages à base de fossiles. Cela pose à l’avis de beaucoup d’experts la question de la satisfaction des nouveaux besoins  à venir, tant dans les transports que dans l’industrie qui marche encore aujourd’hui souvent à la vapeur. Il serait donc prudent de prévoir pour le long terme une croissance de la demande totale d’électricité.
Flexibilité

Tous appellent à plus de flexibilité de la demande, mais comment ? 

L’ADEME intègre dans ses hypothèses la possibilité d’obtenir une flexibilité de la demande de l’ordre de 15% très supérieure  aux données qui résultent de l’expérience.  

Dans un entretien ultérieur, David Marchal  insiste sur le changement complet des habitudes qui serait nécessaire dans un schéma 100 ou 80% de renouvelables : la demande pilotable devrait être dirigée sur le milieu de la journée, moment de production maximum du solaire, et donc plus sur la nuit comme maintenant. Il serait en particulier  proposé aux utilisateurs de chauffe- eau et de véhicules électriques de concentrer leurs recharges sur ces créneaux horaires . C’est, à mon avis compatible pour  le véhicule du  cadre travaillant à Sophia Antipolis, mais je laisse à mon lecteur l’appréciation de la vraisemblance de la généralisation d’un tel comportement.

Personnellement, ayant connu dans l’entreprise que je gérais près de mille camionnettes et 300 véhicules de fonction, je pencherai pour au moins 80% de recharges de nuit au chantier ou, si possible, au domicile du commercial.

Normalement c’est celui qui présente la facture qui négocie avec les clients les flexibilités profitables. Nous avons l’héritage d’EDF intégrée avec les tarifs Tempo et EJP.

Dans l’avenir certains envisagent que ce soient les  distributeurs confrontés aux variations d’apports des ENRI décentralisées qui négocient ces flexibilités avec les consommateurs, les réseaux intelligents permettant d’interrompre pour les reporter,  si c’est utile,  des usages de produits blancs ou de chauffage. Alors faut-il envisager que le consommateur reçoive deux factures, une du producteur, ou du négociant, l’autre du distributeur ? Ce point mériterait d’être éclairci.
Les coûts

Pour éclairer ce sujet, Dominique Finon, Directeur de recherche CNRS émérite nous a présenté son exposé sur :

Les politiques de soutien aux ENR à apports variables. A la recherche de quelques repères économiques  

Il y a une différence entre le prix de revient et la valeur économique d’un MWH d’ ENR à apports variables. La valeur économique est le montant des revenus que tire un producteur de ses ventes sur le marché électrique, moins le coût des services qu’il impose au système qui garantit la fourniture.

Rejoignant la plupart des économistes, Dominique Finon estime que le moyen le plus simple d’atteindre l’optimisation est de laisser jouer le prix du carbone.Il a tenté d’évaluer quels seraient sur le plan économique les taux optimums d’injection des ENRI. Il conclut qu’il y a un niveau de prix du carbone au-delà duquel la part optimale des ENR ne croît plus dans les deux cas :

Avec mise au ban du nucléaire et de la capture du carbone 

La croissance de la part optimale d’ENR-Var vers une asymptote à 50% (45% pour l’éolien et 5% pour le PV) à partir de 30-40 €/tCO2, 

Avec acceptation  du nucléaire et de la capture du carbone, pour les niveaux de prix du  au-delà de 30 €/tCO2, la part des ENR  baisse.

Elle se stabilise vers 15% pour des prix du CO2 de 100€/tCO2.

L’explication vient de la concurrence du nucléaire qui produit en base et de façon programmable, avec bas coûts variables.

A propos d’une question, sur l’intérêt des stockages intersaisonniers, Le Professeur Finon a donné son opinion. A son avis, c’est Henri Prévot qui a raison : l’utilisation d’ENRI excédentaires sous forme de chaleur afin d’économiser du gaz est plus justifiée sur le plan économique que de passer par le power to gaz dont les rendements sont dissuasifs.

Mon opinion :

J’ai testé l’idée d’Henri Prévot sur la chaufferie de mon immeuble. Au prix actuel du gaz, même si cette électricité gratuite était vendue départ zéro, l’ensemble des frais et taxes, CSPE et Turpe facturés au KWH rendrait non rentable l’installation d’une résistance.  Les règles présidant au marché de l’électricité sont incompatibles avec la mise en œuvre de cette très bonne idée.
Sur ce problème des coûts les deux études ont des approches différentes :
L’ADEME, s’appuyant sur la littérature annonçant des baisses à venir pour les coûts  des ENRI et des stockages, veut démontrer que des mix 40%, 80%, 100% de renouvelables auraient des coûts complets autour de 120€ le MWH, équivalents, à son avis à ceux d’un nucléaire à base d’EPR produisant à 80€/MWH..

Edf R&D n’a pas présenté une évaluation  des coûts complets  du mix 60% dont 40% d’ENRI, mais simplement celui des investissements à réaliser en Europe : réseaux  d’interconnexion renforcés et 700GW de capacités nouvelles éoliennes et solaires, alors qu’en face on n’obtiendrait qu’une baisse de  92GW de capacités thermiques pilotables, dont le maintien de100% de la capacité nucléaire existante en Europe. Soit seulement un moins de  13% face à un plus de 100%. De plus le remplacement de l’essentiel du charbon par  80GW supplémentaires de gaz, mieux à même de garantir un back up des ENRI, augmenterait sensiblement les investissements  nécessaires. Au total je ne doute pas que leur projection dans les coûts serait impressionnante et regrette qu’EDF R&D ne soit pas allé jusqu’au bout de son exercice pour évaluer le coût complet de son scénario.  

L’objectif écologique : réduire les émissions de gaz carbonique des systèmes électriques.

L’ADEME le traite implicitement : un système 100% renouvelables, ce serait évidemment une électricité propre et décarbonée! A y regarder de plus près, il faut tenir compte des importations, 13% de la consommation. Par hypothèse l’ADEME les équilibre en MWH avec les exportations, mais pas en euros, car importer quand il y a peu de vent et de soleil c’est supporter les prix de marché les plus élevés et exporter quand on produit trop, c’est le contraire. Quel serait le contenu carbone de ces importations? Cela dépendrait des politiques  énergétiques de nos voisins. 

Aujourd’hui, ce contenu moyen de gaz carbonique des pays limitrophes est de l’ordre de 400g/KWh. 

13%x 400= 52g/KWH, c’est plus que le contenu français actuel, 40gCO2/KWH.

Interrogé sur ce point, David Marchal a bien précisé que l’objectif central  de l’étude ADEME n’était pas l’amélioration du contenu carbone de l’électricité consommée par les Français, mais la promotion des renouvelables.

EDFR&D a évalué les résultats  d’émissions que l’Europe pourrait attendre  de son scénario 60% renouvelables dont 40%d’ENRI. Le contenu  de gaz carbonique  du KWH de l’électricité européenne  passerait de  350g aujourd’hui, à 125g.

Mais si pour aller plus loin, l’Europe remplaçait tout son charbon et son lignite par du gaz, elle atteindrait 73g/KWH. Rappelons que  le contenu français de 2014 était de 35g.

On retrouve là une réalité bien connue. La première mesure écologique que pourrait prendre l’Europe pour baisser  très rapidement  les émissions de gaz carbonique de son électricité serait de remplacer toutes les centrales au charbon par du nucléaire ou, pour les pays le refusant par d’autres consommant du gaz.
Confrontation de ces études avec l’observation des réalités

M’exprimant maintenant à titre personnel, je reprends une question que j’ai posée en  fin de séance,  qui n’a pas pu trouver de réponse, faute de temps d’espace pour des échanges approfondis. 

La distribution d’électricité repose sur un apriori fondamental, la confiance. C’est la confiance qui nous fait prendre rassuré les ascenseurs, trains et métros, aller faire nos courses, confier nos provisions et des médicaments aux frigos et congélateurs, utiliser nos réseaux de communication etc. L’électricité est un bien essentiel, tant pour les entreprises que pour les ménages. Ils ont droit à des prix compétitifs et à la fiabilité.

La phrase pour moi la plus importante que j’ai lue dans l’étude de Géopolitique de l’électricité consacrée au  Maroc constate que, autant les entreprises que  les ménages de ce pays, ont renoncé aux groupes diesels de secours, par ce que ça marche. Or ce pays n’envisage pas d’ici 2021 de dépasser 20% d’ENRI, 30% si on tient compte des achats de courant espagnol excédentaire bradé. La sécurité des Marocains repose sur un mix majoritaire charbon et accessoirement gaz.

