samedi 23 octobre 2021

Les débuts menaçants de Nord Stream 2

 Les débuts menaçants de Nord Stream 2

La guerre du gaz ne fait que commencer

 Par Jean Pierre Riou

 

Alors que les stocks français de gaz sont pleins à plus de 95% [1], ceux de l’Allemagne, remplis à 70,9% sont déjà en phase décroissante (-0,13% au 23/20) sur fond de pénurie au niveau européen, avec seulement  77,3% de remplissage à l’entrée de l’hiver.

En Europe, Gazprom utilise des capacités de stockage en sous-sol [2] (UGS ou Underground gas storage), notamment en Allemagne à Etzel, Jemgum, Katharina, et Rehden, mais aussi en Autriche, Serbie, République Tchèque, ainsi que de récentes capacités en Hongrie et Slovaquie.

Selon Reuters [3], alors que les stocks de Gazprom sont pleins à plus de 97% en Russie, sur les 14 milliards de mètres cubes de gaz qui font actuellement défaut à l’Europe, 8 milliards de mètres cubes manqueraient dans les installations liées à Gazprom, « en partie à cause du fait que ce dernier n'a réservé qu'une fraction de sa capacité d'exportation via l'Ukraine et la Pologne ».

Ces 8 milliards de mètres cubes représentent, en effet, la plus large part des capacités de Gazprom en Europe, évaluées par celui-ci à 11 ,7 milliards de m3 [3] au 31 décembre 2019.

C'est ainsi que la compagnie Astora, du Groupe Gazprom [4], ne détient actuellement en stocks que 4,1TWh de gaz [1], pour une capacité de 43,6 TWh sur son site de Rehden.

L’Ukraine est particulièrement impactée par cette restriction, avec des stocks remplis seulement à 44,6%.

Toujours selon Reuters, pour Marina Tsygankova, analyste chez Refinitiv, la question est de savoir si Gazprom est disposé à remplir les stocks européens avant que Nord Stream 2 ne soit certifié.

Ce gazoduc qui a divisé l’Europe est en effet une dangereuse arme géopolitique qui devrait priver l’Ukraine d’au moins 1,5 milliard de dollars [5] de revenus annuels pour le transit du gaz par son territoire, et conforter le poids de la diplomatie russe en Europe.

 

Et Nord Stream 2, désormais terminé et rempli de gaz, n’attendrait plus que le feu vert de l'Allemagne pour pouvoir commencer ses approvisionnements.

Ce qui représente une sérieuse épine dans le pied de la nouvelle coalition qui devra succéder à A. Merkel, en raison de sa nécessaire alliance avec les verts, farouchement opposés à la mainmise de Gazprom [6] sur l'énergie du pays

Par la voie de leur leader, Annalena Baerbock, les verts allemands dénoncent l'existence d'un chantage russe [7] et se refusent d'accorder la certification nécessaire au gazoduc pour commencer ses livraisons.

La France, aujourd'hui et demain

Avec une forte dépendance du gaz norvégien [8], la France tire, cette fois-ci, son épingle du jeu.

Pour autant, les « réserves prouvées » de gaz norvégien qui étaient de 2000 milliards de mètres cubes fin 2010 [9] ne sont plus que de 1400 milliards en 2020. Ce qui ne veut pas dire que l’exploration ne peut pas permettre d’en découvrir de nouvelles, mais doit alerter sur les risques à court terme de toute dépendance au gaz naturel pour les pays qui n’en disposent pas eux-mêmes.

Si les ordres de grandeurs des ressources en énergie primaire [10] sont souvent négligés dans les débats sur l'énergie, les conséquences géostratégiques de l’approvisionnement ne sauraient en être absentes sans dommage. 

Addenda 

Selon la Direction générale de l'énergie et du climat [11], les stockages de gaz ont représenté 29% de la consommation 2018-2019, et dépassent régulièrement 50% les jours de grand froid..

 Le document faisant état d'une moyenne journalière de 2500 GWh durant les mois froids, les 123 TWh stockés actuellement sur notre territoire permettraient 49 jours de consommation.

Ce même document prévoit une accélération du déclin de la production européenne (Norvège et Pays-Bas), qui devra être compensée dans les importations françaises, par davantage d'importations de gaz russe ou de régions plus lointaines, par méthaniers.

