Réponse à 20minutes : « EOLIENNES EN MER – POURQUOI TANT D’ATERMOIEMENTS ? »

Vous trouverez les commentaires de l’OMEC en rouge ci dessous :

EOLIENNES EN MER – POURQUOI TANT D’ATERMOIEMENTS ?
http://www.liberation.fr/futurs/2017/07/30/eoliennes-en-mer-pourquoi-tant-d-atermoiements_1586809

Par Florian Bardou — 30 juillet 2017 à 08:29

 

Installée au large du Croisic, en Loire-Atlantique, la première éolienne flottante offshore devrait être mise en service d’ici à la fin de l’année. Une expérimentation tardive qui illustre les tergiversations françaises pour déployer cette technologie d’énergie renouvelable.

Eoliennes en mer : pourquoi tant d’atermoiements ?

Tous les appels d’offres ont dépassé les 200 €/MWh malgré des facteurs de charge estimés à 35 % contre 23 % à terre. Un petit rappel, le MWh actuel est facturé moins de 50 € aux clients domestiques

 

Appelez-la Floatgen. En cours de construction à 22 kilomètres des côtes du Croisic, sur le site d’essai technologique de Centrale Nantes (appelez-le Sem-REV), la première éolienne flottante en mer est bien partie pour voir le jour d’ici à la fin de l’année, conformément au calendrier annoncé. Son système d’ancrage en nylon, conçu par la société lorientaise Le Béon Manufacturing, vient en effet d’être mis à l’eau, se sont félicités jeudi ses concepteurs. Une première étape décisive avant la mise en place prochaine d’un flotteur en béton armé de 36 mètres de côté sur 10 de hauteur, ouvert en son centre, et l’érection du mât et des pales, pour une mise en route à titre expérimental (et pour deux ans) tout début 2018.

La raison de ce retard et de ces prix est que précisément, les fonds marins français sont rapidement profonds au regard de ce qui se passe au Danemark et dans le nord de l’Allemagne. Quand les fonds sont plats et peu profonds, les éoliennes sont posées alors qu’en France, la plupart seront flottantes et remueront comme des bouchons sur l’océan ou la Méditerranée ce qui n’est pas simple.

La mise en service de cette première éolienne offshore au large du sud Bretagne, peut apparaître comme une prouesse technique. Les éoliennes «flottantes» sont en effet une technologie balbutiante, dont la première ferme n’a vu le jour que la semaine dernière en Ecosse pour alimenter 20 000 foyers en électricité. Cependant, elle ne doit pas faire oublier que le déploiement dans les mers hexagonales de l’éolien est tardif (c’est un euphémisme) par rapport à nos voisins nord européens.

Ainsi, tandis que le Royaume-Uni (5 GigaWatts), l’Allemagne (4 GW) et le Danemark (1,3 GW) ont déjà à eux seuls près de 90% de la capacité en éolien offshore en Europe (12 GW), selon les derniers chiffres de l’Agence internationale des énergies renouvelables (Irena), la France n’a pour l’instant fourni aucun kilowattheure avec cette source d’énergie tout en disposant, paradoxalement, du deuxième gisement de vent européen. «Il y a un volontarisme et une culture des énergies renouvelables chez nos voisins européens qui ont longtemps manqué à la France», soulève Matthieu Monnier, responsable du pôle offshore pour l’association France énergie éolienne (FEE). Pourquoi tant de lenteur et d’atermoiements ?

Vouloir à tout prix fournir des MWh éolien off-shore, hors toute considération de coûts et d’acceptation sociale, consiste à vouloir imiter des voisins dont le modèle électrique va droit dans le mur. La France a sûrement raison de ne pas se précipiter. Son expérience d’hydrolienne marine est là pour lui rappeler que ce genre de concours Lépine finit par ne rien apporter au système électrique mais pèse lourd dans la facture d’électricité.

Contraintes techniques lourdes

A l’heure actuelle, il existe deux technologies d’éoliennes offshore. La version «posée», c’est-à-dire fixée dans les fonds marins, dont les quatre premiers parcs, au large de Fécamp, Courseulles-sur-mer, Saint-Brieuc et Saint-Nazaire devraient (enfin) être mis en service entre 2021 ou 2022 après épuisement des recours des associations qui y sont opposées. C’est la technologie la plus ancienne, mais aussi celle qui fait face aux contraintes techniques les plus lourdes : elle ne permet pas de s’éloigner à plus de 30 kilomètres du littoral, dépend fortement de la (faible) profondeur de l’eau et est compliquée à installer «dans un environnement hostile et corrosif». «C’est pour cela que cette énergie renouvelable se développe lentement par rapport à l’éolien terrestre, souligne Raphaël Gerson, adjoint du service Réseaux énergies renouvelables à l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (Ademe). L’avantage, c’est qu’en mer, l’impact visuel des éoliennes est minimisé et les vents sont plus forts.»

La version «flottante», bientôt testée en France, permet, elle, d’aller à 50 ou 60 kilomètres des côtes, où les vents sont encore plus forts, et dans un pays où les fonds marins proches du littoral, notamment en Méditerranée, sont vite profonds, l’avantage est évident. Cependant, cette technologie n’a pas encore atteint sa maturité technique. Et son coût de revient, qui comprend le coût d’installation et de maintenance, excède encore les 200 euros par mégawattheure, trois fois plus que l’éolien terrestre ou le solaire.

«Dans notre scénario, on estime qu’il y a de belles perspectives avec l’éolien flottant car on a des côtes moins faciles qu’en mer du Nord», estime Thierry Salomon, vice-président de l’association Négawatt. Or dans ce domaine, il est vrai que la France a pris une longueur d’avance. Raphaël Gerson, de l’Ademe, acquiesce : «L’enjeu, c’est de transformer l’essai.»

Que Monsieur Salomon, antinucléaire notoire dont l’association Négawatt fait la pluie et le beau temps à l’ADEME, soit partisan de l’off-shore ne surprend guère

Des ambitions à revoir ?

Mais pour y parvenir, cela demande des objectifs et des ambitions chiffrées… que la France est loin de remplir. Ainsi, en 2010, les premiers textes nés du Grenelle de l’environnement ont fixé à 6 000 MW la puissance de l’éolien offshore pour concrétiser l’objectif de 23% d’énergies renouvelables dans le mix électrique français d’ici à 2020. Cependant, à cette époque, aucun projet en mer n’était engagé. 

«Aujourd’hui, on est très loin de l’objectif fixé par le Grenelle de l’environnement, admet Marion Lettry, déléguée générale adjointe du Syndicat des énergies renouvelables.

Pour atteindre les objectifs fixés par la loi de transition énergétique de juillet 2015, qui prévoit que les énergies renouvelables doivent représenter 40% de la production électrique nationale à l’horizon 2030, il faut donc qu’on ait installé 20 à 21 GW en mer, ce qui représenterait 10% de cette production.»

Peut-on tenir les délais ? Attribués en 2011, puis en 2013, les deux premiers appels d’offres pour six fermes d’éoliennes posées offshore permettraient d’installer 3 000 mégawatts d’ici à 2023 conformément à ce que prévoit la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE). Toutefois, cette feuille de route de la politique énergétique pour 2016-2018 «floue» a déçu les pro-renouvelables par son manque d’ambition, et leur fait dire que les volontés ne sont pas à la hauteur des objectifs inscrits sur le papier. 

 

«L’enjeu de la révision à venir de la PPE, ce sera de préciser les ambitions de l’Etat pour atteindre cet objectif de 40% de renouvelable dans le mix énergétique d’ici à 2030, notamment en matière d’éolien offshore», avance Matthieu Monnier, de France énergie éolienne.

On confond l’objectif prioritaire : celui de la réduction des émissions de CO2 et les moyens pour y parvenir. Quand la France dispose d’une électricité décarbonée à plus de 90 %, les EnR électriques intermittentes ne servent à rien. L’UE n’a pas à fixer des objectifs de moyens, chaque pays doit seulement respecter les engagements pris à la COP 21.

Recours systématiques des opposants

Car encore faut-il que les parcs éoliens annoncés, notamment à Dieppe-Le Tréport, Noirmoutier, Dunkerque et Oléron voient le jour. La procédure globale, de l’appel d’offres à la mise en chantier, est ici mise en cause par les défenseurs de cette énergie renouvelable, trop lourde et redondante selon eux.

«On pourrait simplifier le cadre juridique de l’éolien en mer, n’envisager qu’une seule concertation publique en amont de chaque projet et réunir les demandes d’autorisation dans un seul dossier, plaide ainsi l’avocat spécialisé en droit de l’environnement Arnaud Gossement. Et puis il faudrait que l’Etat précise sa politique sur l’appel d’offres et sur les technologies à privilégier.»