Dans son inventaire,  Cédric Philibert  n’a pas trouvé de pays développant les ENRI envisageant plus de 40%, à l’exception du Danemark, petit pays couplé avec les vastes disponibilités hydrauliques scandinaves. Le Danemark garde pourtant un socle charbon. En 2014, les performances des pays européens les plus avancés dans la promotion des ENRI sont :

43% pour le Danemark, 24% pour le Portugal, 22% pour l’Espagne, 20% pour l’Irlande, 15% pour l’Allemagne, ;

Les ministres allemands, alors qu’ils disposent encore de 15% de nucléaire, reconnaissent qu’ils n’ont aucun plan crédible pour sortir du lignite.

EDFR&D a observé  que plus un réseau est petit, plus, pragmatiquement, les exploitants ont dû limiter les injections instantanées d’ENRI. Ainsi dans les iles des DOM, même si on a dépassé le taux maximum de 30%, on fait beaucoup moins  en moyenne.

Ce fait d’expérience est confirmé par une étude de M Flocard disponible sur le site Sauvons le Climat. Elle évalue pour l’année passée la situation de la petite ile d’El Hiero, pourtant très privilégiée par les vents et sa STEP profitant d’une caldera naturelle, à 30% la part de l’éolien dans le mix, les 70% restant sont produits par les groupes diesel.

Une autre étude de Géopolitique de l’électricité relate les déboires de l’Australie du SUD où une volonté politique de passer à 50% d’ENRI en fermant des capacités charbon s’est traduite par une période de coupures sauvages par 40degrés à l’ombre privant les habitants de frigo, congélateurs et climatiseurs, et plus grave, conduisant à la perte de dizaines d’embryons surgelés.

Perdre la confiance dans la fiabilité d’un réseau électrique d’un pays industrialisé et développé comme l’Australie était une hypothèse jusqu’ici impensable pour la majorité des  acteurs, il a été permis qu’elle devienne une hypothèse techniquement possible.

Jusqu’ici, les citoyens français, comme nos voisins européens  ont été habitués à avoir confiance dans leur système électrique. Observer ce qui se passe dans le vaste monde nous invite  à réfléchir.

Il m’apparait que le chiffre limite de 40% traverse toutes les observations et est confirmé par EDFR&D.

Il figure dans les objectifs des penseurs inspirant la Commission Européenne, bien que celle-ci, redoutant l’échec cuisant que serait le non-respect par L’Europe de ses objectifs COP 21 en vienne à proposer une baisse supplémentaire de 10% de la consommation d’énergie de l’Europe. Comment ?
Ce taux de 40% serait-il pour autant l’optimum ?

Les analyses du Professeur Dominique Finon intègrent l’objectif écologique par un prix du carbone. Dans ces conditions, il constate en effet que si on bannit le nucléaire et la capture du carbone, on plafonne l’objectif économique à 40% 50%, mais si on garde la ressource du nucléaire c’est beaucoup moins, 15% au maximum.

L’Europe étant partagée entre pays acceptant ou non le nucléaire,  l’optimum économique serait donc très inférieur à 40%
Ma conclusion personnelle:

Il m’apparait que la menace climatique se traite  au niveau de la Planète et non de la France et même de l’Europe. Face à elle, tous les moyens doivent être utilisés : renouvelables, intermittents ou pilotables, nucléaire, efficacité énergétique.
Dans ce contexte, grâce à leurs progrès, les ENRI ont un champ d’activité   considérable dans des pays en développement où leurs performances sont très supérieures à celles qu’elles atteignent en France. Dans des pays à ressources hydrauliques limitées, ayant un marché électrique trop petit pour rentabiliser le nucléaire, et investissant dans des systèmes électriques condition de leur développement, l’injection d’ENRI au maximum des possibilités locales ainsi que la préférence pour le gaz pour les centrales pilotables réduirait considérablement leur empreinte carbone.
Alors, les politiques publiques les promouvant ont-elles pour but de remplacer à grands frais et à grands risques des systèmes historiques qui ont fait leurs preuves, ou  plutôt de servir de références aux entreprises françaises de l’énergie qui compte des leaders mondiaux  qui contribueraient à un développement aussi décarboné que possible de la Planète ?

Comment poser correctement le problème d’un système français optimal, sans tomber dans des simplismes, tels le 100% c’est possible ou le 50% de nucléaire ?

L’étude EDFR&D a le mérite de nous rappeler qu’une recherche française n’a de sens que dans la cohérence avec l’Europe de réalité qui n’est pas  l’Europe idéale.

L’objectif 40% d’ENRI est soutenu par la doctrine exposée par la majorité des commissaires européens. A part l’exception danoise aucun pays n’y va d’ici 2030, et certains sont touchés par le doute ou le mur des coûts dont l’Espagne. Il est donc probable que la dynamique européenne nous conduise vers 15 à 20%  d’ENRI d’ici 2050 compte tenu des décisions déjà prises. Dominique Finon a bien distingué dans son estimation du taux économiquement  optimal d’injection des ENRI les pays acceptant ou refusant le nucléaire. Quel sens économique aurait donc un taux d’injection d’ENRI de 30% en France ?

L’étude EDFR&D nous apprend que cela pourrait marcher mais  que tout le potentiel nucléaire devrait être gardé, ce qui laisserait  présager des coûts très importants sans effet sensible sur les émissions françaises.

Au niveau européen, si la volonté politique était vraiment cohérente avec les discours COP21, on pourrait en respectant les choix différents des pays  acceptant ou refusant le nucléaire passer de 350g/KWH à moins de 100g/KWH  de contenu CO2 de l’électricité, soit les diviser par plus de trois. Mais le remplacement du charbon par le gaz rapporte beaucoup plus que les ENRI. Monter le niveau des ENRI  à 40% serait certes possible comme le démontre EDF R&D, mais cela coûterait très cher. 
Jacques Peter                                  juin 2017
                                                                                         

                                                                                             

Fermeture de Fessenheim ?

FJP Crochon le 20 novembre 2017FERMETURE DE FESSENHEIM

La fermeture de la centrale de FESSENHEIM était un des engagements de campagne de Mr F. Hollande. Les motifs ofciels étaient que la centrale arrivait en fn de vie, qu’elle était « vieille », et qu’elle était dangereuse pour la sûreté nucléaire car située sur une faille séismique. Pourtant l’Autorité de Sûreté Nucléaire n’a pas demandé la fermeture de cette centrale qui a fait l’objet de programmes de modernisation périodiques comme les autres centrales d’EDF de même type en tirant les enseignements de l’expérience d’exploitation. 

Une des preuves que l’argument de risque pour la sûreté n’était pas crédible est que Mme ROYAL Ministre de l’Energie a un temps évoqué l’idée de remplacer la fermeture les deux tranches de FESSENHEIM par celle de deux tranches de la centrale de TRICASTIN qui en comporte quatre, de manière à ne pas trop perturber la situation de l’emploi en Alsace.

La réalité est que Mr F. Hollande voulait ACHETER les voix des électeurs écologistes anti- nucléaires pour être élu selon l’exemple de Mr JOSPIN avec SUPER-PHENIX.

-Les faits :

FESSENHEIM 1 a été engagée en construction en 1971 et la mise en service industriel (MSI) accordée en janvier 1978

FESSENHEIM 2 a été engagée en construction en 1972 et la MSI accordée en avril 1978

Pour l’achat de la licence PWR de Westinghouse par la France la centrale de référence Américaine était BEAVER VALLEY 1

BEAVER VALLEY 1 début de construction JUIN 1970 et MSI en OCTOBRE 1976

BEAVER VALLEY 2 début de construction MAI 1974 et MSI en NOVEMBRE 1987

La centrale de FESSENHEIM aura donc 40 ans dans quelques mois.

Elle est la copie exacte de BEAVER VALLEY mais a fait, je crois, l’objet de davantage d’améliorations que BEAVER VALLEY, car elle a bénéfcié du résultat du retour d’expérience des centrales Françaises at aussi des centrales dans le monde à travers les échanges qui se font dans le cadre de WANO et de l’AIEA. Après l’accident de TMI, un efort particulier a été fait par EDF pour exploiter à fond l’expérience d’exploitation pour améliorer de manière continue la sûreté, et le confort de l’exploitant.

La décision est officellement prise de fermer FESSENHEIM au moment de la mise en service industriel de FLAMANVILLE 3, soit en principe en 2019 (ou 2020 ?). EDF recevrait 400 Millions d’Euros en dédommagement. Il ne s’agit pas d’une demande de fermeture des Autorités de Sûreté Française mais une décision politique pour satisfaire une poignée d’écologistes.