Sources

1 État de remplissage des stocks de gaz européens : https://agsi.gie.eu/#/

2 Capacités de stockage de Gazprom https://www.gazprom.com/about/production/underground-storage/

3 Analyse Reuters https://www.reuters.com/business/energy/abandoned-fields-salt-caves-gazproms-gas-storage-is-almost-full-2021-10-20/

4 Astora:Gazprom https://www.astora.de/en/company

5 La Tribune https://www.latribune.fr/economie/international/gazoduc-nord-stream-2-une-dangereuse-arme-geopolitique-du-kremlin-president-ukrainien-890959.html

6 https://www.rtl.fr/actu/international/gaz-vladimir-poutine-est-il-derriere-la-flambee-des-prix-7900082704

7 https://www.politico.eu/article/baerbock-against-operating-permit-for-nord-stream-2/

8 Parlement européen https://www.europarl.europa.eu/news/fr/headlines/economy/20170911STO83502/infographie-l-approvisionnement-en-gaz-de-l-union-europeenne

9 BP Statistics https://www.bp.com/en/global/corporate/energy-economics/statistical-review-of-world-energy/natural-gas.html

10 J.P. Riou European Scientist https://www.europeanscientist.com/fr/opinion/independance-energetique-des-ordres-de-grandeur-pour-eclairer-une-voie-etroite/

11 DGEC https://www.google.com/url?sa=t&rct=j&q=&esrc=s&source=web&cd=&ved=2ahUKEwibwNq5x-LzAhXDAWMBHfRyCAYQFnoECAoQAQ&url=https%3A%2F%2Fec.europa.eu%2Fenergy%2Fsites%2Fdefault%2Ffiles%2Fdocuments%2F2020.01.24-plandactionpreventifv5_fr_pap_0.pdf&usg=AOvVaw0ySFDqj7ZFMTQ_Un_uPMRd



 

 

 

 

samedi 9 octobre 2021

Un parallèle franco-allemand

 Un parallèle franco-allemand

Quand la peur est mauvaise conseillère

Jean Pierre Riou dans Économie Matin 

Les débats présidentiels ne sauraient faire l’impasse sur la problématique qui lie l’énergie au
climat. Celle du climat cristallise les angoisses, celle de l’énergie réveille les fantasmes. Or, si une politique énergétique éclairée et de long terme est nécessaire, les concessions à l’électoralisme seront d’autant plus dangereuses que les électeurs seront mal informés.

Agitant le spectre du risque nucléaire et d’une planète bientôt en feu, des sauveurs de tout poil tentent de justifier les programmes politiques les plus fantaisistes et se bousculent dans les médias, réseaux sociaux et rassemblements divers. 

Or, si la problématique de l’énergie et celle du climat sont intimement liées et largement diffusées auprès du grand public, un fossé sépare le niveau de popularité entre les 2 émanations des Nations unies que sont les groupes d’experts internationaux : du GIEC pour le climat et de l’UNSCEAR pour les effets des rayonnements ionisants.

Le GIEC 

Le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC, ou Intergovernmental Panel on Climate Change : IPCC)  a été créé en 1988 « en vue de fournir des évaluations détaillées de l’état des connaissances scientifiques, techniques et socio-économiques sur les changements climatiques, leurs causes, leurs répercussions potentielles et les stratégies de parade ». Il a été créé par le Programme des Nations Unies pour l’environnement (PNUE) et par l’Organisation météorologique mondiale (OMM)

Ses évaluations sont notamment rédigées à l’intention des décideurs afin d’éclairer leurs politiques. 

Le sens de leurs conclusions est largement porté à la connaissance du public, afin de lui faire comprendre les enjeux des politiques climatiques.

L’UNSCEAR 

Le Comité scientifique des Nations Unies sur les effets des rayonnements ionisants (UNSCEAR ou  United Nations Scientific Committee on the Effects of Atomic Radiation) a été créé par l'Assemblée générale des Nations unies en 1955. « Son mandat au sein du système des Nations unies est d'évaluer et de signaler les niveaux et les effets de l'exposition aux rayonnements ionisants. Les gouvernements et les organisations du monde entier s'appuient sur les estimations du Comité comme base scientifique pour évaluer le risque radiologique et pour établir des mesures de protection ». 

Pourtant, si les conclusions du GIEC sont familières au grand public, qui lui sont quotidiennement rappelées par les médias, les travaux et l’existence même de l’UNSCEAR restent clairement plus confidentiels. 

C’est la raison pour laquelle le 9 décembre 2015 l’Assemblée générale des Nations unies a adopté la résolution A/RES /70/81 «[…] considérant la grande qualité des travaux du comité scientifique » [sur les effets des rayonnements ionisants] qui "encourage le secrétariat du Comité à diffuser les conclusions de ses examens systématiques, en particulier auprès du public". 