Par ailleurs, depuis 2004 et le premier projet d’éoliennes en mer envisagé à Veulettes-sur-mer, en Seine-maritime, les associations opposées aux grandes pâles contestent systématiquement les demandes d’autorisation de mise en chantier des parcs éoliens en mer.

C’est le cas de ceux de Saint-Nazaire et de Fécamp, dont les promoteurs ont obtenu gain de cause en mai et en juin devant la cour d’appel administrative de Nantes, seule juridiction compétente pour statuer sur chaque recours.

Idem concernant le parc de Courseulles-sur-mer, dont la décision est attendue. «Tous les citoyens ont droit d’ester en justice, mais on s’interroge sur les motivations réelles des requérants», fait remarquer le représentant de France énergie éolienne Matthieu Monnier.

Selon nos sources, le projet de loi relatif «au droit à l’erreur et à la simplification», qui sera présenté à la rentrée par le gouvernement Philippe, devrait «simplifier» la procédure de demande d’autorisation. Reste à savoir de quel côté souffle le vent.

Les recours systématiques sur « tapis vert » ne sont pas propres aux EnR électriques intermittentes !

Et le « droit à l’erreur » encouragé par E. Macron ne doit pas être l’occasion de les multiplier…

Florian Bardou

Jean Fluchère

Réponse à la tribune du Monde : « DECHETS RADIOACTIFS : « CIGEO OU LA CHRONIQUE D’UN ECHEC ANNONCE » »

Nos commentaires figurent en rouge ci dessous

2017-DECHETS RADIOACTIFS : « CIGEO OU LA CHRONIQUE D’UN ECHEC ANNONCE »

http://www.lemonde.fr/planete/article/2017/08/07/dechets-radioactifs-cigeo-ou-la-chronique-d-un-echec-annonce_5169692_3244.html

Dans une tribune au « Monde », trois scientifiques plaident pour l’abandon du projet d’enfouissement et pour la poursuite des recherches sur la gestion des déchets nucléaires.

LE MONDE | 07.08.2017 à 15h34 • Mis à jour le 07.08.2017 à 16h05

Par Benjamin Dessus, ingénieur, économiste ; Bernard Laponche, polytechnicien, docteur ès sciences ; Bertrand Thuillier, ingénieur, docteur ès sciences.

En tant que scientifiques, il nous semble utile de revenir sur le Centre industriel de stockage géologique (Cigéo) de déchets radioactifs en projet à Bure (Meuse) et sur les très nombreuses questions présentes dans le rapport de l’Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN) remis à la fin de juin, comme dans le projet d’avis de l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) publié au début d’août, à propos des options de sûreté de cette installation

(https://www.asn.fr/Professionnels/Installationsnucleaires/Dechets-radioactifs-et-demantelement/Projet-de-centre-de-stockage-Cigeo/Qu-est-ce-que-Cigeo).

Ces questions ne concernent pas uniquement les risques majeurs lors de l’exploitation (incendie, explosion), mais soulèvent également des interrogations sur la capacité effective du site : 104 000 m3 de déchets dits « en réserve » et 68 500 m3 de combustibles usés non pris en compte, déchets non acceptables en l’état (colis bitumineux et déchets « incertains », soit 38 %, en nombre, des déchets de moyenne activité).

Elles font aussi apparaître des doutes sur certains aspects de la conception de l’installation (capacité à surveiller, à maintenir, à récupérer, à sceller, etc.). Rappelons que la demande d’autorisation de création, initialement prévue pour 2015, avait déjà été repoussée à 2018, avant de l’être à 2019.

Lire aussi :   Stockage radioactif de Bure : l’Autorité de sûreté nucléaire émet « des réserves » (/planete/article/2017/08/03/stockage-radioactif-de-bure-l-autorite-de-surete-nucleaire-emet-des reserves_5168364_3244.html)

Déchets radioactifs : « Cigéo ou la chronique d’un échec annoncé » http://abonnes.lemonde.fr/planete/article/2017/08/07/dechets-radioactif…

Il faut s’étonner que de telles questions, sur un projet aussi important, soient encore présentes à quelques mois de cette demande. En réalité, pour certains scientifiques comme pour les associations exprimant leur opposition au projet et qui suivent ce dossier, ces questions ne sont que des conséquences d’un projet mené sans alternative à l’enfouissement à Bure, sous influence de l’industrie nucléaire, sous contrainte de temps et sans réel contrôle dans son développement par la Commission nationale d’évaluation.

La commission Nationale du Débat Public s’est déroulée de septembre 2005 à janvier 2006. Ses conclusions sont connues. Et des suites ont été données à un certain nombre d’observations. Les 3 scientifiques qui s’expriment dans le Monde ont sûrement participé à ces débats qui se sont déroulés sur la totalité du territoire et ont pu poser les questions qui les préoccupent aujourd’hui !

Ces questions sont également l’anticipation du constat d’un projet irréalisable, issu d’un choix discutable (enfouissement dans l’argile) et d’une conception trop rapide (inspirée d’un entrepôt de surface).

Il ne s’agit pas d’argile mais d’argilite et la conception n’est pas inspirée d’un entrepôt de surface. Le dossier argile a été déposé par l’ANDRA en 2005. Il fait 520 pages. Il y est notamment question de l’absence d’infiltration d’eau depuis des millions d’années.

Les travaux de Recherches sur ce site datent de plus de 15 ans. Il n’a jamais été question de s’inspirer d’un entrepôt de surface précisément parce qu’il faut que ces déchets FAVL ne posent pas de problèmes aux générations futures.

Revenons par conséquent sur la genèse de cette impasse. En 1991, la loi Bataille ouvrait intelligemment une réflexion sur le sort des déchets nucléaires de haute activité et de moyenne activité à vie longue, en envisageant trois voies de recherche pour leur gestion : stockage géologique, maintien en surface et séparation-transmutation des radioéléments.

Pour la séparation-transmutation, les auteurs de cet article ont déployé tous les arguments, même les plus fallacieux, pour l’arrêt prématuré de Creys-Malville, seul réacteur à neutrons rapides capable de procéder à cette voie de réduction des déchets à longue durée de vie en déchets en durée de vie plus courte.

Il y avait également la voie du stockage souterrain dans le granit mais Mme Voynet, ministre du même mouvement que les signataires de cet article, s’y est opposée sous des prétextes fallacieux.

Quant au stockage en surface, la plupart des spécialistes considèrent qu’il ne présente aucune garantie pérenne.

Un débat public sur CIGEO a été lancé en 2013 et a dû être abandonné en raison des perturbations (parfois violentes) amenées par les antinucléaires dans les réunions prévues pour le débat. Devant cet échec de démocratie participative, chère aux antinucléaires, le débat a été réorganisé sur internet pour éviter la violence des actions.

Mais en 1999, c’est déjà l’absence d’alternative.

A partir du moment où l’accord Verts-PS s’était fait sur l’arrêt de Creys-Malville, annoncé par Lionel Jospin dans son discours de politique générale et dès lors que Madame Voynet, Ministre de l’Environnement, s’opposait à une exploration de la solution granite comme en Suède et en Finlande, il ne faut pas être un grand scientifique pour constater que seule la voie argile restait ouverte.

Des moyens et des crédits très importants sont affectés majoritairement à l’enfouissement au détriment des deux autres voies, et un seul laboratoire de recherche géologique est créé à Bure, alors que la loi imposait plusieurs sites de recherche.

Mais la loi n’était plus appliquée par le gouvernement lui-même.

Roche friable et présence d’eau.

Cette affirmation est totalement fausse. Il serait temps que nos trois scientifiques aillent visiter le laboratoire de Bure.

En 2005, c’est la contrainte de temps qui apparaît. Le dossier Argile 2005, issu des recherches à Bure, mentionnait bien la capacité de l’argile à retenir les radioéléments, mais caractérisait aussi la roche comme friable (d’où la nécessité de centaines de milliers de tonnes d’acier) et faisait état de la présence d’eau (7 % à 8 %), ce qui générerait des milliers de mètres cubes d’hydrogène par radiolyse et corrosion.

Seul le premier enseignement a été retenu. Un projet industriel a alors été conçu, trop rapidement, et par conséquent en s’inspirant beaucoup trop de solutions déjà existantes : des entreposages de surface, sans contraintes de volume, accessibles et ventilés naturellement.

Si plus de 15 ans de travaux constituent un projet industriel trop rapide, il semble en réalité beaucoup trop lent et ralenti par des questions qui relèvent du sexe des anges.