Dans le même temps, la centrale Américaine de BEAVER VALLEY est prolongée jusqu’à 60 ans, et peut être ultérieurement à 80 ans, selon la pratique de l’Autorité de Sûreté Américaine.

« Réflexions sur l’électricité » (et son mode de libéralisation) par un membre du PCF : un marché faussé.

Réflexions sur l’électricité  (et son mode de libéralisation) (03/12/2014)
Jean-Yves Guézénec
Commission Ecologie/Energie

(En travaux : manque les graphiques visibles depuis le 27/11/2017 ici)

Dans l’Huma du 3 novembre, sous le titre “Facture EDF le coup de bambou”, Thomas
Lemahieu nous apprend que les tarifs règlementés du kWh pour les particuliers augmentent
de 2,5 %2 à compter du 1er novembre après une hausse de 5 % en 2013. Quasi
simultanément on a appris que le gouvernement avait décidé de laisser inchangé, à 42
euros, le prix auquel EDF est tenue de revendre à ses concurrents le MWh d’une partie de
son électricité d’origine nucléaire (ARENH)3. Ce prix est resté inchangé depuis sa première
mise en application en juillet 2011, date depuis laquelle les particuliers ont vu, globalement,
tous postes compris, leur facture augmenter de 9 %. Cette obligation de vente découle de la
loi NOME (Nouvelle Organisation du Marché de l’Électricité) de décembre 2010.
En dehors de la constatation, maintenant banale, qu’il y a deux poids deux mesures, c’est à
dire que le système est plus prompt à faire payer les particuliers que les possesseurs du
capital, cet évènement me paraît être une bonne occasion de revenir sur les conséquences
de la complète libéralisation du secteur de l’électricité en France.
Il faut rappeler qu’elle a été mise en place progressivement par des lois successives (la
dernière du 1er juillet 2007 instaure la concurrence à 100 %), après l’évènement majeur du
conseil européen de Barcelone en mars 2002. Jacques Chirac, main dans la main avec son
premier ministre Lionel Jospin, y ont capitulé face aux injonctions européennes. L’électricité
échappait jusqu’alors aux règles du sacro-saint marché qui, depuis le traité de Maastricht,
est le coeur politique de la construction européenne. Dans cette affaire les socialistes ont
une lourde responsabilité.
L’énergie est au coeur physique des économies, de la vie des gens, de leur bien-être, du
fonctionnement des entreprises que nous aimons sans doute plus que Manuel Valls.
Quasiment pas de possibilités de transport sans pétrole, pas de réfrigérateur, de machine à
laver sans électricité. La protection de l’environnement (traiter les déchets, recycler les
matériaux, limiter les rejets polluants….) demande de l’énergie.
Parmi toutes les formes de l’énergie, l’électricité (qui en fait est un vecteur d’énergie, il faut
la fabriquer à partir d’une source d’énergie) devient et deviendra de plus en plus nécessaire
à la société. Soit à cause de son utilisation dans de nouvelles techniques, soit du fait qu’elle
remplacera d’autres énergies plus polluantes, notamment dans les transports, – à condition
que l’électricité soit produite avec moins de pollution que le type d’énergie qu’elle remplace
– ou encore, dans certains cas, de sa souplesse d’utilisation et du gain en efficacité qu’elle
permet dans certains processus.


1 Adhérent dans la fédération des Côtes d’Armor
2 Cette hausse de 2,5 %, nous apprend Le Mahieu, n’est pas suffisante pour les concurrents d’EDF groupés dans l’association « Anode » où l’on trouve Lampiris, Planète OUI et Poweo-Direct Energie.
3 Pour « Accès régulé à l’électricité nucléaire historique »


Dans l’énergie finale consommée en France, l’électricité qui représente aujourd’hui environ
25 %, pourrait doubler d’importance et être totalement décarbonée, ce qui suppose une
croissance importante du parc nucléaire, condition essentielle pour remplir l’objectif d’une
diminution d’un facteur 4 des émissions françaises de gaz à effet de serre à l’horizon 2050.
Cette perspective n’est pas du tout celle de nos alliés au sein du Front de Gauche, ni des
mouvements qui cultivent l’écologie politique. L’électricité est synonyme pour eux d’un
nucléaire exécré et dont il faudrait sortir. Les énergies électriques qu’ils défendent,
essentiellement éolien et photovoltaïque, sont, du fait de leurs caractéristiques physiques
(énergies diluées dévoreuses d’espace et intermittentes), incapables de répondre aux
besoins d’électricité dans l’avenir. Ce qui les conduit à préconiser l’austérité énergétique :
diminution de la consommation d’énergie de 50 % à l’horizon 2050 (scénario Negawatt).
Objectif surréaliste et dangereux du fait du mauvais signal que donne une telle orientation,
qui sera fixée dans la loi, à la recherche et aux investissements, d’autant qu’elle est assortie
de la diminution de la part du nucléaire dans la production d’électricité de 75 % à 50 % sans
justification (voir à ce sujet un commentaire en annexe 2). Qu’en sera-t-il de la recherche
dans le domaine des surgénérateurs, du projet Astrid ? Autre disposition prévue dans la loi
qui relève de la même orientation : la limitation à 63,2 GW du parc nucléaire. C’est une
pitoyable astuce pour tenter d’obtenir automatiquement l’arrêt d’un ou plusieurs réacteurs
anciens lorsque le réacteur EPR de Flamanville sera opérationnel (promesse de Hollande
d’arrêter les réacteurs de Fessenheim car les plus vieux du parc), ceci pour faire plaisir à
EELV (opération politicienne analogue à celle qui a conduit à l’arrêt de Super-Phénix).
Cibler prioritairement un pôle public de l’électricité pour une
électricité décarbonée et bon marché.
L’importance que va prendre l’électricité dans notre approvisionnement énergétique, le rôle
structurel qu’elle devrait tenir dans l’économie, mériterait, lorsqu’on revendique un pôle
public de l’énergie, que l’on commence par cibler particulièrement un tel pôle pour
l’électricité, autour d’EDF. Celui-ci devrait avoir pour objectifs prioritaires de fournir de
l’électricité décarbonée au maximum, d’agir contre les augmentations des prix de
l’électricité et de veiller à l’indépendance nationale énergétique. Dans l’immédiat nous
devons lutter pour le maintien du tarif régulé aux particuliers et celui de la péréquation
tarifaire, expression de la solidarité nationale, très menacée comme on le verra plus loin. Le
tarif règlementé pour les entreprises – puissance supérieure à 36 kVA – devrait disparaître au
1er janvier 2016, mais aucune échéance n’est fixée pour le tarif aux particuliers.

Un marché extravagant

Le marché de l’électricité ne fonctionne pas ou du moins fonctionne de manière
extravagante.
Difficile a priori de faire du commerce avec une denrée qui ne se stocke pratiquement pas,
qu’il faut consommer dans l’instant où elle est produite. Avec cette caractéristique on
comprend tout à fait l’intérêt que de nombreux distributeurs privés voient dans la mainmise
sur le parc hydroélectrique (barrages, éclusées). Ceci mettrait à leur disposition de (voir la suite plus bas)

Sur le lien http://www.quelleenergie.fr/economiesenergie/
panneaux-solaires-photovoltaiques/prix-economies on trouve : « Les revenus générés par la vente de l’électricité (jusqu’à 2.300 €/an pour 6 kWc) et la baisse du prix des panneaux solaires photovoltaïques permettent une rentabilité rapide. En effet, la
revente au réseau vous garantit un revenu conséquent pendant 20
ans. Par ailleurs, l’investissement peut être réduit grâce à des aides
locales. Votre installation photovoltaïque peut donc être rentabilisée
en quelques années. »

