vendredi 14 juin 2024

Qualité de l’air et énergies renouvelables

 

Qualité de l’air et énergies renouvelables

Jean Pierre Riou

Le Conseil européen a décidé de durcir les normes environnementales afin de respecter les dernières lignes directrices de l’Organisation mondiale de la santé (OMS). Malgré la diminution des polluants depuis 1990, les émissions liées à l’activité humaine seraient encore responsables de 300 000 décès prématurés en Europe chaque année.

La première cause en serait les particules fines PM2,5 responsables selon lui de 238 000 décès, et la seconde serait le dioxyde d’azote (NO2) avec 49 000 décès prématurés, liés au fait que le NO2 réduit la fonction pulmonaire et aggrave notamment les symptômes de l’asthme.

PM2,5 et EnR

Or la première source d’émission de PM2,5, devant l’industrie ou les transports, est le chauffage individuel au bois, qui se trouve être en même temps la première source d’énergies renouvelables en France, devant l’hydraulique et l’éolien. Ce paradoxe du concept « renouvelable » qui ne serait pas synonyme de « durable » en raison de ses effets sur la santé, est notamment la raison de la volte face de la Commission européenne, dont la dernière directive limite l’usage de la biomasse ligneuse et prévoyait même d’en interrompre sa progression sous la pression d’organismes de santé qui avaient alerté le Parlement européen sur ce scandale sanitaire avant l’adoption, le 14 septembre 2022, d’une proposition de directive sur le sujet visant à interdire que cette part de biomasse ligneuse soit à l’avenir supérieure « à la part de la consommation énergétique globale que représente la moyenne de ces combustibles pour la période 2017-2022 ».

Ce qui avait provoqué la colère de la filière bois, inquiète de la fin des subventions à une énergie considérée jusqu’alors comme la principale source renouvelable.

NO2 et EnR

Le second paradoxe concerne la quantité de dioxyde d’azote émise par les centrales thermiques selon leur régime de fonctionnement. En effet les oxydes d’azote (NOx) - monoxyde d’azote (NO) et dioxyde d’azote (NO2) - sont présents dans tous les processus de combustion des énergies fossiles, en raison de la présence d’azote (N) dans l’air, et ajoutent leur émission au CO2 + H2O résultant de la combustion du gaz naturel (CH4) en présence d’oxygène (O2).

Or des mesures de terrain, notamment celles de Duke Energy ont révélé une forte augmentation des émissions de ces oxydes d’azote lorsque des à coups de fonctionnement ou régimes partiels sont imposés à ses turbines à gaz par la production cyclique du solaire. Au point que Duke Energy avait dû demander un assouplissement de ses contraintes environnementales pour pouvoir continuer à fonctionner. Notamment lors de sa demande au North Carolina Division of Air Quality (NCDAQ) de nouveaux standards d’exigences d’émissions reproduite ci-dessous.


Source https://nsjonline.com/article/2019/08/duke-energy-application-points-finger-at-solar-for-increased-pollution/

Kim Crawford, représentant Duke Energy avait fait savoir que ses centrales à cycle combiné à gaz (CCG) étaient particulièrement sensibles à ces régimes partiels pour lesquels elles ne sont pas conçues, et qu’au lieu de 264 livres de NOx émises quotidiennement par celles-ci en régime optimum, leur suivi obligé des cycles du photovoltaïque entraînait des émissions de plus de 624 livres chaque jour.

La nécessaire étude d’impact basée sur des mesures de terrain

La question posée par la sénatrice A.C. Loisier sur les études de terrain qui auraient mesuré les conséquences de ces à-coups de fonctionnement et régimes partiels imposés aux centrales thermiques n’a pas permis au ministère de citer d’autre étude que celles, purement théoriques de RTE ou de l’Ademe, fondées en permanence sur le même facteur d’émission par défaut.

La demande d’assouplissement de Duke Energy consacre le fait que le couplage d’EnR avec ses centrales thermiques amène celles-ci à dégrader la qualité de l’air.

Une étude environnementale chiffrant les éléments de cette problématique semble incontournable dans le cadre des lignes directrices sur la qualité de l’air pour permettre une politique énergétique consciente des enjeux sanitaires.

dimanche 9 juin 2024

Le marché de l’électricité selon Marcel Boiteux

 

Le marché de l’électricité selon Marcel Boiteux

 

Jean Pierre Riou

Où il apparaît que les règles du marché sont destinées à favoriser à tout prix les énergies intermittentes et les transactions avec des acteurs de plus en plus lointains, au détriment de la sécurité du consommateur.