 

En 2006, dans la foulée et sous l’influence de la filière nucléaire, une loi est votée rapidement, entérinant la poursuite des travaux. Mais cette loi ne tient absolument pas compte des conclusions du débat public de 2005-2006, qui proposait une voie de moyen terme – un entreposage de longue durée – afin de permettre, après un temps long d’observations et de recherches, une solution consensuelle et éprouvée.

Cette voie a toujours été rejetée car sans garantie de pérennité. La Commission Nationale d’Evaluation suit l’ensemble des travaux et publie régulièrement des rapports qui ne sont pas du tout alarmants.

En juin 2007, l’absence de contrôle se vérifie, avec les premiers rapports de la Commission nationale d’évaluation, qui décrivent les opérations sans apporter de réelles critiques ni alerter sur les problèmes à venir.

Tout ce que nous avions annoncé est vérifié.

En 2013, le Plan national de gestion des matières et des déchets radioactifs est publié. Il suffit d’en prendre connaissance.

Avis délibéré de l’Autorité environnementale sur le plan national de gestion des matières et des déchets radioactifs (2016-2018) est donné par le CGEDD. Il ne soulève pas les problèmes énoncés ci-dessous.

 

Le résultat est que le projet Cigéo recèle maintenant des erreurs structurelles de conception qui avaient pourtant été anticipées. Les dossiers Argile produits en 2005 et en 2009 par l’Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs (Andra) apportaient déjà la preuve de l’immense fragilité de l’option du stockage géologique profond. Nous avions dénoncé, dès 2012, la présence d’hydrogène du fait du choix d’une matrice argileuse, la non-prise en compte des combustibles usés, les incertitudes sur les scellements, la nécessité d’une ventilation continue, la vulnérabilité du site en cas de contamination des galeries et des puits, l’impossible récupération de colis en cas d’accident et/ou d’incendie…

Pour l’instant seuls les colis bitumineux stockés depuis très longtemps à Marcoule essentiellement posent un problème à régler.

Tout ce que nous avions annoncé est maintenant vérifié officiellement. Le laboratoire de Bure ne doit, ne peut que rester le laboratoire qui avait été annoncé en 1999 aux habitants de la Meuse et de la Haute-Marne.

Cependant, nous sommes bien conscients que les déchets ne disparaîtront pas avec la disparition de Cigéo ; ils doivent impérativement disposer d’une solution de gestion. Revenons alors à l’esprit et à la lettre des conclusions du débat public de 2005-2006 afin d’envisager la seule solution réellement à notre portée actuellement : l’entreposage à sec en subsurface, afin de pouvoir poursuivre les recherches sur la nature de ces déchets, leur tri et leur production, sans dogmatisme et en mobilisant les doutes et le pragmatisme indispensables face à la complexité de cette problématique.

C’est la solution qui apporte le moins de garantie et dont personne ne veut. C’est pour les trois scientifiques, une façon de se donner bonne conscience.

 

Les signataires auraient pu aborder la nécessité pour la France d’un seuil d’exemption, comme en Suède, pour réduire les volumes de déchets TFA qui ne sont que radioactifs administratifs et saturent inutilement les zones de stockages. Lors de son discours de départ à la retraite, le Président de l’IRSN, avait soulevé ce problème et cette question n’avait pas fait l’objet d’une levée de boucliers.

Signataires :

Déchets radioactifs : « Cigéo ou la chronique d’un échec annoncé » http://abonnes.lemonde.fr/planete/article/2017/08/07/dechets-radioactif…

 

Benjamin Dessus, ingénieur, économiste.

Bernard Laponche, polytechnicien, docteur ès sciences.

Bertrand Thuillier, ingénieur, docteur ès sciences.

Nota bene.

Rapport parlementaire sur la gestion des déchets radioactifs (05-07-2013)

 

Au cours de sa réunion du mercredi 3 juillet, la commission du développement durable, présidée par Jean-Paul Chanteguet (SRC, Indre), a autorisé la publication du rapport d’information de Christophe Bouillon (SRC, Seine-Maritime) et Julien Aubert (UMP, Vaucluse) sur la gestion des matières et déchets radioactifs.

 

Ce rapport conclut les travaux d’une mission d’information confiée aux deux rapporteurs par la commission du développement durable le 18 juillet 2012. Les rapporteurs soulignent que la question de la gestion des déchets nucléaires doit être traitée séparément de celle de la transition énergétique et de la structure souhaitable du bouquet énergétique français à moyen terme. Les évaluations de l’Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs (ANDRA) aboutissent en effet à un stock de 2,7 millions de m3 à l’horizon 2030 (contre 1,3 million de m3 en 2010), majoritairement constitués de déchets à faible et très faible activités.

Après un état des lieux de la problématique des déchets nucléaires en France, le rapport estime que le choix du stockage géologique profond et réversible des déchets de haute et moyenne activités à vie longue constitue une « solution de raison » et la « meilleure aujourd’hui disponible. » Engagée dans cette voie avec le projet de Centre industriel de stockage géologique (Cigéo), la France se trouve néanmoins confrontée à une série de questions en suspens, comme la maîtrise du coût de l’installation, le contenu de la réversibilité (qu’il appartiendra au législateur de trancher en 2015) ou l’intégration de Cigéo dans un projet territorial structurant, par exemple à travers la création d’une « zone d’intérêt national ». Les rapporteurs soulignent par ailleurs la nécessité de conforter l’indépendance et les missions de l’Andra dans le cadre de son contrat d’objectifs 2013-2016 et appellent de leurs vœux l’ouverture d’une réflexion prudente sur l’introduction d’un seuil de libération des déchets radioactifs en

France, dans le cadre de cycles de traitement fermés.

Jean Fluchère.

Fin

Réponse à Energie-Developpement qui déclare : « EDF : nous vendons de l’électricité mais à la fin c’est nous qui payons… »

Les commentaires de l’OMEC, en réaction à l’article ci-dessous figurent en rouge plus bas, y compris les graphiques suivis de « OMEC ».

Texte révisé en v2 le 15/08/2017.

 

Fig0 ener Sans titre

[Analyse] Fin 2016, pour la première fois depuis 5 ans, la France a acheté de l’électricité à l’étranger.

Lien :

http://energie-developpement.blogspot.fr/2017/02/import-export-electricite-nucleaire.html

Entendons-nous bien : importer de l’électricité n’a rien d’exceptionnel, notre pays le fait quotidiennement mais d’habitude nous vendons plus à nos voisins que nous n’achetons.

En novembre 2016, cependant, le montant des importations a été supérieur au montant des exportations : la France a acheté pour 206 millions d’euros d’électricité et n’en a vendu que pour 179 millions, soit un déficit de 27 millions d’euros.

En décembre rebelote avec un déficit de 21 millions d’euros.

L’explication est extrêmement simple. Nous avons eu jusqu’à 20 tranches nucléaires arrêtées en novembre et décembre pour exécuter, à la demande de l’ASN, des contrôles sur la teneur en carbone sur la superficie extérieure et les parties sensibles des boîtes à eau des générateurs de vapeur. C’était une situation tout à fait imprévisible.

Je rappelle que ces 20 tranches représentent une puissance de 20 000 MW. Si cette indisponibilité n’avait pas eu lieu, nous aurions été comme d’habitude exportateur net vers l’Allemagne en hiver.

Il est commode de prendre un point sur l’année pour prouver ce que l’on veut prouver. Mais ce n’est pas suffisant. D’ailleurs si l’on examine l’ensemble de l’année pour l’ensemble des exportations, on voit très bien la baisse des exportations en octobre-novembre et décembre.

Si l’on prend les échanges physiques sur l’année 2016 données par RTE, la France a exporté vers l’Allemagne 5,506 TWh tandis que l’Allemagne a exporté vers la France 1,999 TWh ce qui donne un solde exportateur sur l’année de la France vers l’Allemagne de 3,5 TWh. 

On voit bien que le zoom sur 2 mois nuit à la vision globale.

2016 : BILAN DES EXPORTATIONS – IMPORTATIONS D’ÉLECTRICITÉ FRANÇAISES

En 2016 la France a exporté 59,77 TWh d’électricité pour un montant de 1,942 Mds€ (soit un prix moyen à l’export de 32,49 €/MWh). Elle en a importé 19,17 TWh pour un montant de 0,887 Md€ (soit un prix moyen à l’import de 46,28 €/MWh). [ source = douanes françaises].

La balance export – import s’élève à 40,6 TWh pour un excédent commercial annuel de 1,055 Mds€. Ce mauvais résultat nous fait perdre notre place de premier exportateur européen d’électricité au profit de l’Allemagne qui réalise sur la même période un différentiel de 48,90 TWh.

fig 1 ener Sans titre

OMEC : Volume mensuel des exportations françaises d’électricité en 2016.