En effet, les accidents de Tchernobyl et de Fukushima ont été commentés d’une façon d’autant plus fantaisiste qu’ils ont constitué le fonds de commerce des marchands de peur et une occasion privilégiée de recrutement dans les rangs des antinucléaires historiques. 

L’alerte récente des premières conclusions du 6ème cycle d’évaluation du GIEC, ainsi que la lenteur de la décarbonation du mix électrique de notre « modèle » allemand ne manqueront pas d’inviter l’énergie nucléaire dans les débats présidentiels de 2022. Et les travaux de l’UNSCEAR représentent une référence dont la qualité ne saurait être mise en doute, à condition toutefois que ses conclusions ne soient pas occultées

Retour sur Fukushima : Rapport 2013 

Après 2 ans de travail, le rapport UNSCEAR 2013 « Niveaux et effets de l'exposition aux rayonnements dus à l'accident nucléaire après le grand tremblement de terre et tsunami de 2011 au Japon » avait été divisé en 6 domaines thématiques : rejets de radionucléides dans l'atmosphère, dispersion et dépôt ; Rejets de radionucléides dans l'eau, dispersion et dépôt ; Évaluation des doses pour le public ; Évaluation des doses pour les travailleurs ; Implications pour la santé des travailleurs et du public ; et Évaluation des doses et des effets pour le biote non humain.  

Dix-huit États membres des Nations unies avaient fourni  plus de 80 experts pour effectuer ce travail analytique.  

Les principales conclusions de ce rapport (The Fukushima-Daiichi Nuclear Power Station Accident: An overview) étaient (voir Further information on the 2013 Report : main finding) 

    - Les taux de cancer resteront stables  

    - Risque théorique accru de cancer de la thyroïde chez les enfants les plus exposés  

    - Aucun impact sur les malformations congénitales/effets héréditaires  

    - Aucune augmentation perceptible des taux de cancer chez les travailleurs  

    - Impact temporaire sur la faune

Rapport 2020

Après avoir pris acte du fait que les nombreuses expertises publiées depuis avaient établi que les niveaux d’exposition avaient été surestimés à titre conservatoire. (As more information became available with time, there was increasing evidence that some of the doses to the public set out in the 2013 Fukushima Report were overestimated, with those from ingestion significantly so), l’UNSCEAR a entrepris 2 années de travail supplémentaires destinées à publier une mise à jour du rapport en 2020. 

Ce rapport 2020 mentionne notamment (p 197) que l’accident avait entraîné l’exposition à une dose de rayonnement comprise entre 0,2mSv et 10mSv pour la première année d’exposition des habitants de la préfecture de Fukushima, et entre 0,3mSv et 3mSv sur la moyenne des 10 premières années. Ainsi qu’une exposition comprise entre 0,05mSv et 6mSv, pour les populations évacuées. 

Les travailleurs dans la centrales ont été exposés en moyenne à 13mSv la première année puis à une dose décroissant jusqu’à une fourchette de 2 à 6mSv en 2020.  

Pour comparaison, l’Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN) évalue l’exposition moyenne des Français à 4,5mSv par an, dont 1,6mSv pour l’imagerie médicale et 1,43mSv pour le rayonnement naturel du radon. 

L’IRSN rappelle que la dose autorisée pour les travailleurs du nucléaire est de 20mSv et recommande l’évacuation à partir de 50mSv

Effets collatéraux du principe de précaution 

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Lire la suite dans Économie Matin ............................

http://www.economiematin.fr/news-parallele-franco-allemand-quand-peur-mauvaise-conseillere-riou

 

 

Evidences électriques d'une catastrophe annoncée

 Débats présidentiels 2022 :  Évidences électriques d’une catastrophe annoncée

vendredi 26 février 2021

Le retour de la belle Arlésienne

 Le retour de la belle Arlésienne *

Jean Pierre Riou 

* Arlésienne : Personne ou chose dont on parle beaucoup mais qui ne se montre jamais

Exemple : le CO2 évité en France par les éoliennes

Un précédent article, intitulé « l’Arlésienne », s’était efforcé de montrer, chiffres en mains, que l’évolution des émissions de CO2 du secteur de production d’électricité en France avait conservé STRICTEMENT la même proportion d’origine thermique depuis 1990. Et que l’évolution des émissions de CO2 était liée, à la baisse, à celle des technologies employée, et, à la hausse, au manque d’optimisation des régimes de ces technologies, sans que ce second facteur ne soit d’ailleurs jamais pris en compte.