(suite)
l’électricité stockée, disponible quasi instantanément, au moment le plus rentable du
marché et non au moment le plus rationnel pour le réseau et l’économie nationale.
La Loi Nome (Nouvelle Organisation du Marché de l’Électricité) de décembre 2010 est
l’élément le plus stupéfiant dans un contexte de marché, puisqu’elle oblige un producteur,
(EDF), qui dispose d’un système de production plus performant que la moyenne (les
centrales nucléaires), à vendre ses produits à ses concurrents, moins habiles, pour que ceux ci puissent lui faire concurrence ! C’est ainsi qu’EDF est tenu d’accepter de céder à 42
€/MWh le quart de sa production nucléaire (100 TWh sur 400).
La règle de l’obligation d’achat pour les productions éolienne et
photovoltaïque. Elle s’est instaurée en Europe et, malgré les pourvois en justice
d’associations de défense des paysages, a été jugée compatible avec les bonnes pratiques
européennes de la concurrence.
L’obligation d’achat de l’électricité éolienne par EDF a été à l’origine de profits fabuleux. Il
est de notoriété publique par exemple que la fortune de Pâris Mouratoglou, placée dit-on au Luxembourg, y trouve son origine. Une émission récente sur France-Culture 4 nous apprend aussi que les exploitants bénéficient d’avantages fiscaux et bricolent sur le marché des certificats d’économie d’énergie. Le prix d’achat du kWh éolien terrestre est couramment annoncé à 82 €/MWh. Ce tarif est celui fixé en juillet 2006. Tenant compte de son indexation
sur l’inflation, le tarif éolien moyen prévu pour 2015 par la Commission de régulation de
l’énergie (CRE) est de 90,6 €/MWh (Annexe 4), tarif bien supérieur à la valeur réelle d’une
telle énergie dont la fourniture est parfaitement aléatoire. Il est intéressant de comparer ce
tarif au coût de production de l’électricité du parc nucléaire actuel que la Cour des comptes,
dans un récent rapport, réévalue à 59,8 €/MWh pour 49,6 en 2010 (Annexe 4). Fukushima a
eu lieu entre temps !
Quant à l’éolien offshore, dont la production sera sans doute moins aléatoire que celle de
l’éolien terrestre, le prix d’achat devrait se situer au-delà de 200 €/Mwh (250 ?). Concernant le photovoltaïque il y a eu une époque ou EDF rachetait le MWh à 600 euros (contrats passés pour 20 ans à ce prix). Il y a eu fort heureusement des réajustements, les prix des panneaux photovoltaïques ont fortement baissé.
Pour l’ensemble parc existant
actuel, la CRE évalue à 390,6 euros le prix d’achat du MWh (annexe 4). Pour les parcs en
prévision on peut se référer à une délibération de la CRE du 30 octobre 2014. Elle évalue à
153,2 euros le MWh qui sera produit par un ensemble de projets que devrait retenir la
ministre de l’écologie, du développement durable et de l’énergie, suite à l’appel d’offre
lancé le 22 mars 2013 pour des installations photovoltaïques sur bâtiment de puissance
crête comprise entre 100 et 250 kWc. Pour les projets retenus, qui auront une puissance
crête de 40,62 MWc, la CRE estime les charges de service public (CSPE. Voir Annexe 3)


4 http://www.franceculture.fr/player/reecouter?play=4941622

induites par ces projets à environ 5,21 M€/an5, soit 104,2 M€ sur 20 ans. Somme à comparer au coût d’installation de ces 40,65 MWc qui devrait être de l’ordre de 20 M€ (0,5 €/MWc) !
Dans ce contexte, des collectivités locales créent sur leur territoire des parcs d’énergies
renouvelables pour améliorer leur situation financière. Elles ont l’impression d’agir pour la
protection du climat6 en mettant en oeuvre une installation n’émettant pas de CO2 et en
fermant les yeux sur le fait que le surcoût du kWh est à la charge des consommateurs (pas
les gros) par le biais de la CSPE (Annexe 3) que tous les particuliers paient sur leur facture
d’électricité. L’argument de l’efficacité des éoliennes et du photovoltaïque pour la
protection du climat est tout à fait contestable. Même en Allemagne où la production
électrique se fait majoritairement à partir du charbon et du lignite et où l’on pourrait donc
considérer que l’éolien et le photovoltaïque se substituent à ces productions polluantes, la
mise en service d’immenses parcs (l’ensemble représente une puissance installée supérieure à celle du parc nucléaire français) n’a pas empêché, ces dernières années, l’augmentation des émissions de CO2. Il est vrai qu’en même temps l’Allemagne a procédé à l’arrêt de 8 réacteurs nucléaires.
Il a été un certain temps avancé qu’il y avait plusieurs régimes de vent en France – quand il
n’y a pas de vent en Languedoc, il y en a dans le nord ou en Bretagne – et que ceci lissait la
production globale éolienne dans l’hexagone. On appelle cela le foisonnement. Mais des
études de l’association « Sauvons le climat » ont montré qu’il n’en était rien : même avec
25 000 MW installés, il y aura des périodes (situations anticycloniques correspondant
souvent à des périodes de grand froid ou de canicule) où la production totale sera quasi
nulle. Ce qui nécessite des installations de « back-up » pour répondre aux besoins, au mieux
fonctionnant au gaz, source de CO2, et dont la puissance devra être très proche de 25 000
MW. Opération économiquement désastreuse. Les études de « Sauvons le climat » ont
montré également que l’on ne pouvait pas compter sur un foisonnement éolien au niveau
de l’Europe !
Les énergies électriques intermittentes prendraient beaucoup plus d’intérêt si l’on disposait
de moyens efficaces pour stocker l’électricité de manière massive. Le moyen le plus efficace
aujourd’hui est constitué par des stations de transfert d’énergie par pompage (STEP). Le
principe est d’utiliser la production des centrales thermiques (nucléaires en France) pendant
les périodes de faible demande pour remonter de l’eau d’un barrage à un autre barrage
situé à une altitude plus élevée, et de turbiner l’eau de ce dernier pendant les périodes de
forte demande. De telles installations existent déjà : Grand-Maison, Montezic, Revin, La
Coche, Le Cheylas, Super-Bissorte. Elles totalisent une puissance d’environ 5 000 MW. Il n’est pas inintéressant de réfléchir à des stockages supplémentaires de ce type pour les
renouvelables intermittentes, mais les opportunités semblent limitées pour atteindre des
puissances disponibles qui devraient être au moins 3 fois supérieures à l’existant7. Et cela à
quel coût ?


5 En considérant un prix de marché de 45,8 €/MWh en 2014, augmentant de 2 % par an.
6 C’est une idée tenace que celle du bienfait des éoliennes pour le climat. Interrogé le 3/11/2014 sur France-
Inter au journal de 13h sur les façons d’être efficace pour la défense du climat, Benoit Hartmann de France
Nature Environnement n’hésite pas, il répond tout de suite : « se battre par exemple pour un nouveau parc
éolien ».
7 Pompage d’eau de mer pour les grands parcs éoliens offshore ? A noter que le barrage de la Rance fonctionne
parfois en STEP. Il est donc amené à se remplir, dans certaines conditions de marée, par de l’électricité

On ne peut pas parler des énergies renouvelables sans évoquer le soutien fort de la
population à leur développement. C’est le cas en France, mais encore beaucoup plus en
Allemagne. Dans le document sur l’énergie photovoltaïque que le député Serge Poignant a
écrit pour la commission des affaires économiques de l’Assemblée nationale en 2009, il
rapporte que le taux de soutien de la politique allemande par la population excède 80 %. Il
rapporte aussi qu’un de ses interlocuteurs en Allemagne lui avait confié, certes avec
humour, qu’« investir dans des panneaux solaires est une façon d’assurer le salut de son
âme ». Ce qui indique qu’en Allemagne les oppositions radicales au nucléaire et l’acceptation
des renouvelables, mêmes plus coûteuses, relèvent d’un certain mysticisme. Sommes-nous
en France à l’abri d’un tel sentiment ?
En septembre 2014 le parc éolien français avait une puissance installée de 8 636 MW, le parc photovoltaïque de 4 978 MW. L’objectif en cours, fixé pour 2020 dans la programmation pluriannuelle des investissements (PPI) est pour l’éolien de 25 000 MW (dont 6 000 offshore) et 5 400 MW pour le photovoltaïque.
Ce dernier objectif pour le photovoltaïque devrait être dépassé compte tenu des projets
qu’autorise actuellement la ministre en charge de l’énergie. Ministre qui prétend dans le
même temps limiter l’augmentation des prix de l’électricité aux familles alors que lesdits
projets fourniront de l’électricité payée à son producteur 3 fois plus cher que le « prix du
marché ».
En résumé, compte tenu des menaces sur la stabilité des réseaux que représente un parc
éolien trop important, de son impact environnemental, du prix extrêmement élevé de
l’électricité produite par l’éolien offshore et compte tenu également de l’existence des parcs
intermittents des pays voisins connectés sur le réseau européen, on pourrait revendiquer en
France un moratoire sur le développement de l’éolien et l’arrêt de l’obligation d’achat. La loi
de Transition énergétique envisage de modifier la pratique de l’obligation d’achat en la
remplaçant par un nouveau dispositif de soutien. Mais il ne faut pas se faire d’illusion, ce
soutien sera supporté par la collectivité comme le dit d’ailleurs très bien M. Bruno Léchevin,
président de l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (ADEME), lors de son
audition, le mercredi 15 octobre 2014, par la Commission d’enquête parlementaire relative
aux tarifs de l’électricité :
« …les évolutions du système de soutien discutées ici n’en modifieront pas significativement
le coût absolu pour la société, mais uniquement la répartition entre les acteurs ou les
modalités d’octroi pour un acteur donné. En effet le soutien est nécessaire pour couvrir un
surcoût et assurer une rentabilité suffisante aux investisseurs. Le passage d’une logique de
tarif d’achat à une logique de complément de rémunération à la vente sur le marché
n’abaissera pas automatiquement le coût de soutien pour la collectivité. Elle pourrait même
l’augmenter légèrement à court terme, comme c’est le cas en Allemagne, afin de soutenir la
montée en puissance de nouveaux acteurs intermédiaires assurant un niveau d’agrégation
pour la vente sur le marché. »
produite par des centrales nucléaires. L’électricité produite à la vidange est évidemment garantie pur renouvelable.