Marcel Boiteux, économiste et mathématicien, directeur et président d'EDF de 1967 à 1987, après y être entré en 1949, est décédé en septembre dernier à l’âge de 101 ans. Il incarne encore aujourd’hui la pertinence de la période héroïque d’EDF, fleuron du savoir faire français que le monde nous enviait.

En mai 2007, Marcel Boiteux expliquait pourquoi, dans Futuribles :

« En théorie économique, l’électricité cumule pratiquement toutes les exceptions aux heureux effets de l’économie de marché. D’où suit qu’on peut militer avec conviction pour la régulation par le marché, et en exclure l’électricité. »

Les interconnexions de ce marché, alors régulé, avaient pour seule fonction de sécuriser l’approvisionnement électrique des États par la possibilité d’importer en cas de défaillance de la production ou de pic excessif de consommation. Tandis que la fonction de ces liaisons transfrontalières  consiste désormais, à la fois à pallier une absence prolongée de vent ou de soleil dans des pays qui ont cru pouvoir se dispenser du doublon intégral d’un parc pilotable, et surtout à chercher preneur de plus en plus loin pour les surplus exponentiels de l’éolien ou du solaire. Quitte à en rémunérer l’acheteur via des cours négatifs.

Libéralisé, mais pas que

La libéralisation du marché européen de l’électricité repose en effet sur une évolution des règles concernant le développement des interconnexions, ainsi que sur l’optimisation de leur utilisation, sous la forme d’un « couplage du marché » qui consiste à mettre aux enchères la capacité d’interconnexion de façon « implicite » en même temps que l’énergie mise sur le marché. Tandis que le système d’enchères explicites, demandant de prévoir la capacité d’interconnexion en amont de la transaction sur l’électricité elle-même, ne permettait pas cette optimisation de l’utilisation du réseau.

Le centre de Coordination technique Coreso est chargé de calculer en temps réel les capacités transfrontalières pour les plates formes du marché pour permettre ainsi son couplage avec les capacités d’interconnexion. D’autres centre de coopération régionale ont vu le jour partout en Europe.

La France est au centre de ce dispositif, par ses liaisons avec l’Europe du Sud-Ouest (SWE), l’Italie du Nord, et la région Core, qui comprend les 6 pays de la région Europe du Centre-Ouest (Allemagne, Autriche, Belgique, France, Luxembourg et Pays-Bas) ainsi que 7 pays supplémentaires (Croatie, Hongrie, Pologne, République Tchèque, Roumanie, Slovaquie et Slovénie, et qui remplace la région Centre Ouest depuis 2022.

 

Source https://www.coreso.eu/services/ccc/

Le 13 octobre 2016 la CRE a validait l'utilisation de l'algorithme Euphemia pour calculer en temps réel et allouer implicitement les capacités d'interconnexion et de calculer la position nette ainsi que le prix spot de chaque zone de marché journalier et infrajournalier. à l'usage des différents opérateurs de marché (« Nominated Electricity Market Operator », ou « NEMO ») (BSP, CROPEX, SEMOpx (EirGrid et SONI), EPEX, EXAA, GME, HEnEx, HUPX, IBEX, Nasdaq, Nord Pool, OMIE, OKTE, OPCOM, OTE, et TGE.)

Après appel d'offre, une délibération du 28 juillet 2015 de la CRE a désigné EPEX SPOT et Nord Pool en qualité de NEMO en France.

Ce marché concernait alors 19 pays 

Si le marché britannique a été ensuite découplé lors du Brexit, ce couplage du marché représente aujourd'hui 98,6% de la consommation d’électricité de l'UE.


Source Entsoe https://www.entsoe.eu/network_codes/cacm/implementation/sdac/

Ce marché libéralisé fonctionne sur la seule règle de l’offre et la demande, qui peut osciller entre des prix négatifs lorsque l’offre est supérieure à la demande, à l’indexation sur le moyen le plus coûteux appelé pour établir l’équilibre en cas de forte tension, celui-ci étant d’ailleurs l’effacement de la consommation, qui a atteint 3515€/MWh le 4 avril 2022. Tous les électrons mis aux enchères sont alors négociés au même prix, indépendamment de leur coût de production.

Pour permettre une injection croissante d’énergies renouvelables, le règlement européen

 (UE) 2019/943 du 5 juin 2019 impose qu’un minimum de 70% de la capacité de transport électrique de chaque État soit disponible pour les échanges transfrontaliers, sans tenir compte des flux de boucle, afin de réduire la divergence des cours spot au sein de ce marché couplé, qui est le symptôme de la saturation des interconnexions, sans laquelle les acteurs du marché auraient enchéri à moindre prix.