 

 

fig2 ener Sans titre

OMEC : Volume mensuel des importations françaises d’électricité en 2016.

 

Suite aux problèmes de ségrégation carbone des GV on constate un net tassement des exportations depuis octobre 2016 et une résurgence des importations sur la même période.

A toute chose malheur est bon avec les prix du MWh qui se sont envolés aussi bien à l’import qu’à l’export.

 

Fig3 ener Sans titre

OMEC : Prix mensuel 2016 du MWh exporté.

 

Fig4 ener Sans titre

OMEC : Prix mensuel 2016 du MWh importé.

 

En novembre 2016 nous avons exporté 3,193 TWh au prix de 55,95 €/MWh et importé 2,665 TWh au prix de 77,34 €/MWh.

Au total notre solde exportateur a atteint en 2016 : 41,859 TWh et a rapporté près d’un 1 Mds d’€

Les statistiques des 4 premiers mois de 2017 rétablissent sérieusement cette anomalie 2016.

 

2017-SOLDE EXPORTATEUR D’ELECTRICITE SUR LES 4 PREMIERS MOIS DE L’ANNEE 

(Source site des Douanes) : Graphique rapporté par l’OMEC :

Fig5 ener Sans titre

Le total s’élève à 222 960 k€ + 251 855 K€ + 255 587 k€ + 208 981 k€ = 939 383 k€.

 

Commentaires :

Espagne : le solde est  peu importateur en janvier pour augmenter sur les 3 autres mois.

Royaume Uni :   Janvier et Février ont été affectés par la disponibilité d’IFA réduite de moitié.

Italie : Globalement le solde est quasi constant

Belgique : le solde est très fluctuant. L’augmentation forte des exportations en Avril doit correspondre à des révisions de tranches nucléaires.

Suisse : les exportations ont été fortes en janvier et février pour diminuer ensuite.

Allemagne : le solde exportateur a été fort en janvier et février. Il s’affaisse en mars et avril.

Au total, si la tendance se poursuit sur l’année et si notre parc a des disponibilités, le solde exportateur devrait dépasser les 2 Mds d’€ en 2017.

 

La France perd sa place de première exportatrice d’électricité au profit de l’Allemagne.

 

 C’est exact pour cette année 2016. Mais gageons que 2017 rétablira les places et n’oublions pas que les tranches nucléaires allemandes qui tournent en base produisent 70 TWh par an. Or cette production va sérieusement baisser dès 2020 pour s’annuler en 2022.

L’événement est remarquable. En effet, notre pays était jusqu’à l’année dernière le premier exportateur d’électricité européen (et probablement mondial). En 2015, nous avons vendu 72TWh à nos voisins et nous n’avons acheté que 9TWh, soit un solde net de 63TWh – l’équivalent de la production annuelle d’une petite dizaine de réacteurs nucléaires. Cet excédent a rapporté 2.3 milliards d’euros à la France.

Fig6 ener Sans titre

Le raisonnement sur une année particulière n’a pas grand sens.

 

L’année dernière, les exportations d’électricité françaises se sont effondrées de 36% avec un solde de 39TWh. En valeur (plutôt en relatif), la chute est encore plus brutale : -54%.
Cet essoufflement coûte à la France sa première place : l’Allemagne, dont les exportations ont été presque multipliées par 10 en 5 ans, est désormais la première exportatrice d’électricité européenne.

Jusqu’en 2022 peut-être et  elle sera cruellement importatrice ensuite. Il faut voir à 5 ans. Les investissements dans l’appareil de production électrique sont longs et capitalistiques.

 

La baisse des exportations françaises s’explique par les problèmes techniques rencontrés par EDF : au deuxième semestre de 2016 jusqu’à un tiers des réacteurs français ont dû être mis à l’arrêt.

Exact. Mais si l’autorité de sûreté allemande avait la même sévérité que l’ASN en France, certaines centrales ne fonctionneraient plus faute de suffisamment de personnel compétent.

Cette situation n’est pas inédite : en 2009-2010, EDF avait déjà connu une forte dégradation de la disponibilité du parc nucléaire.

A l’approche de l’hiver 2009, 18 des 58 réacteurs nucléaires français étaient à l’arrêt et, les mêmes causes produisant les mêmes effets, les exportations d’électricité françaises s’étaient déjà effondrées.
Dégradation des termes de l’échange
Ces épisodes d’indisponibilités sont transitoires même s’ils sont probablement amenés à devenir de plus en plus fréquents avec le vieillissement du parc nucléaire français.

Le terme vieillissement n’a aucun sens dans l’industrie. Il n’a un sens qu’en biologie. Dans l’industrie les pièces s’usent et sont remplacées par des pièces de meilleure qualité car elles intègrent le retour d’expérience. Rien ne permet d’affirmer que les incidents se multiplient. Il suffit de consulter le rapport de l’ASN pour voir que c’est le contraire.

 

Les chiffres révèlent cependant un autre phénomène peut-être plus préoccupant.
En novembre et décembre 2016, la France a été déficitaire en valeur (respectivement de 27 et 21M€) alors qu’elle était excédentaire en volume (de 528GWh en novembre et d’un tout petit 8GWh en décembre). Curieux, donc : nous vendons de l’électricité mais à la fin c’est nous qui payons…

Votre vision des échanges est assez primaire. Quand nos voisins recherchent de l’électricité et que nos tranches ne tournent pas à 100 %, il ne faut pas hésiter à vendre à un coût inférieur au coût complet. Il suffit de vendre à un coût bien supérieur au coût du combustible. Car si nous ne vendons pas, l’ensemble des charges fixes doivent quand même être assumées. C’est une pratique de tous les électriciens au monde.

Et ce n’est pas le consommateur d’électricité qui paie. Le consommateur d’électricité paie au coût de production auquel s’ajoute le coût du transport et les taxes dont la CSPE qui sert à rémunérer les producteurs d’électricité renouvelables intermittentes.

Fig8 ener Sans titre
Une seule explication possible : l’électricité que nous achetons est, en moyenne, plus chère que celle que nous vendons. Ce n’est pas nouveau mais l’écart a doublé en 2016. 

Totalement faux. Le solde donné par les douanes est de + 1 Mds d’€ en 2016.

En 2015, la France exportait à 37.6 €/MWh en moyenne et importait à 44.2 €/MWh.

En 2016, la France ne vendait plus son électricité qu’à 32.5€/MWh en moyenne alors qu’elle achetait à 46.3€/MWh.

Oui mais ce qui compte est le produit des MWh importé par leur coût moyen et le produit des MWh exportés par leur coût moyen. C’est comme cela qu’exportant plus que nous importons, le solde était en 2015 de + 2 Mds d’€ et en 2016 de + 1 Mds d’€.

Pas de jaloux : nous sommes maintenant dans cette situation vis-à-vis de tous nos voisins sans exception. Tous nous vendent leur électricité plus chère qu’ils achètent la nôtre et pour tous l’écart se creuse. Mention spéciale à la perfide Albion qui parvient à nous vendre des mégawattheures deux fois plus chers que ceux qu’elle nous achète. Avez-vous fait le bilan exportateur avec la Grande Bretagne ?

Fig9 ener Sans titre
Il y a probablement plusieurs explications à ce phénomène. L’importance du parc nucléaire français est l’une d’elle : avec le développement des renouvelables, le prix de l’électricité devient plus volatil, or un réacteur nucléaire est peu manœuvrable, il ne peut pas être mis en route pour profiter d’un prix de l’électricité momentanément élevé, pas plus qu’il ne peut être arrêté si les cours descendent pour quelques heures en dessous de son coût de fonctionnement.

 

Les électricités renouvelables intermittentes sont payées très chers par les consommateurs d’électricité et ont la priorité d’accès sur le réseau. Nous sommes donc dans un marché où la concurrence est totalement faussée. Si les EnRi devaient supporter le coût de leur soutien pour être disponible quand le réseau en a besoin, elles disparaîtraient du paysage par non compétitivité.

 

Votre vision de la non manœuvrabilité du nucléaire en tout ou rien n’est pas exacte. Il faut considérer la manœuvrabilité du parc, il suffit de baisser ou d’augmenter la puissance des tranches en service de quelques % pour laisser passer des électricités bien plus chères, ce qui est franchement idiot. Mais le parc est manoeuvrable.
En d’autres termes, qu’elle demande ou offre de l’électricité la France est obligée de prendre le prix qui lui est proposé là où les pays qui disposent d’un parc plus flexible ont l’alternative d’augmenter ou réduire leur production. Il n’est donc pas étonnant que nous soyons les dindons de la farce.