Le développement du photovoltaïque dont l’intermittence met aussi en danger la stabilité
du réseau devrait être limité à son usage en autoconsommation. La recherche sur le
photovoltaïque doit se poursuivre. Patrick Jourde, disparu en 2009, qui fut le responsable du
solaire au CEA, prévoyait un bel avenir au photovoltaïque, mais désapprouvait les
orientations de son financement et l’insuffisance des moyens attribués à la recherche.
Le phénomène des prix négatifs. C’est le résultat de l’arrivée sur le réseau européen
de flux d’énergie intermittents parfois très élevés. Leur injection est prioritaire sur le réseau
et obligatoirement garantie en prix d’achat par les Etats du site de production, les
distributeurs sont obligés de les accepter quelle que soit la configuration de la demande.
C’est ainsi que dans des périodes de faible demande et de forte production par les
intermittentes, celles-ci peuvent être bradées à prix très bas, voire négatifs, poussant à la
baisse les prix de gros. Par ailleurs dans de telles situations des installations normalement en
service doivent s’effacer. Pour éviter d’être ainsi obligé d’arrêter une installation et ensuite
de la redémarrer, ce qui est pénalisant pour la rentabilité et pour les matériels, son
exploitant propose sur le marché sa production à un prix négatif. Des centrales à cycle
combiné gaz ont été arrêtées car insuffisamment rentables. En avril 2013, GDF a annoncé la
mise sous cocon, pour une durée indéterminée, de sa centrale Cycofos de Fos-sur-Mer d’unecapacité de 490 mégawatts. On marche sur la tête !
La prolifération des fournisseurs d’électricité dont certains ne produisent rien, ce
sont des négociants qui spéculent. J’ai relevé en plus d’EDF les entreprises ci-dessous :
 Pour les particuliers et petits professionnels : Direct-Energie, Energam, Planète Oui,
GDF-Suez, Enercoop, Alterna, Lampiris, Proxelia.
 Pour les gros consommateurs : certains parmi les précédents, plus ENEL, ENALP,
ALPIQ, E.ON, Vattenfall, Edenkia, Enovos, Lucia.
Certains comme Enercoop et Lampiris proposent, à des tarifs plus élevés que la moyenne, de l’électricité « verte » garantie.8()
L’explosion du nombre de producteurs d’électricité sans doute liée à l’installation
par des particuliers de panneaux photovoltaïque en toiture. Dans un entretien datant de
2012 j’ai trouvé cette réflexion de Bernard Bigot, administrateur général du CEA : « il y aura
d’ici à cinq ans quelque 700.000 fournisseurs d’électricité en France, contre 200.000
actuellement, et seulement une vingtaine voici quelques années. Une inflation qui pèse lourd sur les coûts d’infrastructures ». Cette remarque est d’autant plus importante que ces
multiples producteurs disposent essentiellement de sources d’énergies intermittentes pour
lesquelles les infrastructures d’évacuation d’énergie sont obligatoirement
surdimensionnées. Elles sont dimensionnées pour l’évacuation d’une puissance maximale
qui est très rarement atteinte. D’où surcoût.

(8) Certains consommateurs seraient certainement volontaires pour disposer d’électricité nucléaire garantie à prix plus bas que la moyenne !

Menaces sur la péréquation tarifaire

La loi de nationalisation du 8 avril 1946 a instauré le quasi monopole d’EDF sur la production
et la distribution d’électricité en France. Et un principe de solidarité nationale a été établi :
celui de l’unicité du prix de l’électricité sur tout le territoire pour les particuliers, à travers
une péréquation tarifaire.
Ce principe est menacé comme en témoigne par exemple l’appréciation le 08/05/2014 d’un
journaliste sur le site http://www.territoires-energie-positive.fr/opinions/perequationtarifaire-
de-l-electricite-un-mythe-francais-a-mettre-en-debat : « L’enjeu social du prix de
l’électricité (en €/kWh), et de son unicité au niveau national, est finalement de second
ordre ».
EDF est fournisseur d’électricité. Ses filiales, ERDF et RTE, sont chargées de l’acheminement
de l’électricité et à ce titre propriétaires, pour la première, du réseau de distribution
moyenne tension (c’est-à-dire inférieur à 63 kV) et, pour la deuxième, du réseau de
transport haute tension. La loi de 46 a laissé aux communes la propriété sur leur territoire
des réseaux de distribution basse tension (220/380 V); elles se sont regroupées en syndicats
d’électricité qui en délèguent (concèdent) la gestion à ERDF. Une fédération de ces syndicats
existe : la Fédération nationale des collectivités concédantes et régies (FNCCR).
Le financement de ces entités figure sur la facture d’électricité. Le poste acheminement
rémunère ERDF et RTE, la taxe sur la Consommation Finale d’Electricité (TCFE) rémunère les
syndicats d’électricité
La loi de 46 a prévu certaines exceptions pour la fourniture et la distribution de l’électricité
dans le souci de tenir compte de situations établies depuis longtemps et appréciées comme
des services publics locaux, avec ce que l’on a appelé les distributeurs non nationalisés
(DNN), devenus Entreprises locales de distribution (ELD) (qui d’ailleurs évoluent souvent vers des sociétés distributrices d’énergie, d’eau, de services divers). Elles sont au nombre
d’environ 150, et exploitent 5% du territoire national, représentant 2 600 communes.
Certaines ont une taille relativement importante, comme Électricité de Strasbourg, l’Usine
d’électricité de Metz, Séolis (Deux-Sèvres), Soregies (Vienne) ou encore Gaz Électricité de
Grenoble. D’autres sont de dimensions beaucoup plus modestes, ne desservant qu’une ou
quelques petites communes rurales. Non seulement elles distribuent, comme ERDF,
l’électricité sur un territoire donné, mais sont en outre propriétaires d’unités de production.
Il s’agit généralement d’un parc de production historique, notamment hydraulique, mais ces
ELD peuvent investir dans de nouvelles installations (Energies renouvelables, centrales
thermiques).
La loi du 10 février 2000 (article 18) a maintenu le monopole de la gestion des réseaux pour
l’acheminement électrique à Electricité de France (EDF) et aux distributeurs non nationalisés
(DNN).
On peut craindre des convergences d’intérêts entre certaines ELD et certaines collectivités
concédantes, dont on sait qu’elles sont souvent mécontentes des services d’ERDF
(discussions apparemment tendues sur la propriété des nouveaux compteurs électriques
résultant de la mise en place des smartgrids par exemple), pour créer des structures locales
de production/distribution semi-privées, générant un émiettement généralisé du service public de la distribution électrique et, au bout du compte, engageant la fin du tarif unique de l’électricité sur le territoire national. Relocaliser les productions est une revendication
honorable, l’économie circulaire est à la mode. L’idée de régionalisation de l’électricité est
bien acceptée, voire souhaitée, par une opinion publique conditionnée par une propagande
qui tente de défigurer une EDF centralisatrice, nucléariste, obscure, en vantant les mérites
des productions locales prétendues plus démocratiques, plus proches du citoyen. En annexe
1 est développé le cas illustratif de la Vienne, cheval de Troie d’un grand groupe allemand et
celui de la région Poitou-Charentes dont la Vienne fait partie et dont la présidente fut
Ségolène Royal actuelle ministre de l’écologie, du développement durable et de l’énergie.
Pour l’hydroélectricité, les dispositions prévues dans la loi de transition énergétique,
réservant la gestion des barrages à des sociétés d’économie mixte de bassin, procèdent de
cet état d’esprit de repliement sur le local. Alors que la gestion de l’hydroélectricité doit être
nationale pour que la production s’adapte au mieux à la demande et permette de sécuriser
l’approvisionnement pendant les périodes de demande de pointe.
Dans cet esprit aussi, une tendance pourrait être de calquer les possibilités de fourniture
d’électricité sur celles de l’eau. Or il y a des différences. L’eau est une ressource locale alors
que les productions d’électricité ne peuvent pas être réparties de manière homogène sur le
territoire. L’établissement d’un réseau maillé à la fin de la dernière guerre a été un grand
progrès pour l’accès de tous à l’électricité, pour la sécurité d’approvisionnement, et il
constitue un optimum économique par rapport à des productions dispersées qui n’auraient
pas de cohérence. Avec l’électricité il faut raisonner sur l’espace pertinent qu’est l’hexagone.
Une exception celle du photovoltaïque en autoconsommation pour ceux qui le souhaitent,
ce qui permettrait de libérer la CSPE du poids considérable que représente l’obligation
d’achat par EDF du photovoltaïque déversé sur le réseau national (environ 2 milliards
d’euros en 2014).
Par contre les énergies thermiques locales comme la géothermie, et notamment la
géothermie de surface avec les pompes à chaleur, le bois énergie, la méthanisation, le
solaire thermique pour l’eau sanitaire ou même le chauffage, peuvent être mises en valeur
localement de manière pertinente.