Sur l’année 2022, RTE a respecté cet impératif 87% du temps, atteignant très majoritairement l’objectif fixé par le règlement. Les frontières françaises n’ayant été soumises à aucune dérogation, ce qui n’est pas le cas de la plupart de ses homologues européens, comme le souligne la CRE.

La région Europe du Sud-Ouest (péninsule ibérique) a notamment obtenu une dérogation pour l’année 2020, renouvelée en 2021 l’autorisant à ne pas respecter ce critère. C’est d’ailleurs en raison de cette « capacité d'interconnexion limitée de la péninsule ibérique » que l’Espagne et le Portugal avaient obtenu une dérogation, jusqu’en mai 2023 leur permettant de réguler le prix du gaz grâce à des aides d’État et, par là même, de bénéficier d’un cours spot de l’électricité inférieur à celui du reste de l’UE en 2022.

Swissgrid : en plein milieu, mais exclu

La Suisse, qui n’est pas membre de l’UE et n’a pas conclu d’accord sur l’électricité, se trouve, comme la Grande Bretagne, exclue de ce couplage de marché, alors qu’elle représente le poumon de la plaque électrique européenne, grâce à la capacité de ses barrages hydrauliques. Ses 41 lignes frontalières, 141 postes de couplage et 40 000 points de mesure en font l’un des réseaux les plus stables du monde. Sa place centrale lui assure un rôle de transit capital, notamment vers l’Italie. Mais elle se trouve de plus en plus déstabilisée par les flux de transit européen qui affectent ses propres capacités d’import. Particulièrement les flux non nominés qui traversent le pays pour revenir dans la même zone d’enchère, ainsi que l’Allemagne en est coutumière, afin de soulager ses propres congestions au détriment des capacités suisses. Swissgrid constate que « L’Union européenne continue à développer systématiquement le marché européen de l’électricité. La mise en œuvre du troisième paquet relatif au marché intérieur progresse tandis que le quatrième paquet, le «Clean Energy Package», est entré en vigueur en parallèle. Les règles européennes relatives à l’exploitation du réseau et du marché divergent par conséquent de plus en plus des règles suisses. » Swissgrid s’attend à ne plus pouvoir y défendre les intérêts de la Suisse, ainsi qu’à une « augmentation des flux imprévus sur le réseau suisse, à une hausse des coûts de redispatch et à des restrictions de la capacité d’importation disponible pour la Suisse, le cas échéant. »

Quel marché et dans quel but ?

La question d’un aménagement des règles du marché ne saurait être celle de l’incontournable offre et la demande, ni d’une indexation quelconque au prix du gaz ou autre fantasme. Mais de s’interroger sur le bien fondé de la surenchère d’injection d’intermittence qui découle de la surenchère d’interconnexions destinée à les intégrer, et fausse la rémunération des énergies pilotables et décarbonées que sont nucléaire et hydraulique. En effet, après 4 heures de prix négatifs français en 2017, 11 en 2018, 26 en 2019, une centaine en 2020 et 148 en 2023, les 150 heures ont déjà été dépassées sur les 5 premiers mois de 2024. Posant ainsi le problème de l’intervention de l’État pour la rémunération de tous les producteurs d’électricité dans un marché prétendu libéralisé. Des investissements de long terme tels que des centrales nucléaires se trouvant désormais contraintes à ne produire que lorsque les cours sont suffisamment hauts, comme le montrent les 100 jours d’arrêt minimum du réacteur de Cattenom 1 ou les modulations journalières de plus de 10 GW opérées quotidiennement par le parc nucléaire.

La France, plus gros exportateur mondial d’électricité quasiment chaque année depuis 1990 doit rester sécurisée par des interconnexions avec ses voisins, principalement pour passer les pics hivernaux de consommation. Mais il n’apparaît pas que la capacité de son parc nucléaire/hydraulique ait quelque intérêt à voir les interconnexions croitre sans cesse pour permettre le dumping généralisé de productions toujours plus aléatoires à prix cassé, du moins tant que celles-ci ne permettront pas de se dispenser du doublon d’un parc de production pilotable. En effet, à consommation strictement égale en Europe entre 2008 et 2021, 264,6 GW éolien/Solaire ont été ajoutés parallèlement à une réduction de seulement 29,3 GW pilotables, dont 8 nucléaire.