 

Les chaudières à charbon ou au lignite sont bien moins manœuvrables que les unités nucléaires. Quant au dindon de la farce, vous l’êtes exactement en acceptant de payer 15 % de votre facture pour rémunérer des opérateurs EnRi qui font des fortunes en quelques années.

 

Comme d’habitude, les données utilisées peuvent être consultées ici. Tous les chiffres utilisés dans cet article sont tirés de la base de données des douanes (utilisez le code NC8 27160000 pour les retrouver).

 

Vous auriez dû citer les données du site RTE.

Publié le 16 février 2017 par Thibault Laconde

 

Electricité, le contre-exemple allemand

Par Bernard Lerouge

L’article du Monde du 25 juillet dernier (Nucléaire : Pourquoi la France s’entête) donne le haut le cœur à tous ceux qui, comme moi, ont travaillé au développement de l’énergie nucléaire avec le sentiment de le faire pour le bien de la nation. Comme la quasi-totalité des journalistes et des médias, M. Jean-Michel Bezat tire à boulets rouges sur une électricité pourtant non émettrice de gaz à effet de serre qui place la France en tête des pays du monde. Reprocherait-il à nos ingénieurs d’avoir préféré, il y a un demi-siècle, développer notre industrie plutôt qu’importer du pétrole ou du gaz ? C’est tout comme. Mais, comme presque tous les détracteurs du nucléaire, amateurs ou professionnels, il émet ses jugements à partir d’évidences trompeuses.

Que l’énergie solaire soit de moins en moins chère à produire au point de la rendre compétitive à certains moments de la journée, quoi de plus vrai ! Alléluia ! Bénie soit la Californie dont les panneaux solaires produisent de l’électricité presque compétitive juste au moment où elle en a le plus besoin pour sa climatisation ! Et comme il serait agréable de recharger ses batteries pendant la pause déjeuner, quitte à allonger un peu cette dernière. D’où des rêves d’autarcie énergétique ! Chacun pour soi et le soleil pour tous ! Et faire aussi du vent notre allié pour faire tourner de gigantesques éoliennes, quoi de plus grisant ! D’autant que la matière première (soleil, vent) est gratuite et non émettrice de déchets. Des évidences pour tous ceux qui jugent antipatriotique le fait de s’opposer à leur érection, sous leurs yeux et leurs oreilles ! Tandis que l’énergie nucléaire est, il est vrai, de plus en plus onéreuse. Remplaçons donc nos vieilles centrales par une forêt d’éoliennes ! Voilà une « évidence » dont on nous rebat les oreilles.

Pour juger plus à fond de la réalité des choses, examinons la situation globale en Allemagne, ce voisin qui nous est parfois présentée comme un modèle de vertu écologique pour avoir investi un peu plus de 500 milliards d’euros (une paille !) dans le solaire, l’éolien et les lignes électriques les reliant. Grâce à quoi, il produit 20,1 % de son électricité (nous nous contentons de 5, 5% par ces moyens). Pourtant l’Allemagne émet dix fois plus de gaz à effet de serre que la France par kWh produit ! Car c’est le lignite, un mauvais charbon aux émissions polluantes, qui est à la source de la majeure partie de son électricité. Nous incitons le lecteur qui veut bien comprendre la situation allemande à se référer au site geopolitique-electricite et à plusieurs de ses publications mensuelles (décembre 2016, février, mai et juillet 2017). On constatera en particulier que les indices de performance climatique de 2017 étudiés conjointement par germanwatch et climate.actions.network (canadien), placent la France au premier rang et l’Allemagne au 29ème (une rétrogradation de 7 places en un an !).

On pouvait s’attendre, après le gigantesque investissement réalisé, à une baisse de ses émissions globales de gaz à effet de serre. Or celles relevant de l’énergie (pas seulement de l’électricité) ont au contraire augmenté de 0.7 % de 2014 à 2015 et de 0.9 % de 2015 à 2016 ! Et on sait déjà que l’objectif affiché et promis dans le cadre européen, de 18 % d’énergies renouvelables en 2020 ne sera pas tenu (il n’est passé que de 14.5 % en 2015 à 14.6 % en 2016 !). Et n’oublions pas que l’Allemagne biaise un peu ses statistiques en se référant à 1990, date à laquelle elle héritait d’usines du monde soviétique au rendement déplorable, qu’elle a eu beau jeu de fermer l’année suivante. L’Allemagne paie notamment le prix de l’arrêt de huit réacteurs électrogènes pour des raisons politiciennes après Fukushima. Que peut-elle faire pour redresser la situation ? Remplacer le charbon par du gaz permettant un meilleur rendement, qu’il soit importé de Russie ou produit par son sol (gaz de schiste…), stocker dans son sous-sol ses émissions de CO2 (ce à quoi elle s’est toujours refusée), importer davantage de courant français décarboné (tant que l’on n’a pas volontairement arrêté nos centrales !) ?

En tout cas, son fameux Energiewende (tournant énergétique) est un cuisant échec que reconnaissent maints organismes économiques allemands consternés.

image

Et qu’en est-il du prix de son électricité pour les particuliers ? Il est deux fois plus élevé qu’en France et l’on voit que ces fameuses énergies renouvelables, cause principale de notre CSPE (contribution au service public de l’électricité) et son équivalent outre-Rhin font s’envoler les factures. Gratuites les énergies renouvelables ? Un peu de réflexion s’impose avant de répondre.
Quelques pistes pour comprendre : si chacun sait que le soleil ne luit pas la nuit (et peu le jour dans les pays de haute latitude, même en faisant abstraction des nuages), on s’imagine parfois qu’il y a toujours du vent quelque part en Europe. Or ceci est faux. Il existe des moments où le vent ne souffle nulle part. Que fait-on alors ? On laisse plonger la France dans le Noir comme l’explique joliment Hervé Machenaud ? Et moins elle est sollicitée, plus l’énergie de secours coûte cher au kWh fourni.

Quelle sera l’attitude du gouvernement allemand ? Après avoir incité Bruxelles à démanteler la citadelle EDF pour empêcher la trop forte concurrence française, va-t-il obliger la France à mettre aux enchères la gestion de ses barrages alpins qui facilitent la modulation de la fourniture d’électricité à notre réseau ? Comment va-t-il gérer la situation économique de ses grands producteurs en difficulté, car mis en concurrence avec des énergies renouvelables subventionnées par l’Etat ?

En attendant, il convient de protéger nos populations du demi-millier de spéculateurs qui arpentent notre sol à la recherche de sites d’implantations d’éoliennes, dont la moitié du coût se traduit par des importations de matériel allemand ou danois dont nous pourrions très bien nous passer.
La France a bien des raisons de s’entêter et de faire confiance à ses experts

(1) Physicien, membre de plusieurs associations écologistes (non antinucléaires), auteur de Tchernobyl. Un nuage passe. Les faits et les controverses» L’Harmattan 2009

(2) Mais l’hydraulique, prévisible et en partie maîtrisable, fournit environ 12% de notre production

(3) La France dans le Noir ou les méfaits de l’idéologie en politique énergétique. Mars 2017. Editions Manitoba / Les Belles lettres

Réponse au blog « Les invités de Médiapart : « FUITE EN AVANT DE LA RECAPITALISATION D’AREVA »

Nos commentaires en rouge ci dessous :

2017-FUITE EN AVANT DE LA RECAPITALISATION D’AREVA

https://blogs.mediapart.fr/les-invites-de-mediapart/blog/280717/fuite-en-avant-de-la-recapitalisation-d-areva

D’ici à la fin du mois, l’État est censé réinjecter encore 2,5 milliards d’euros dans Areva, alors même qu’il ne cesse de couper dans d’autres budgets (aides au logement, aide au développement…), le Réseau « Sortir du nucléaire » dénonce cette situation.

 

Il s’agit de la recapitalisation de la branche combustibles et retraitement. Le réseau « Sortir du Nucléaire » a-t-il fait la somme des dividendes payés par cette branche à l’Etat sur les 20 dernières années ? Il serait intéressant de comparer les deux sommes avant de pousser des cris d’orfraie. De plus quand, l’actionnaire majoritaire est l’Etat, il est normal qu’il soit sollicité pour recapitaliser l’entreprise. Enfin, si l’entreprise a commis des erreurs stratégiques comme le rachat d’Uramin, c’était en plein accord avec les administrateurs de l’Etat siégeant au Directoire et au Conseil de surveillance.