Europe

En fait on peut penser que la politique menée en Europe vise à l’uniformisation des prix de
l’électricité. Il faudrait que se gomme le différentiel avec l’Allemagne (le kWh y est
actuellement environ 2 fois plus cher pour le particulier) et qu’ainsi la concurrence puisse
s’exercer « équitablement ». Marcel Boiteux, ex-Président d’EDF, avait, il y a quelques
années, fait ironiquement constater que d’habitude on prétendait que la concurrence avait
comme vertu de faire baisser les prix, mais qu’aujourd’hui la politique européenne était de
faire monter les prix pour que la concurrence puisse s’exercer.
Au conseil européen des 23 et 24 octobre dernier, des pressions se sont fait sentir pour que
le taux d’interconnexion dans tous les pays évolue vers la valeur de 15 %. Renforcer les
interconnexions, compte tenu de la situation actuelle des moyens de production
intermittents en Europe, sont nécessaires pour que l’Allemagne et l’Espagne sécurisent leur
réseau soumis aux aléas de leurs parcs éolien et photovoltaïque et valorisent leurs
productions intermittentes (importation d’électricité quand le vent est faible, exportation quand il est fort). La France aurait été réticente et aurait souhaité ne pas dépasser 10 %.
Renforcer les interconnexions veut dire plus de lignes ou renforcement des lignes existantes
aux frontières. Par exemple avec l’Espagne. La ligne actuelle permet de transférer au
maximum 1 400 MWe. La capacité de la liaison va passer prochainement à 2 800 MWe (ligne
enterrée de 65 km qui coûte 8 fois plus cher qu’une ligne aérienne), à l’issue de 15 ans de
bataille des populations qui se sont opposées à la ligne aérienne. Avec l’orientation
haussière sur les interconnexions en Europe, l’Espagne, dont le parc électrique est d’environ
100 000 MWe (avec 23 000 MWe d’éolien et 4 700 MWe de photovoltaïque), pourrait
revendiquer une liaison France-Espagne de 15 000 MWe soit 10 fois la capacité actuelle, 5
fois plus que ce qui va être prochainement possible.
Dans son rapport sur « La politique de développement des énergies renouvelables » de
juillet 2013 la Cour des comptes écrit : « Au niveau européen, le besoin en lignes
supplémentaires très haute tension (THT) pour accueillir les énergies renouvelables est
estimé à 20 000 km d’ici 2020 ». Quelle position a-t-on à l’égard de cette perspective ?
Accepte-t-on « la plaque de cuivre » européenne ?
D’une manière générale on peut s’interroger sur la place que la France occupe au sein des
institutions européennes pour défendre ses positions en matière énergétique.

En guise de conclusion

Après ces quelques réflexions qui sont évidemment loin d’épuiser le sujet – je pense par
exemple que l’on pourrait consacrer une demi-journée d’étude à la compréhension des
mécanismes du marché de l’électricité – la question fondamentale reste : un pôle public de
l’électricité, ça va être quoi ?
C’est une question dont la réponse n’est pas évidente et qui nécessite un large débat dans
nos milieux. Je me contente de 2 points qui me paraissent essentiels :
– Le pôle public électricité doit s’organiser autour d’EDF, entreprise publique, disposant avec
RTE et ERDF du monopole de la distribution d’électricité et détenteur des grosses unités de
production et notamment d’un nucléaire en développement. Ceci peut sembler banal à
certains, mais il faut le réaffirmer et le journal l’Humanité pourrait de manière opportune
insister sur cet aspect. Il faut être conscient des attaques incessantes contre EDF – certes qui
a évolué dans le cadre de la libéralisation vers une gestion dont l’unique souci n’est pas le
service public – qui émanent de milieux politiques qui nous sont proches. L’appréciation
même que l’on peut avoir parfois à l’intérieur du parti sur la banalisation d’EDF dans le
concert des grandes entreprises capitalistes, est déplacée, si l’on veut préserver cette entité
fondamentale pour la sécurité d’approvisionnement en électricité du pays, de
l’indépendance nationale, pour une application du droit à l’énergie pour tous.

L’attitude du gouvernement actuel à l’égard des concessions hydrauliques peut laisser
penser qu’il ne serait pas totalement opposé à céder au privé des parts que l’Etat détient
dans EDF9. J’ai noté l’emploi par Delphine Batho de l’expression « souveraineté
énergétique » dans le débat parlementaire sur la LTE.
– La séparation absurde entre EDF et GDF sur laquelle il convient de revenir. EDF qui vend de
l’électricité et du gaz est maintenant en concurrence avec GDF-Suez qui vend du gaz et de
l’électricité. Stupidité de la religion du marché. EDF et GDF ne doivent pas être concurrents,
mais, au contraire, doivent cultiver les synergies entre l’électricité et le gaz, avec l’objectif
d’avancer vers la réduction des émissions de gaz à effet de serre.

(9) De Delphine Batho dans le débat parlementaire sur la LTE : « Enfin, il y a une question fondamentale, à côté de laquelle, je crois, ce texte passe c’est celle de la souveraineté énergétique. Et je voudrais interroger madame la ministre sur un point précis. En juillet dernier, [l’Etat a vendu] 3% du capital de GDF sans que le Parlement ne soit consulté. Michel Sapin a annoncé que 4 milliards d’actifs de l’Etat allaient être cédés. Est-ce que vous
pouvez nous assurer, madame la ministre, qu’il n’est pas question et qu’il ne sera pas question de vendre une partie du capital d’EDF et de diminuer la part de l’Etat ? » Citée par Ludovic Dupin l’Usine nouvelle
http://www.usinenouvelle.com/article/la-revanche-de-delphine-batho-en-plein-debat-sur-la-loi-de-transitionenergetique.
N289270