 

En avance sur son temps

 

Tandis que la libéralisation du marché de l’électricité aura enfanté des cohortes de nouveaux acteurs sur les juteux marchés de gros, de capacité, d’ajustement, d’effacement, et autres fournisseurs, agrégateurs, responsables d’équilibre et traders de tout poil, alors que des investissements exponentiels dans les réseaux se révèlent progresser moins vite que les problèmes de sécurité qu’ils sont réputés résoudre, il est tentant de citer à nouveau Marcel Boiteux, dans la conclusion de son analyse des marchés de l’électricité citée en introduction :

 

« Mais, après qu’à travers les siècles le pouvoir des plus riches l’ait peu à peu emporté sur celui des plus forts, ne peut-on penser qu’un jour viendra où le pouvoir de l’argent sera lui-même sublimé par une forme de pouvoir dont les motivations seront plus élaborées ? Une économie de marché convenablement encadrée assurera alors la prospérité d’un secteur concurrentiel enfin libéré des entraves à courte vue qui lui sont prodiguées aujourd’hui, tandis que, là où monopoles naturels et coûts de transaction prévalent, réapparaîtront des entreprises publiques chargées efficacement des missions que le système du marché permet mal de remplir. 

 Alors l’EDF d’avant aura été seulement en avance d’un temps ... »

jeudi 16 mai 2024

De la Jurisprudence éolienne à la responsabilité du bailleur

 

De la Jurisprudence éolienne à la responsabilité du bailleur

Jean Pierre Riou

La jurisprudence de Toulouse

La Cour d'appel de Toulouse, 3ème chambre, 8 juillet 2021, n° 20/01384 a formellement reconnu l’existence d’un syndrome éolien et la responsabilité des éoliennes dans les troubles sanitaires occasionnés en condamnant leur exploitant à indemniser  les 2 victimes à hauteur de 4.000 € à chacun au titre du pretium doloris et 2.216,25 € au titre de la réparation de leur déficit fonctionnel temporaire dont les « Souffrances endurées avant consolidation: (…) tenant compte de l’hospitalisation en urgence, du suivi médical, de la réalisation d’examens complémentaires, de la prise de traitements ponctuels et du retentissement psychologique. »

La condamnation totale de l’exploitant, notamment pour préjudice moral perte de valeur du bien et trouble de jouissance, s’est élevée à 110.582 euros, en plus de la condamnation aux dépens.

De la responsabilité du propriétaire foncier

Lors de tels recours, la victime peut agir contre l’auteur du trouble, même s’il n’est pas propriétaire ; locataire ou entrepreneur ou contre le propriétaire, même s’il n’est pas l’auteur du trouble car il répond du locataire ou de l’entrepreneur. Le propriétaire, le locataire et l’entrepreneur étant solidairement responsables selon les analystes de la question.

En effet, en matière de trouble de voisinage, la documentation juridique Dalloz précise : « l’absence de faute ne permet pas d’échapper à une condamnation (Civ. 3e, 4 févr. 1971, n° 69-12.528) ». Ce qui semble d’autant plus inquiétant pour tout recours du propriétaire du foncier que la jurisprudence précise « lorsque le trouble de voisinage émane d'un immeuble donné en location, la victime de ce trouble peut en demander réparation au propriétaire, qui dispose d'un recours contre son locataire lorsque les nuisances résultent d'un abus de jouissance ou d'un manquement aux obligations nées du bail » (Cour de Cassation, Chambre civile 2, du 8 juillet 1987, 85-15.193).

Cette disposition rend en effet problématique un tel recours du propriétaire foncier contre l’exploitant, dès lors que le trouble anormal de voisinage n’aurait pas mis en évidence un manquement à cette réglementation. La jurisprudence de Toulouse est de nature à inciter un nombre croissant de riverains d’éoliennes à réclamer la compensation financière de leur préjudice. Que le propriétaire du foncier soit un particulier ou une municipalité, leur responsabilité semble ainsi solidairement engagée aux côtés de l’exploitant, dans une action au civil les mettant en cause, et qui n’est même pas supposée rechercher la conformité administrative, ou non, des éoliennes querellées.

Les condamnation seraient d’ailleurs d’autant plus lourdes en cas d’action de groupe telle que celle jugée par la Cour d’Appel de Rennes du 12 mars 2024, qui ordonne à l’exploitant, pour la réparation des troubles anormaux de voisinage subis réclamée par les plaignants, de verser 633.400 euros aux 13 plaignants au titre de la dépréciation immobilière, en plus des frais d’expertise et de 5 000 euros de dépens par plaignant.