Nous ne voulons pas remplir le tonneau percé des Danaïdes ! 4,5 milliards d’euros : c’est le montant des économies que le gouvernement prétend réaliser sur le budget de l’État… Et c’est aussi la somme qu’il doit consacrer à la recapitalisation des différentes entités d’Areva cette année. Le 12 juillet, l’État a injecté 2 milliards d’euros au capital d’Areva SA. Il doit encore abonder NewCo, le « Nouvel Areva », de 2,5 milliards d’ici fin juillet.

Il faut comparer ce qui est comparable. Si l’Etat ne s’occupait que des problèmes régaliens et laissait les entreprises dans le giron du privé, il est certain que les décisions seraient plus pertinentes. Ou bien, il faut que les administrateurs représentants l’Etat fassent leur travail d’administrateur et ne viennent pas seulement faire de la figuration comme c’est le plus souvent le cas.

Il faut souligner l’hypocrisie du gouvernement qui feint de découvrir une mauvaise gestion d’Areva connue de tous et qui fustige le poids de cette opération pour les finances publiques.

Ne mélangeons pas les deux nouvelles entités d’AREVA. Celle dont il est question est celle de la branche combustible amont et aval et non la branche construction de réacteurs. Au passage, c’est l’Etat qui à la fin des années 1990 a permis à la Cogéma d’absorber Framatome pour constituer AREVA. Et ce faisant, l’Etat-major de Framatome qui s’était opposé à cette opération a dû quitter AREVA NP en laissant un nouvel Etat-Major qui n’avait pas du tout le même niveau de compétences. Donc si AREVA dans son ensemble est dans la situation connue, l’Etat en est responsable.

 

Cela fait maintenant des années que la situation catastrophique du groupe, embourbé dans le chantier de l’EPR d’Olkiluoto et dans le scandale d’Uramin, a éclaté au grand jour. Le bon sens aurait alors exigé d’acter cette faillite et d’en finir avec cette filière coûteuse, dangereuse et promise à un déclin inexorable.

Voilà bien le discours de « Sortir du Nucléaire », une filière coûteuse, dangereuse promise à un déclin inexorable.  La réalité observable est que le kWh nucléaire est le moins coûteux après celui de l’hydraulique au fil de l’eau, c’est une filière sûre quand elle est bien exploitée, 50 ans de nucléaire en France n’ont occasionné aucun accident sérieux et elle a devant elle un destin extraordinaire si l’on veut réduire les émissions mondiales de gaz à effet de serre. Au passage, l’EPR, seul véritable réacteur de 3ème génération, a 6 exemplaires en cours de construction dont 4 démarreront d’ici 2019.

Mais c’est bien le cabinet même d’Emmanuel Macron, alors en poste à Bercy, qui a proposé de camoufler cette banqueroute en recapitalisant Areva et en prévoyant son rachat partiel par EDF.

EDF se serait bien passée du rachat d’AREVA NP. Mais EDF a l’Etat pour actionnaire à hauteur de 85 % et a pour habitude de respecter les décisions de son actionnaire majoritaire. Au passage, Emmanuel Macron, alors Ministre de l’Economie et de l’Industrie a  lui-même reconnu qu’en 10 ans, l’Etat avait prélevé 20 milliards d’€ de dividendes sur EDF, se comportant en véritable prédateur.

C’est d’ailleurs ce montage financier qui a créé les conditions d’un véritable hold-up sur la sûreté.

Il n’y a eu aucun hold-up sur la sûreté.

La Commission Européenne ne pouvait donner son approbation à cette opération qu’à condition que la cuve de l’EPR de Flamanville, affectée d’un grave défaut, soit déclarée apte au service. Une pression démesurée reposait alors sur l’Autorité de sûreté nucléaire : allait-elle prendre le risque de faire tomber toute la filière nucléaire comme un château de cartes en refusant son accord ?

« Sortir du Nucléaire » se fait une opinion sur l’ASN hors de toute réalité. Jamais AREVA NP et EDF n’ont dû réaliser un tel travail de démonstration de la sûreté du couvercle et du fond de cuve de l’EPR. Travail dont les résultats présentés à tous les experts métallurgistes ont fait l’unanimité à l’exception de M. Marignac de Wise (Groupement anti-nucléaire bien connu) qui siège au Groupe Permanent ESPN et dont les experts métallurgistes ne voient pas bien en quoi il peut avoir un avis pertinent.

Areva n’avait pas forgé cette cuve selon les règles de l’art et avait placé l’ASN devant le fait accompli ; ce défaut réduisait considérablement la résistance d’un équipement pourtant censé être à toute épreuve.

Il ne s’agissait que du fond et du couvercle.

Pourtant, le « gendarme du nucléaire » a passé l’éponge et délivré un premier avis évoquant une sûreté « suffisante ». Quelques jours après, alors que cet avis n’était pas réputé définitif et devait encore être soumis à consultation, l’augmentation de capital était réalisée.

Quel crédit accorder, dans ces conditions, à l’indépendance de l’ASN ?

Si le réseau « Sortir du Nucléaire » n’est pas convaincu de l’indépendance de l’ASN, il faut qu’il demande l’abrogation de la loi TSN de 2007.

La France en est donc là, dans cette situation absurde où un réacteur dangereux pourrait être mis en service et une entreprise délinquante et polluante renflouée. Les contribuables vont continuer à alimenter le tonneau des Danaïdes pour financer une fuite en avant dangereuse et vide de sens.

Au passage la CSPE 2018 dont la majeure partie sert à compenser les surcoûts des EnR intermittentes va coûter aux Français 7 milliards d’€. Et la CRE qui fait les projections sur les 5 ans à venir parle d’un total de 45 milliards pour quelques malheureux TWh délivrés quand il fait jour et quand il y a du vent. En matière de tonneau des Danaïdes, la CSPE en représente un grandiose.

Et pour trouver à tout prix les milliards manquants, la chasse aux coupes dans le budget a commencé. Fait symbolique, l’aide publique au développement sera amputée de 141 millions d’euros. Au lieu de réduire les inégalités Nord-Sud, on préfère donc soutenir une entreprise qui exploite le Niger, pays le plus pauvre du monde, et dont les mines d’uranium polluent des régions entières ?

Donner du travail aux Nigériens dans les conditions où le fait AREVA ne relève pas de l’esclavage.

Cette fuite en avant est promise à perdurer,  au vu de la situation financière catastrophique de l’ensemble de la filière nucléaire et des projets délirants dans lesquels elle s’est lancé tête baissée : rafistolage coûteux de centrales en fin de vie (100 milliards d’euros selon la Cour des Comptes), poursuite du chantier enlisé d’Olkiluoto, projets de deux EPR à Hinkley Point (22,3 milliards prévus)…

Rafistolage coûteux quand il s’agit d’opérations de maintenance en profondeur et de la construction des modifications post-Fukushima est une appellation curieuse. Son montant a été donné égal à 55 milliards d’€ à plusieurs reprises par EDF. La Cour des Comptes a ajouté aux opérations de grand carénage, les opérations de maintenance annuelle. Olkiluoto doit être chargé en fin 2018 et démarré en 2019. Les 2 EPR de Taishan en Chine doivent démarrer en 2018 et celui de Flamanville en 2019.

Et qui viendra compenser les provisions insuffisantes pour le démantèlement des centrales (chiffré de manière optimiste à 75 milliards par EDF) ?

Le démantèlement des centrales à eau pressurisée aux USA ont coûté 500 M$. Le démantèlement de la centrale de Chooz A dans les Ardennes suit le planning normal et les coûts prévus. Le démantèlement de Superphénix suit également son planning et les coûts prévus. Seuls les démantèlements des réacteurs à uranium naturel, gaz-graphite, seront plus compliqués à réaliser.

Pour la gestion des déchets radioactifs, avec un projet CIGÉO aussi dangereux que coûteux évalué à 35 milliards par l’Andra ? Sans parler de la « modernisation » de l’arsenal nucléaire (déjà 3,9 milliards d’euros pour 2017, somme appelée à doubler) ?

Cigeo est prévu pour stocker plus d’un siècle de déchets de forte activité et à vie longue soit 2 % des déchets de retraitement.

Cessons d’alimenter ce puits sans fond. Arrêtons de porter à bout de bras une filière moribonde et son pendant militaire inutile et néfaste : arrêtons les frais, sortons vite du nucléaire civil et militaire !

Belle conclusion digne de « Sortir du Nucléaire »

Fin

 

Réponse au Figaro : « LE GENDARME DE L’ENERGIE PRECONISE UNE HAUSSE DE 17% D’UNE TAXE SUR L’ELECTRICITE »

Nos commentaires ci dessous en rouge.