Annexe 1

La Saga viennoise
La Région Poitou Charentes pionnière
Le nouveau rôle que cherchent à jouer les syndicats d’électricité et les ELD dans la
distribution électrique, dont celui de cheval de Troie de grands groupes étrangers, peut être
illustrée par la saga du syndicat d’électricité et des ELD du département de la Vienne.
(http://fr.wikipedia.org/wiki/Sor%C3%A9gies).
Le « Syndicat Intercommunal d’Electricité du Département de la Vienne » (SIEDV) est créé en 1923. Pour l’électrification de 242 communes le syndicat crée en 1925 la « Régie du Syndicat Intercommunal d’Electricité du Département de la Vienne » (RSIEDV). La loi de
nationalisation de 1946 ne nationalise pas cette régie.
En 1998, en étendant ses activités à la distribution de gaz, le syndicat devient le « Syndicat
intercommunal d’électricité et d’équipement du Département de la Vienne » (SIEEDV). La
régie pour l’électricité devient la « Régie d’électricité de la Vienne » (REDV) et celle pour le
gaz la « Régie d’équipement et de gaz de la Vienne » (REGV)
En 2001 le Syndicat de Mauprévoir (SIM), regroupant 16 communes et celui de Civray
(SIERC), regroupant 11 communes, adhèrent au SIEEDV. Les régies du SIM et du SIERC
n’ayant pas, non plus, été nationalisées en 1946, sont reprises par la REDV et la REGV. Et
dans la foulée le SIEEDV crée la « Sergies » société d’économie mixte locale destinée à
exploiter les énergies renouvelables locales (éolien, photovoltaïque, méthanisation,
hydoélectrique…)
L’ouverture à la concurrence des secteurs de l’Energie débouche alors sur la création le 1er
janvier 2004 d’une Société Anonyme d’Économie Mixte Locale (SAEML) dénommée Sorégies
(SOciété de Revente d’Electricité et de Gaz, Investissement, Exploitation et Services) qui
reprend les activités des 2 régies électricité et gaz. Sur Wikipedia on trouve l’appréciation
suivante qui montre que cette création ne s’est pas faite sans réticences « Le débat au sein
du comité du syndicat intercommunal a porté sur le risque de dériver vers une structure
privée qui ouvrirait progressivement son capital à des intérêts privés dont les objectifs
diffèreraient de ceux des communes garantes du service public ».
Ces craintes n’étaient pas infondées car en 2008 toujours selon Wikipedia : « la direction du
syndicat parvient à convaincre une majorité très importante des délégués des communes
qu’il serait avantageux d’investir dans la construction d’une unité de production d’électricité
afin de sécuriser l’accès à une source de courant pour un prix stabilisé, alors que la
libéralisation du marché rend incertaines les conditions d’accès futures. C’est au travers de
l’entreprise d’électricité E.ON que doit se faire cet investissement qui serait financé par 10 %
des parts de la SEML Sorégies. L’entrée d’une société privée, qui plus est étrangère, dans le capital de la société du syndicat soulève alors les plus vives réserves d’un petit nombre de
délégués au premier rang desquels les élus communistes. »
Mais E.ON finalement renonce à l’opération.
Le 16 février 2011 huit entreprises locales de distribution et de fourniture d’énergie, (Vialis,
Caléo, Ené’o, Enerest, Gaz de Barr, Sicap, ESL, et Sorégies), créent la société Hydrocop pour
acheter et gérer des centrales de production d’électricité hydraulique ou pour développer
des installations existantes.
Et surprise, début 2012, l’allemand E.ON et « Hydrocop Concessions » annoncent s’allier en
vue de décrocher les concessions hydroélectriques que la France va ouvrir à la concurrence.
E.ON serait «très largement majoritaire dans l’alliance», selon Les Echos.
Sorti par la porte, voilà E.ON qui rentre par la fenêtre. Et pas pour rien : pour mettre la main
sur des concessions hydrauliques, de l’électricité en or en quelque sorte10.
Entre temps :
 le 30 juin 2005 la Sorégies participe avec Gaz et Electricité de Grenoble à la création
d’Alterna pour fournir de l’électricité (et/ou du gaz) en dehors de sa zone de desserte
historique. Depuis, une vingtaine d’ELD les ont rejoints.
 Pour répondre à l’obligation de séparation juridique entre les activités de fourniture
d’électricité et de gestion de réseaux issue de l’ouverture des marchés, le SIEEDV
valide la création de SOREGIES RESEAUX DE DISTRIBUTION (SRD) et sa mise en oeuvre
au 1er janvier 2008.
En 2014 le SIEEDV accueille 6 nouvelles communes et devient le Syndicat ENERGIES VIENNE
en complétant ses compétences sur les réseaux de chaleur et la création de structures pour
la charge des véhicules électriques.
Cet exemple montre bien les ambitions des ELD épargnées par la loi de nationalisation de
1946 et soutenues par les syndicats locaux.
“En région Poitou-Charentes, deux départements – la Vienne et les Deux sèvres – sur 5 ont
une distribution électrique qui est assurée par des ELD, sociétés d’économie mixte,
respectivement Soregies et Séolis, les trois autres font appel à ERDF.
C’est sans doute cette situation particulière qui a poussé Ségolène Royal, présidente de la
région Poitou-Charentes jusqu’en avril 2014, et qui a un domicile dans les Deux-Sèvres, à
engager sa région dans un partenariat avec une entreprise privée Solairedirect, producteur
d’électricité solaire, et les deux ELD Sorégies et Séolis, pour créer la Société d’Economie
Mixte, Electricité Solaire des Territoires (ESTER Poitou-Charentes). Globalement cette
10 On lit dans la presse : « D’ici la fin 2015, 49 barrages français, regroupés en 10 lots et exploités par EDF et GDF Suez, doivent voir renouvelée leur concession. D’une capacité totale de 5.300 mégawatts (soit l’équivalent de 4 ou 5 gros réacteurs nucléaires), ils représentent 20% du parc hydraulique français. E.ON espère remporter
2.000 MW sur les 5.300, notamment dans la vallée pyrénéenne de l’Ossau »
opération vise « à protéger le territoire de la hausse inévitable du prix de l’électricité au
niveau national » (11)
L’objectif affiché à long terme est de disposer d’une puissance de 3.8 GW de solaire
photovoltaïque en Poitou-Charentes à l’horizon 2030. C’est un montage assez subtil puisque
le solaire produit sera injecté sur les réseaux de distribution des deux ELD et ne supportera
aucune redevance (le TURPE) aux gestionnaires du réseau national. Il faut savoir par ailleurs
qu’EDF est obligé par la Loi de fournir aux ELD de l’électricité au « tarif de cession »
d’environ 35 €/MWh (20 % inférieur à l’ARENH !). De plus, pour les ELD, le remboursement
du surcoût d’achat de l’électricité renouvelable par le reversement de la CSPE se fait à partir
du différentiel entre le tarif d’achat du MWh d’électricité renouvelable et le tarif de cession
(35 €/MWh) alors que pour EDF c’est le différentiel entre le prix du MWh renouvelable et le
« prix du marché » (45,8 €/MWh en 2014). La région qui a engagé 400 millions d’euros dans
l’affaire espère bien en retirer des bénéfices mais ce sera évidemment au détriment de tous
les autres consommateurs français qui en feront les frais sur leur facture d’électricité.”
Cette situation régionale a sans doute aussi inspiré Ségolène Royal pour imposer que la
gestion des concessions hydrauliques soit assurée par des « sociétés d’économie-mixte
hydro-électriques », ce qui éloignera un peu plus cette gestion de celle d’un service public.
Disposition qui a été retenue dans le projet de loi sur la transition énergétique. Elle a été
votée à l’assemblée par les socialistes et les députés EELV suite à une demande spécifique
de scrutin public sur ce sujet important, de la part d’André Chassaigne au nom du Front de
Gauche. Du côté des députés EELV on peut supposer qu’ils étaient trop heureux de
contribuer à déposséder EDF de cette gestion.
(11) http://www.territoires-energie-positive.fr/territoires/bonnes-pratiques/le-projet-estervers-
une-e-lectricite-locale-et-renouvelable-a-prix-compe-titif.

Annexe 2

Diminuer la part du nucléaire dans la production d’électricité
de 75 % à 50 %.
Quelle justification ?
On peut quand même se poser la question : pourquoi réduire la part du nucléaire et viser
50% et pas 40% ou 60% ou n’importe quoi d’autre ?
La réponse est claire c’est pour faire comme l’Allemagne qui va (devrait) réduire sa
puissance nucléaire de 25 % environ ! En effet ce 50 % est sorti d’une déclaration de François Hollande pendant les primaires socialistes :
« Il faudra réduire de 75 % à 50 % la production d’électricité d’origine nucléaire à l’horizon
2025. C’est-à-dire exactement le même effort que les Allemands, qui vont passer de 22 % à 0 % en quinze ans. Pour atteindre cet objectif, il faudra fermer les centrales en fin de vie,
augmenter massivement les énergies renouvelables et diminuer fortement la consommation d’énergie par un plan d’isolation thermique des logements. » François Hollande, conférence de presse aux Universités d’été du Parti socialiste, La Rochelle, 27/08/2011.
Sidérant de retrouver ce que l’on peut qualifier de propos de comptoir écrit noir sur blanc
dans un texte de loi !