Ce qui peut sembler contradictoire avec certains bilans et projections de ces émissions.

En effet :

Dans la procédure judiciaire qui leur ont permis de faire condamner l’État français pour inaction climatique, les requérants viennent de produire un rapport complémentaire établissant que la France ne suit pas la trajectoire qui lui permettrait de respecter ses engagements.

Ce rapport de Carbone4 montre notamment la trajectoire des émissions du secteur de production d’énergie.

Selon les chiffres du ministère, le secteur de l'énergie aurait émis 45,8 MtCO2eq en 2019 (dont 44,2 Mt de CO2) sur un total de 440,6 Mt. 

Soit 10,39% des émissions totales (hors importations).

La production d’électricité ne représente que 46% de ces émissions

Le rapport rappelle, en effet, que les émissions de la production d’énergie comprennent celles qui relèvent de sa transformation, c'est-à-dire les émissions des raffineries, cokeries, et de la production de chaleur par le chauffage urbain ou l’incinération des déchets.

Expliquant en même temps la raison pour laquelle ces émissions représentent le double de celles annoncées chaque année par RTE pour la production d’électricité, notamment 23,1Mt de CO2 en 2015 et non les 47 Mt du graphique. 


Or les raffineries françaises connaissent un « inexorable déclin » accompagné de fermetures successives de sites. Et, sans surprise, d’une réduction sensible de leurs émissions.

(Source Statista)

Les fermetures ont continué depuis, avec celle du site de Grandpuits en octobre 2020, qui fut accompagnée, comme chaque fois, de plan social et de manifestations. 

Comble d’ironie, l’abandon du pétrole et sa reconversion, prévue par Total, en production d’agrocarburants a été vigoureusement dénoncée par des militants écologistes des Amis de la Terre et des adhérents Europe Écologie-Les Verts (EELV).

Les investissements imposés pour réduire les émissions réduisent également les besoins en coke, ainsi que l’a annoncé ArcelorMittal en envisageant la fermeture de la cokerie de Florange dès 2022 au lieu de 2032. 

Le rapport Carbone4 attribue ainsi 46% des émissions de l'industrie de l'énergie à la production d'électricité et en illustre, ci dessous, l'évolution depuis 1990.

(Source Carbone4)


En tout état de cause, il apparaît que ce n’est pas en se focalisant sur la production d’électricité qu’on peut comprendre les raisons de cette évolution depuis 1990, malgré l’achèvement jusqu’alors encore incomplet du parc nucléaire français.

C'est pourquoi une corrélation trompeuse entre la réduction des émissions du secteur de l’énergie et le développement des énergies renouvelables reste de nature à donner corps à notre belle Arlésienne, celle dont tout le monde parle mais qu’on ne voit jamais : 

la quantité de CO2 réputée évitée par le développement à marche forcée des éoliennes françaises.

 

 

dimanche 21 février 2021

Quand le froid est là

Quand le froid est là

Jean Pierre Riou

Une vague de froid historique vient d'affecter les États-Unis mi-février.

Le Financial Times en a illustré la rigueur.


Des millions d’Américains ont alors souffert de coupures de courant dans de nombreux États. Le système électrique texan a été le plus affecté, en raison de son manque d’interconnexions et d’adaptation à de telles températures.

Alors que ce froid polaire entraînait un record de consommation, la production de gaz s’est effondrée à cause du gel et des incidents affectaient les centrales à charbon.

Le réacteur South Texas1 a arrêté sa production à cause d’un problème d’alimentation en eau. Selon le Washington Examiner, la raison en est que l’alimentation de cette centrale n’avait pas été prévue pour affronter de telles températures. Après son arrêt automatique du 15 février, le réacteur n’est revenu sur le réseau que le 17, tandis que South Texas 2 avait conservé 100% de taux de charge durant la période, ainsi que les 2 autres réacteurs de la Région.

Quatre millions de Texans ont subi de longues coupures tournantes de courant et notamment d’eau potable, par manque d’alimentation électrique des installations de désinfection.

La situation s’est prolongée du 15 au 18 février, où les températures se sont enfin adoucies.

La production des 25 GW éoliens s’est effondrée à 2,6% de leur puissance installée au pire moment de la crise, en raison de l’absence de vent aggravée par le givre qui a paralysé de nombreuses éoliennes pour lesquelles on n’avait pas mieux anticipé ces températures glaciales.