2017-LE GENDARME DE L’ENERGIE PRECONISE UNE HAUSSE DE 17% D’UNE TAXE SUR L’ELECTRICITE

http://www.lefigaro.fr/flash-eco/2017/07/28/97002-20170728FILWWW00156-le-gendarme-de-l-energie-preconise-une-hausse-de-17-d-une-taxe-sur-l-electricite.php

  • Par Le Figaro.fr avec AFP
  • Publié le 28/07/2017 à 12:22

 

La Commission de régulation de l’énergie (CRE) recommande une hausse de 17% en 2018 du montant de la CSPE, une taxe appliquée sur la facture d’électricité permettant notamment de financer le soutien aux énergies renouvelables, selon une délibération publiée ce vendredi.

Cette taxe, la Contribution au service public de l’électricité, sert à couvrir les charges des missions de service public de l’opérateur historique EDF, dont celles liées au rachat à un prix bonifié de l’électricité d’origine renouvelable et les tarifs sociaux.

Il est regrettable que l’Etat depuis le début ait ajouté les surcouts des énergies renouvelables électriques intermittentes à cette contribution au service public de l’électricité qui comme le rappelle l’article était prévue par la loi de 2002 pour financer la péréquation dans les DOM-TOM et les tarifs sociaux.

En faire une nouvelle taxe aurait permis aux citoyens et au législateur de voir l’évolution importante sur les 7 dernière années.

Selon la CRE, l’Etat devra compenser EDF à hauteur de 7,93 milliards d’euros au titre 2018. Dans le détail, 69% de ce montant correspond au soutien aux énergies renouvelables, dont 39% pour le solaire photovoltaïque et 19% pour l’éolien, 18% correspond à la péréquation tarifaire dans les zones non interconnectées (outre-mer, etc.), 9% au soutien à la cogénération (production de chaleur et d’électricité), 2% aux tarifs sociaux et 1% au soutien à l’injection de biométhane dans les réseaux de gaz.

En effet sur ces 8 milliards d’€ prévus, près de 70 % correspond au soutien des énergies renouvelables électriques intermittentes

L’an dernier, le montant de la CSPE était resté stable à 22,5 euros par mégawattheure consommé, contrairement à la recommandation de la CRE.

Il y a une erreur d’interprétation du journaliste. L’an dernier effectivement la CSPE prélevée sur la facture d’électricité était restée non stable mais plafonnée à 22,5 €/MWh. Mais l’excédent avait été reporté sur la TICPE qui mélange aujourd’hui une somme de taxes diverses et variées comme la véritable TICPE d’origine, la Contribution Climat Energie c’est-à-dire la taxe carbone, l’excédent de la CSPE, la taxe sur les agro-carburants, etc. Bonjour à celui qui veut s’y retrouver.

 

Car même si le régulateur évalue le montant des charges de service public de l’énergie, c’est depuis deux ans au Parlement de fixer l’évolution de la taxe, dans le cadre de l’adoption de la loi de Finances. Jusqu’à 2015, le montant de la contribution était évalué par la CRE mais fixé in fine par le gouvernement. Depuis l’an dernier, le financement de ces charges de services publics est intégré dans les taxes intérieures sur la consommation finale d’énergie, fixées dans la loi de Finances.

En réalité, il est tout à fait anormal que la CSPE pour sa part énergies électriques renouvelables intermittentes soit financée par les consommateurs d’une électricité décarbonée. Elle devrait être financée par les consommations d’énergies fossiles qui sont émettrices de gaz carbonique.

En outre, la Direction du Budget a demandé pour éviter de faire des dettes que soit créé un compte d’affectation spécial dans la loi de finances afin que les recettes soient à la hauteur des dépenses et que la représentation nationale prenne conscience des coûts de ces énergies au regard des quantités fournies. Pour l’instant cette demande est restée lettre morte.

Fin

Réponse au JDLE : « Plan climat, directive ENR: le SER fait le forcing »

http://www.journaldelenvironnement.net/article/plan-climat-directive-enr-le-ser-fait-le-forcing,84121

Nos commentaires en réaction figurent en rouge ci dessous.

2017-PLAN CLIMAT, DIRECTIVE ENR-LE SER FAIT LE FORCING

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Le 29 juin 2017 par Valéry Laramée de Tannenberg

Développer toutes les énergies renouvelables, hydraulique comprise.
VLDT

Le lobby français des énergies renouvelables veut influer sur le futur plan climat français et sur la révision en cours de la directive énergies renouvelables.

C’est un lobby fort efficace. Mais la principale mesure pour le développement des EnR intermittentes serait de 2 ordres. Le premier d’être disponible quand le réseau en a besoin c’est-à-dire qu’elles assurent leur soutien et le second de n’avoir plus besoin d’aucune aide financière.

Après 15 années d’aides, soit elles sont compétitives, soit elles ne le sont pas et, dans ce dernier cas, elles ne sont d’aucune utilité.

À quelques jours de la présentati du plan climat français par le président de la République, le syndicat des énergies renouvelables (SER) avance quelques propositions. Gageant que le déploiement des énergies vertes sera au cœur de la nouvelle stratégie climatique qui vise la neutralité carbone à l’horizon 2050, le lobby des ENR formule pas moins de 89 «mesures accélératrices».

LIVRE BLANC

Issues du livre blanc publié en début d’année, ces mesures portent sur les trajectoires de la Programmation Pluriannuelle de l’Energie à 2030, dont la révision prévue par la loi vient de débuter, les modes de soutien, y compris aux énergies renouvelables dans l’habitat, l’innovation et les réseaux, la simplification et le soutien à l’international.

Les sommes consacrées inutilement aux aides à des EnRi qui ne seront jamais compétitives seraient beaucoup plus utiles à la rénovation énergétique de l’habitat existant.


LARGE SPECTRE

 

Le spectre est large: depuis le soutien aux agrocarburants (fussent-ils de première génération), à l’amélioration de la collecte des biodéchets (pour accroître la production de biogaz), en passant par le sempiternel doublement du Fonds chaleur de l’Ademe, l’allégement des procédures pour l’éolien ou le lancement des appels d’offres pour les fermes hydroliennes commerciales.

Les fermes hydroliennes sont encore moins performantes que les éoliennes !

 

HAUSSE DU PRIX DU CARBONE

Hasard du calendrier: le parlement européen commence l’examen de la future directive sur les énergies renouvelables. L’occasion pour le syndicat français de faire valoir ses points de vue.

Sur l’objectif du texte, tout d’abord : «Pour maintenir la hausse des températures en deçà de 2°C et tenir les engagements de l’Accord de Paris, l’Europe, doit être plus ambitieuse et se fixer un objectif renouvelable contraignant de 35 % à l’horizon 2030, contre 27 % inscrits dans le projet», souligne Jean-Louis Bal.

Confondre l’objectif d’évolution des températures ou des émissions de carbone avec un objectif de moyens est une constante de l’Europe, bien entendu largement encouragée par le SER.

En complément le président du SER propose, sans dévoiler la méthode, de porter à 30 euros le quota d’émission de gaz à effet de serre, «dès à présent» et à 100 euros en 2030.

Comment se fait-il que le SER fasse semblant d’ignorer que la France a mis en œuvre une Contribution Climat Energie qui représente 32 € par tonne de CO2 qui s’ajoute à la TICPE, contribution appelée à monter à 100 €/tonne de CO2 ?

NEUTRALITÉ TECHNOLOGIQUE

Le SER rappelle une nouvelle fois son opposition aux appels d’offres à neutralité technologique, gros obstacle à la constitution de filières industrielles. Comme en France, il ré-exprime l’importance de maintenir le plafond de 7 % de biocarburants de première génération dans l’objectif global de 15 % des transports.

Bien entendu, la compétition n’est pas du goût des adhérents du SER, car elle pourrait tirer les prix de la production à la baisse

Enfin, concernant la chaleur et le froid, il souhaite que soit fixé un objectif contraignant d’augmentation annuelle de 1 % de la part des renouvelables dans le secteur.

2 lignes consacrées aux ENR thermiques dont les gisements sont les plus importants et qui sont stockables montrent que le SER n’y tient guère pour la simple raison qu’elles ne rapportent pas assez.

Fin

 

Réponse au JDLE : « SURETE NUCLEAIRE, UNE ANNEE QUI DERANGE »

 

SURETE NUCLEAIRE, UNE ANNEE QUI DERANGE.

http://www.journaldelenvironnement.net/article/surete-nucleaire-une-annee-qui-derange,84946

 

Voilà ce que l’on peut considérer comme un document à charge sans le moindre argument autre que l’idéologie de son auteur.

Notre autorité de sûreté nucléaire est considérée comme la plus sévère au monde et lorsqu’elle dit que 2016 est une année satisfaisante, c’est un réel compliment pour cette industrie.