Annexe 3
La Contribution au (aux charges du) Service Public de l’Électricité
(CSPE)
Elle représente environ 20 % du prix de l’électricité au particulier.
Cette taxe sert « essentiellement » à financer. :
– Les surcoûts de production d’électricité dans les îles (Corse, départements d’outre-mer,
Mayotte, Saint-Pierre et Miquelon, îles bretonnes),
– Les politiques de soutien aux énergies renouvelables,
– Le tarif spécial en faveur des consommateurs démunis : le tarif de première nécessité (TPN)
Cette taxe mélange deux préoccupations :
1) La solidarité nationale
Depuis 1946 il existe sur le territoire français un principe de péréquation pour les tarifs : le
tarif de l’électricité à la fois pour le poste « matière » et le poste « acheminement » est le
même sur tout le territoire (principe du « timbre poste ») y compris par exemple en Corse
qui n’est pas reliée au réseau de transport ou en Bretagne qui a peu de moyens de
production et est une péninsule énergétique (cas aussi de PACA). La solidarité se manifeste
aussi par une aide aux plus démunis à travers le tarif de première nécessité
2) Les aides aux énergies renouvelables.
Ces aides n’ont aucun rapport avec le service public mais au contraire servent à rémunérer
les capitaux privés qui s’investissent dans l’éolien et le photovoltaïque ou encore dans la
cogénération.
La figure ci-dessous indique la décomposition du montant de la CSPE pour 2012 qui s’élève à
plus de 4 milliards d’euros :
On voit que 45 % de cette taxe finance le photovoltaïque et l’éolien alors que seulement 2,3 % (90 millions) sont consacrés au soutien des plus démunis.
Cette taxe devrait atteindre environ 6 milliards d’euros en 2014.
Compte tenu des projets prévus à l’horizon 2020
(25 000 MW en éolien dont 6 000 en offshore et 5 400 en photovoltaïque) elle devrait passer à 9
milliards en 2020, 11 milliards en 2025 contre 1,4 milliards en 2003.
16
La CSPE, qui est plafonnée par le gouvernement, constitue un fonds de compensation géré par
la Caisse des dépôts et consignation, les sommes collectées sont reversées à EDF (et aux ELD) à
titre de dédommagement pour leur obligation d’achat de l’éolien et du photovoltaïque à des
tarifs fixés par le gouvernement prenant en compte « le prix du marché ».
Le mécanisme réglementaire qui régit la CSPE est extrêmement complexe et de ce fait opaque
pour le consommateur ; la CSPE devient un fourre-tout pour le plumer sans qu’il s’en rende
compte. Début 2012, Eric Besson a promis une prime de 40 millions d’euros par an au
consortium Siemens – Direct Energie qui a obtenu le marché d’une centrale à gaz à cycle
combiné à Landivisiau (pour soutenir le réseau breton). Comment sera financée cette prime ? Et
bien tout simplement par la contribution au service public de l’électricité12.
La CSPE a financé aussi en partie le dispositif Tartam (Pour « Tarif Réglementé Transitoire
d’Ajustement du Marché ». Je laisse au lecteur le soin d’aller voir sur internet cette subtilité
de tarification (rendue caduque par la loi NOME) introduite provisoirement pour les
imprudents qui ont cru trop rapidement aux vertus du marché.
12 Discours d’Eric Besson devant les élus bretons le 29 février 2012
17
Annexe 4
1) Tarifs moyens d’obligation d’achat pour 2015 :
(extrait de l’annexe 1 à la délibération CRE sur la CSPE (15/10/2014)
2) Coûts de production du nucléaire
Rapport de la cour des comptes :
« LE COÛT DE PRODUCTION DE L’ÉLECTRICITÉ NUCLÉAIRE. Actualisation 2014 »

USA : Le problème nucléaire de la gauche

traduction automatique en français de :

https://www.axios.com/the-lefts-nuclear-problem-2510379389.html

Illustration: Rebecca Zisser / Axios

Les dirigeants libéraux américains sont déchirés entre la lutte contre le changement climatique et la résistance à l’énergie nucléaire.

Pourquoi est-ce important maintenant?L’industrie nucléaire, qui fournit aux États-Unis près des deux tiers de son électricité sans carbone, atteint un point d’inflexion. Plusieurs centrales électriques ferment leurs portes sous la contrainte économique , ce qui exerce une pression sur le Congrès et les législatures des États pour les maintenir ouvertes, tandis qu’une nouvelle génération de technologies nucléaires avancées a besoin du soutien du gouvernement pour démarrer.

Certains politiciens démocrates et d’éminents scientifiques sont revenus sur le nucléaire ces dernières années en raison du changement climatique, mais la plupart des plus grands groupes environnementaux et des dirigeants influents restent opposés. En entrevue après une interview à une conférence des Nations Unies sur le climat à Bonn, en Allemagne, j’ai remarqué une tendance: les politiciens citeraient les nombreux défis auxquels est confronté le nucléaire, comme la sécurité, comment stocker les déchets radioactifs et les raisons économiques. matière. Ceux qui sont plus enclins à soutenir le carburant citeraient les défis comme des obstacles à surmonter. Trois exemples:

  • Tom Steyer , militant environnementaliste milliardaire: « De toute évidence, le nucléaire ne crée pas de gaz à effet de serre, il crée d’autres problèmes … Personne n’a la capacité de créer de l’énergie nucléaire à un prix compétitif, et toutes les centrales nucléaires existantes et les problèmes de sécurité. « 
  • Michael Bloomberg , l’ancien maire milliardaire de New York, opte pour ne pas mettre son argent dans les initiatives de l’Etat essayant de garder les réacteurs ouverts en difficulté. Au lieu de cela, il canalise son argent – 116 millions de dollars au cours du dernier mois – pour fermer des centrales au charbon aux États-Unis et en Europe. «L’énergie nucléaire ne tue pas les gens de la pollution de l’air et du changement climatique comme l’est l’énergie du charbon», a déclaré Antha Williams, responsable du programme environnemental chez Bloomberg Philanthropies. « Donc, il ne s’oppose pas au nucléaire. »
  • Le gouverneur démocrate Kate Brown de l’Oregon , dont l’état est l’un des plus d’une douzaine qui interdisent effectivement l’énergie nucléaire, dit qu’elle veut voir des données assurant un stockage sûr des déchets de carburant. M. Brown a qualifié de «novatrice» la société NuScale, une start-up qui construit des petites technologies de réacteurs de pointe, mais elle a refusé de commenter la législation de l’État qui exempte la technologie de l’interdiction. « Je dirais juste que ce n’est pas mon objectif pour le moment. »

Bon nombre des groupes environnementaux les plus importants d’Amérique, qui ont une influence sur les politiciens libéraux, doublent leur opposition à l’énergie nucléaire. Ils soutiennent que l’effondrement des prix de l’énergie éolienne et solaire rend l’énergie nucléaire inutile.

Selon James Hansen, chercheur en climatologie à l’Université de Columbia, et son collègue Steve Kirsch, un entrepreneur et philanthrope basé en Californie, ils perdraient des dons. Lors d’une réunion en 2014 entre Kirsch et Frances Beinecke, qui dirigeait à l’époque le Conseil de défense des ressources naturelles, Beinecke a déclaré que l’une des raisons pour lesquelles le groupe ne pouvait pas soutenir le nucléaire est qu’il perdrait des dons.

  • «Le déjeuner s’est effectivement produit et il n’y a pas eu de mouvement», a déclaré M. Kirsch par courriel la semaine dernière. Un porte-parole de NRDC a refusé de commenter. Beinecke, qui a pris sa retraite du NRDC plus tard dans l’année, n’a pas répondu aux demandes de commentaires. La position du NRDC sur l’énergie nucléaire ressemble à celle de beaucoup d’autres à gauche: elle ne le soutiendrait que si tous les défis de l’industrie étaient «correctement atténués».

Les sénateurs démocrates qui se sont rendus à la conférence de Bonn ontindiqué une ouverture accrue, bien que prudente, à l’énergie nucléaire, mais cette rhétorique n’a pas été accompagnée d’un sentiment d’urgence pour faire pression en faveur d’une action au Congrès ou ailleurs.

Le sénateur Sheldon Whitehouse de Rhode Island a déclaré qu’il y avait un soutien bipartisan pour adopter une paire de mesures stimulant les technologies nucléaires avancées et aidant à maintenir ouverts les réacteurs existants face aux défis économiques. Sur ce dernier point, il parlait d’un projet de loi dont il est l’auteur et qui met un prix sur les émissions de carbone. Cela aiderait l’énergie nucléaire, car elle permettrait de monétiser son attribut sans carbone, mais les républicains, dont la plupart ne reconnaissent pas le changement climatique est un problème, mais soutiennent le nucléaire, n’appuient pas ce projet de loi.

« La rhétorique va rarement plus loin dans tout ce qui pourrait réellement soutenir (ou arrêter) l’énergie nucléaire dans ce pays », a déclaré Andrew Holland, un expert en énergie à l’American Security Project, un groupe de réflexion. « Ce qui nous reste est une sorte de stase, où les politiques ne changent pas, et la capacité de l’énergie nucléaire de l’Amérique s’érode lentement. »

Pendant ce temps, de plus petites politiques semblent devoir passer. Le projet de loi de révision fiscale que la Chambre vient d’approuver étend un crédit d’impôt à la production pour l’énergie nucléaire, que les dirigeants de l’industrie jugent essentiel aux réacteurs existants et aux technologies de pointe encore en cours de planification.

« Il se déplace dans une direction sensible, mais plus lentement que nécessaire », a déclaré Hansen.