D’après l’AIE, leur défaillance n’a pas été déterminante dans la faillite du système électrique pour la raison … qu’on ne comptait que sur 6 GW sur les 25 installés, même si la moyenne de 3 GW effectifs du 15 février est tombée à 0,65 GW au moment fatidique.

La gravité de la situation texane durant ces 3 jours doit interpeller les pouvoirs publics afin qu’ils nous en mettent à l’abri.Chacun n’en tirera, bien sûr, que les enseignements qui conforteront ses convictions.

Mais du moins le retour d’expérience doit amener à se poser les bonnes questions.

Quelles températures ?

Le premier enseignement est que le réchauffement global ne doit pas conduire à imaginer qu’un froid polaire ne peut définitivement plus s’abattre sur la France. Les différentes oscillations de l’Atlantique Nord doivent nous le confirmer. Ce froid n’entraîne pas seulement une augmentation de la consommation, mais risque d’affecter certains moyens de production. La baisse de la production éolienne semble notamment corrélée avec celle des températures


 

(Source S. Zaka)
 

Quelles interconnexions ?

Si le Texas ne disposait pas d’interconnexions suffisantes avec les régions voisines, celles-ci ont majoritairement connu le même déficit au même moment et auraient été dans l’incapacité de lui venir en aide. L’AIE mentionne en effet des coupures similaires sur le Southwest Power Pool (SPP), (parties del’Oklahoma, de l'Arkansas, du Missouri, du Kansas, du Nebraska et du Dakota du Sud,) et le Midcontinent ISO (MISO), (touchant la Louisiane, le Missouri, l'Illinois, l'Indiana, le Michigan, le Wisconsin, le Minnesota, l'Iowa et le Dakota du Nord). Le nord du Mexique ayant également procédé à des coupures pour 5 millions de clients.

Quelle sécurité ?

Si le propos de notre Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) est de ne pas mettre tous nos œufs dans le même panier pour raison de sécurité, il apparaît clairement que le panier des EnR est trop largement percé pour prétendre participer à toute sécurisation de ce type.

Car si la sécurisation de l’alimentation en eau du réacteur South Texas 1 aurait pu être anticipée, rien ne saurait empêcher l’absence de vent de se reproduire. Et les 5 GW nucléaires ont assuré bien davantage de courant que les 25 GW éoliens, malgré l’arrêt de South Texas 1 le soir du 15 février, quand le vent est tombé et que le soleil était couché.


(Source New York Times)

 Quelles technologies ?

La faillite de l’approvisionnement en gaz aurait pu être anticipée et évitée. Car le froid ne pose pas de problème en Russie qui l’affronte régulièrement. Ce qui ne remet pas en question le projet allemand de sortir du charbon et du nucléaire grâce à lui et au projet Nord Stream 2 qui divise l’Europe.

La seule question qui se pose à la France est celle du remplacement à long terme de ses réacteurs nucléaires. Car c’est en termes de puissance PILOTABLE installée que la question se pose aujourd’hui, et non en quantité d’éoliennes intermittentes, d’autant que celles que nous avons financées jusqu’alors seront hors d’usage d’ici là.

En tout état de cause, la violence de l’expérience texane doit rappeler aux décideurs leur responsabilité dans la sécurisation de notre système électrique.

mercredi 10 février 2021

Financement de l'énergie éolienne

 Le financement de l'énergie éolienne

Jean Pierre Riou

L’obligation d’achat

La version actuellement en vigueur (février 2021) de l’Article L314-1 du code de l’énergie fait obligation à Électricité de France (EDF) – ainsi qu’aux entreprises locales de distribution chargées de la fourniture (ELD) si les installations de production sont raccordées aux réseaux publics de distribution dans leur zone de desserte – de conclure, lorsque les producteurs intéressés en font la demande, un contrat pour l'achat de l'électricité produite sur le territoire national par les installations dont la liste et les caractéristiques sont précisées par décret et notamment par les énergies renouvelables (EnR). 

Errata : mise à jour du 17/02/2021

Depuis sa première version (juin 2011) cet article du code de l'énergie renvoie son application concernant l'éolien industriel à l'Article D314-15

Qui précise : en application de l'article L. 314-1, les producteurs qui en font la demande bénéficient de l'obligation d'achat d'électricité pour les installations de production d'électricité suivantes :  

2° Les installations utilisant l'énergie mécanique du vent implantées à terre, à l'exception de celles implantées en Corse. 

Mais cette disposition a été abrogée par le décret du 28 avril 2017 qui ne la maintient que pour :  

11° Les installations utilisant l'énergie mécanique du vent situées dans des zones particulièrement exposées au risque cyclonique et disposant d'un dispositif de prévision et de lissage de la production 

Les charges induites

Le tarif privilégié de ces contrats entraîne des charges supplémentaires à EDF (et aux ELD) dont le montant est évalué chaque année par la Commission de régulation de l’énergie.

Pour évaluer ces charges, la CRE publie ses analyses de la valeur du coût évité par l’énergie ainsi achetée et la déduit du montant total engagé par EDF.

La CRE publie en juillet de chaque année une délibération dans laquelle elle évalue le total de ces charges pour l’année précédente ainsi que leur prévision pour l’année suivante.

L’annexe 1 de cette délibération rend compte de la quantité d’électricité achetée "sous obligation d’achat" en GWh et son coût constaté l’année précédente, en M€ pour chaque filière, et sa prévision concernant l’année suivante. 

Son tableau récapitule également  le coût d’achat unitaire en €/MWh de chaque filière, à la fois constaté l’année précédente et prévu pour l’année suivante.

Le tableau le plus récent (juillet 2020) est reproduit ci-dessous.

 

Et montre que la CRE a constaté un coût d’achat unitaire moyen de 89,6€/MWh pour l’éolien en 2019, et en chiffre la prévision 2021 à 92,4€/MWh.

Cette moyenne concerne la totalité des contrats d’EDF OA (obligation d’achat) qui assume notamment le suivi de pas moins de 6 types de contrats éoliens, selon la date de leur signature, et de 3 types de contrats d’appels d’offre

 
Le législateur rappelait, notamment en 2014 (article 6) que "chaque contrat d'achat comporte les dispositions relatives à l'indexation des tarifs qui lui sont applicables" cette indexation s'effectue chaque année en fonction de l'indice du coût horaire du travail et de l'indice de prix de production de l'industrie française. Cette indexation explique que la moyenne du coût d'achat unitaire du MWh éolien soit supérieure aux 82€/MWh qui représentait la rémunération maximum des tarifs antérieurs aux compléments de rémunération.

Actualisation de la rémunération

Le guichet ouvert : 74€/MWh (+ 2,8€)

L’arrêté du 6 mai 2017 encadre le complément de rémunération des installations de 6 aérogénérateurs maximum. Son tarifs de base est de 74€/MWh pour des rotors de 80 m maximum de diamètre et 72€/MWh à partir de 100 m, avec interpolation linéaire entre ces 2 valeurs.

Pour éviter une rentabilité excessive aux sites les mieux situés, l’arrêté prévoit un plafond annuel, au dessus duquel la rémunération tombe à 40€/MWh.

Pour autant, dans son avis sur le projet d’arrêté, la CRE considère : « Le plafonnement n’a par ailleurs que des effets limités. Il écrête la rentabilité de 0,2 points en moyenne et ne permet pas d’éviter les rentabilités excessives sur l’échantillon considéré ».

Une rémunération excessive

Dans ce même avis, la CRE mentionne le revenu supplémentaire d’une prime de gestion de 2,8€/MWh.

En effet, l’article R 314-41 du code de l’énergie assure l’octroi de cette prime unitaire destinée notamment à compenser les « coûts forfaitaires des écarts liés à la différence entre l'électricité réellement produite et la prévision de production ». Et prévoit qu’elle soit versée mensuellement.

L’arrêté du 6 mai 2017 a été modifié par celui du 30 mars 2020, notamment au sujet des renouvellements de parcs existants. Et ajoute par ailleurs une condition supplémentaire à l’article 5 : « 9° Un engagement sur l'honneur à ce que l'installation ne reçoive pas de soutien provenant d'autres régimes locaux, régionaux, nationaux ou de l'Union. »

Il était d’autant plus temps, 20 ans après l’arrêté du 8 juin 2001, de prendre ainsi ce recul nécessaire à l’affectation de l’argent public que selon le Ministère, la règlementation européenne précise : « si un État entend cumuler plusieurs aides différentes en faveur d’une seule dépense éligible, l’intensité maximale admissible est appliquée à l’égard du montant cumulé des aides. » Et que ces aides « doivent être transparentes(…) c’est-à-dire être accordées soit sous forme de subventions ou de bonifications d’intérêts, soit sous forme de prêts, de régimes de garanties et de mesures fiscales respectant certaines conditions. »

Tandis que dans son avis du 24 juillet 2019, la CRE réitérait ses inquiétudes quant au niveau de la rémunération en écrivant : « De tels niveaux de rentabilité ne semblent pas conformes aux dispositions du code de l’énergie, qui prévoient que « le niveau [du] complément de rémunération ne peut conduire à ce que la rémunération totale des capitaux immobilisés, résultant du cumul de toutes les recettes de l'installation et des aides financières ou fiscales, excède une rémunération raisonnable des capitaux, compte tenu des risques inhérents à ces activités ». La CRE recommande donc de revoir à la baisse le niveau de tarif ».

L’art. 11 de l’arrêté du 6 mai 2017 garantit la rémunération pour 20 ans

Rémunération lors de prix négatifs

L’annexe de l’arrêté du 6 mai 2017 (téléchargée sur le texte de l'arrêté en vigueur mis à la date du 1er juin 2021) précise en 7° : 

Au-delà des 20 premières heures, consécutives ou non, de prix spots strictement négatifs pour livraison le lendemain constatés sur la bourse de l’électricité EPEX Spot SE pour la zone France, une installation qui ne produit pas pendant les heures de prix négatifs reçoit une prime égale à Primeprix négatifs, définie ci-dessous :

Primeprix négatifs = 0,35.Pmax. T . nprix négatifs

Formule dans laquelle : - T est le tarif de référence (Te) défini au II de cette annexe, exprimé en €/MWh ; - nprix négatifs est le nombre d’heures pendant lesquelles les prix spots pour livraison le lendemain sur la plateforme de marché organisé français de l’électricité ont été strictement négatifs au delà des 20 premières heures de prix négatifs de l’année civile et pendant lesquelles l'installation n'a pas injecté d'énergie.

Ce qui signifie qu’une éolienne qui ne produit pas est alors rémunérée sur la base d’un facteur de charge de 35%.

Les données ministérielles font état de 11 heures de prix négatifs en 2018, 27 heures en 2019 et 102 heures en 2020, soit 82 heures pendant lesquelles les éoliennes ont été rémunérées sur la base d'un facteur de charge de 35% pour ne pas produire

Les appels d’offres de l’éolien terrestre 59,5€/MWh (+2,8€ + 1 à 3€)

Les installations de plus de 6 mâts ou comprenant au moins 1 aérogénérateur de plus de 3 MW ou encore, selon la CRE« pouvant justifier d’un rejet, adressé par EDF, d’une demande de contrat de complément de rémunération au titre de l’article 3 de l’arrêté du 6 mai 2017 », dépendent du régime des appels d’offre. Le Ministère donne la liste des lauréats ainsi que le prix d’achat retenu lors du dernier d’entre eux, qui est de 59,5€/MWh.

La CRE mentionne « qu’une majoration allant de 1 à 3€/MWh du prix de référence proposé est accordée si le candidat s’engage dans son offre à recourir au financement participatif ou à l’investissement participatif »

Dans sa délibération du 13 février 2020 « portant décision relative à l’instruction des dossiers relatifs à la 5ème période d’appel d’offres », la CRE établit à 2,8 €/MWh le montant de la prime de gestion concernant ces appels d’offre.

 

La cannibalisation du système

Entre promesses …

Ces aides d’État, réputées se réduire et permettre à des technologies nouvelles de devenir compétitives dans un marché concurrentiel tout en respectant des Directives européennes, tardent malheureusement à tenir leurs promesses.

En 2007, le représentant du Syndicat des énergies renouvelables (SER) annonçait devant le Sénat [7] :

« En tablant sur une augmentation régulière des prix de 5 %, la contribution à la CSPE s'avère positive jusqu'en 2015. Les consommateurs seront donc obligés de payer plus cher pour le développement de l'éolien. Ensuite, la contribution devient négative. Les producteurs éoliens génèrent alors une rente pour la collectivité ».

… et réalité

L’étude conjointe IEA/NEA sur les coûts de production de l’électricité constate malheureusement que « Les valeurs énergétiques simulées saisissent également l'ampleur des effets de cannibalisation à mesure que la part des énergies renouvelables variables augmente, l'expansion des énergies renouvelables variables réduisant leur propre valeur marchande ». Elle explique ainsi l’effondrement du cours du MWh qui a amené la France, 25 fois 1er exportateur mondial sur ces 30 dernières, à avoir exporté ses flux physiques d’électricité au prix moyen de 30,05€/MWh en 2020, d’après les douanes françaises.

En d’autres termes, le développement des EnR, parallèlement à la baisse apparente de leur tarif d’achat, entraîne une baisse de la valeur de leur production, qui augmente d’autant le montant du complément de rémunération destiné à leur garantir le revenu convenu.

Cette cannibalisation compromet toute concurrence non subventionnée dans un marché supposé ouvert et non biaisé. Ce qui est particulièrement préjudiciable à la filière nucléaire qui exige une vision et des investissements de long terme et tend à son remplacement par des moyens thermique

La priorité d’accès

L’article 16 de la Directive européenne 2009/28/CE stipule :

b) les États membres prévoient, en outre, soit un accès prioritaire, soit un accès garanti au réseau pour l’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables

En décembre 2019, l’Office franco allemand pour la transition énergétique produisait une note de synthèse sur les cadres réglementaires du statut prioritaire accordé aux énergies renouvelables aux niveaux européen, et notamment Le nouveau règlement de l’UE sur le marché de l’électricité qui limite la priorité accordée aux nouvelles installations de moins de 400 kW.

Dans la mesure où cet Office tient ses bureaux dans les locaux du Ministère dont il reçoit des subventions, on peut regretter pour l’éclairage du débat public que cette note de synthèse soit réservée à ses adhérents.

Pour autant, la refonte de la Directive à travers la Directive 2018/2001 ne mentionne plus cette priorité d'accès des EnR sur le réseau en laisse la réglementation au choix des États.

Le merit order effect

La CRE décrit ainsi le phénomène : « La baisse des LCOE des ENR jusqu’à des niveaux inférieurs à la production thermique et au prix de marché moyen ne signifie pas que les subventions et mécanismes de soutien deviennent superflus. Cela s’explique par le « Merit Order Effect » : les ENR étant des moyens de production à coût marginal nul, les périodes de forte production ENR connaissent des prix sur le marché de gros en moyenne inférieurs au prix spot moyen, et qui peuvent devenir nuls ou négatifs avec une fréquence qui croit avec la proportion de production ENR fatale ».

La dette

C’est pourquoi, au lieu de la « rente » espérée, la Cour des Comptes a chiffré à 121 milliards d’€ les charges relatives aux seuls contrats des EnR électriques (+ biométhane injecté) engagés avant 2018, sans préjudice des sommes déjà affectées à ces charges auparavant pour le soutien des contrats en question.

Le remboursement de ces charges à EDF, affecté à l’origine à la taxe CSPE (Contribution au service public de l’énergie), et dont l’augmentation rapide était visible sur les factures d’électricité sera désormais enfoui dans le budget général de l’État, ainsi que l’article La CSPE ou les 3 CSPE rappelle l’historique de son affectation.

Les coûts annexes

Le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité(Turpe) représente le tiers des factures.

Le Turpe 6 entrera en vigueur, pour 4 ans, le 1er aout 2021. Il intégrera les sommes nécessaires à la restructuration du réseau pour lui permettre d’accueillir l’augmentation des EnR. La CRE a entériné les 33 milliards d’€ pour RTE et les 69 milliards pour Enedis prévus sur 15 ans à cet effet, ainsi que c’est développé dans « Le Turpe nouveau est arrivé ».

Pour éclairer le débat public

En premier lieu, le ministère justifie son soutien financier aux EnR « compte tenu du coût encore supérieur au prix de marché des énergies renouvelables, leur déploiement ne pourrait pas se faire sur le seul critère de compétitivité dans un fonctionnement de marché »

Parmi ces aides, le ministère mentionne les dispositifs fiscaux.

D’autre part, à la lecture du jugement du Tribunal administratif de Paris, condamnant pour inaction climatique l’État français, auquel les requérants reprochaient une part insuffisante d’EnR à cet effet, nous apprenons que dans un mémoire destiné à rester confidentiel, la Ministre de l’écologie aurait fait valoir qu’« en ce qui concerne l’objectif d’augmentation des énergies renouvelables, celui-ci est indépendant de celle des gaz à effet de serre ».

En tout état de cause, le lien de cause à effet entre développement des EnR et les objectifs climatiques de la France par la décarbonation d’un parc électrique qui l’est déjà depuis ¼ de siècle est, en effet, pour le moins controversé.

En toute logique, des raisons électorales amènent les élus à laisser une large place au débat public dans l’avenir énergétique du pays.

Pour permettre un débat éclairé, la totalité des avantages financiers accordés aux EnR, quelle qu’en soit la forme, doit pouvoir être aussi clairement que possible mise en regard des avantages et inconvénients objectivement attendus pour le système électrique national.

Le reste n’est que publicité trompeuse.