Quand elle dit une année satisfaisante, c’est déjà un prix d’excellence !

On comprend alors que l’idéologue anti-nucléaire par conviction quasi religieuse soit agacé.

 

 

Le 25 juillet 2017 par Valéry Laramée de Tannenberg

 

 

IRSN

 

Contrairement à ce qu’annonce l’ASN dans son rapport annuel, paru mi-juillet, l’année 2016 n’est pas satisfaisante. De nombreux problèmes de fond restent sans solution. Et pour longtemps, sans doute.

 

Monsieur Laramée de Tannenberg dispose donc de plus d’éléments que les 600 ingénieurs et médecins de l’ASN et les 1800 de l’IRSN !

 

Comment se permettre de remettre en cause une autorité indépendante de la sûreté nucléaire et de la radioprotection si l’on ne dispose pas des mêmes moyens ?

 

Comme une impression de déjà lu. Dans l’éditorial de son volumineux rapport annuel sur l’état de la sûreté nucléaire et de la radioprotection, le gendarme du nucléaire tricolore (l’ASN) se veut rassurant: «une année 2016 globalement satisfaisante». Même si le contexte reste «préoccupant». Comme en 2015, noteront les aficionados.

 

 

GUÈRE FLATTEUR POUR L’INDUSTRIE

 

Globalement satisfaisante, alors que l’on a découvert (presque) par hasard l’un des plus importants incidents génériques qu’a connu le parc électronucléaire français: un trafic vieux de plusieurs décennies de pièces non-conformes forgées par l’usine du Creusot d’Areva.

 

Comment peut-on parler de « trafic » vieux de plusieurs décennies sur des pièces forgées au Creusot, alors qu’il s’agit de ségrégations de carbone récentes sur les grosses pièces forgées ayant des formes hémisphériques et pourquoi ne citer que le Creusot alors que des ségrégations de même nature affectent également des pièces forgées au Japon par le constructeur JCFC.

 

Faut-il rappeler que cette affaire, dont on ne connait pas encore tous les tenants et aboutissants, a failli mettre à plat le parc de production d’EDF, cet hiver?

 

Faut-il rappeler qu’EDF et AREVA ont contrôlé toutes les pièces forgées en question en fin d’année 2016 et que les dossiers fournies à l’Autorité de Sûreté lui ont permis d’autoriser le redémarrage des unités concernées.

 

Et qu’il n’est guère flatteur pour l’industrie française de l’atome qui peine tant à exporter.

 

A l’exception de la France qui exporte des véritables réacteurs de 3ème génération, nous ne connaissons guère de pays qui exportent.

 

LA PRIORITÉ EST AILLEURS

 

Plus grave, il est probable qu’un incident du même type passerait tout autant inaperçu aux yeux des régulateurs et des contrôleurs. Car, les priorités sont ailleurs. Les responsables d’EDF doivent sauver une entreprise dont les MWh se vendent à vil prix. Conséquence: les recettes ne suffiront pas à financer le Grand carénage, l’achat de la division réacteur d’Areva, la construction de la centrale britannique de Hinkley Point C.

Si les prix de vente sont effectivement bas, cela est dû à deux raisons :

  1. Les MWh en provenance des EnR sont déjà payés au prix fort par les clients de l’électricité et ont une priorité d’écoulement sur le réseau. Nous sommes donc dans une concurrence totalement distordue,
  2. Tant que l’UE ne mettra pas en place une taxe carbone de l’ordre de 100 €/tonne de CO2, les prix des MWh carbonés feront concurrence à ceux du nucléaire et la réduction des émissions de CO2 n’atteindra pas les objectifs prévus. Le JDLE devrait se pencher sur cette question.

 

Pour l’instant EDF finance le grand carénage et Hinkley Point sans le secours de l’Etat. Ce qui n’est pas le cas des opérateurs EnR qui disparaîtraient de la scène sans les obligations d’achat à des prix prohibitifs et sans aucune obligation de continuité de fourniture.

 

Au bord de la faillite, Areva gère son démantèlement, en espérant que l’arbitrage de la Chambre de commerce internationale, sur Olkiluoto, ne lui soit pas trop défavorable. Cela pourrait torpiller à mort l’ex-leader mondial du nucléaire.

 

Ce qui semble faire plaisir au JDLE. Voir une industrie de pointe, qui fait travailler plus de 200 000 salariés, quitter le territoire national ne paraît pas de nature à une quelconque réjouissance.

 

PLAN STRATÉGIQUE

 

Empêtré dans ses première réformes, le gouvernement d’Edouard Philippe peine à définir sa politique nucléaire. Le ministre de la transition écologique rappelle de temps en temps les acquis de la loi sur la transition énergétique (retour à 50% de production d’électricité par l’énergie nucléaire, ce qui implique l’arrêt d’une quinzaine de réacteurs).

 

Tout simplement, le JDLE, s’il savait calculer, verrait que supprimer le tiers du parc nucléaire inutilement d’ici 2025 est une impossibilité physique et coûterait à la nation une somme délirante tout en occasionnant une remontée de ses émissions de CO2.

 

Sans convaincre. Car, EDF n’a toujours pas produit son plan stratégique listant les actions à mener pour se conformer à la loi Royal.

 

Comme vous le dites si bien, la loi Royal est digne de son auteur !

 

Une première version avait été sévèrement retoquée par Ségolène Royal en mai dernier.

 

Bugey 5 et ça repart.

 

L’ASN a annoncé, lundi 24 juillet, avoir autorisé le redémarrage de la 5etranche de la centrale du Bugey (Ain). Ce réacteur de 900 MW avait été arrêté le 27 août 2015 en raison du manque d’étanchéité du revêtement métallique de son enceinte de confinement. La décision de l’ASN tombe à pic: la loi oblige à stopper définitivement un réacteur s’il n’a pas redémarré dans les deux ans suivant la décision d’arrêt.

Bugey 5 a redémarré après avoir été réparé conformément au dossier approuvé par l’ASN. L’épreuve de son enceinte de confinement après réparation est bien au-dessous du critère à respecter. Son redémarrage aurait pu avoir lieu beaucoup plus tôt si l’ASN en avait fait une priorité.

 

Bref, pas le temps de s’occuper d’une Autorité de sûreté nucléaire et de son appui technique (l’IRSN), notoirement sous-dotés pour faire face à une tâche considérable: 1.800 inspections par an, 18.350 lettres de suite (en 2016), 395 avis techniques de l’IRSN l’an passé.

 

Sans compter le suivi quotidien de l’industrie nucléaire, de la radioprotection des travailleurs (du nucléaire, du médical, du BTP) et des 800.000 transports de matières nucléaires par an.

 

Et celui de quelques gros projets à l’avancée chaotique: EPR de FlamanvilleCigéo de BureIter et le réacteur expérimental Jules Horowitz, tous deux à Cadarache.

 

Il est exact que le Président de l’ASN pleure sans cesse sur sa charge de travail et son manque de personnel.

Or l’ASN dispose maintenant de 600 ingénieurs et spécialistes de médecine nucléaire. Tandis que l’IRSN dispose de 1 800 personnes.

A l’époque où le parc nucléaire a démarré, ce qui représentait 6 tranches par an, Monsieur De Torquat, Directeur de SCSIN, avait à peine une cinquantaine d’ingénieurs qui supervisaient également la conception et la construction de Phénix et de Superphénix, tous les réacteurs de recherche de Grenoble, de Cadarache, de Marcoule et de Saclay (réacteurs beaucoup plus nombreux qu’aujourd’hui), la construction de l’usine de retraitement de la Hague, de l’usine d’enrichissement civil Georges Besse 1 et des 2 usines de fabrication du combustible.  

A l’époque de Monsieur de Torquat, les exploitants et constructeurs n’ont pas fait n’importe quoi sinon nous le saurions.

La sous-dotation de l’ASN et de l’IRSN paraît n’être qu’un prétexte pour allonger les prises de décision.

 

LE RADON TOUJOURS AUSSI CANCÉRIGÈNE

 

Pas étonnant, dans ces conditions, que certains sujets semblent gravés dans le marbre. Prenons le risque radon, au hasard. Ce gaz radioactif et cancérigène peut être respiré par un Français sur cinq.

 

Depuis plusieurs décennies, les pouvoirs publics organisent des campagnes de sensibilisation, au résultat souvent décevant. Une ordonnance, publiée le 10 février 2016, oblige vendeur et bailleur à mentionner le risque d’exposition dans l’état des risques naturels, miniers et technologiques.

 

Hélas, son décret d’application n’ayant jamais été pris, cette disposition ne sera pas mise en œuvre.

 

Le radon est un descendant naturel de l’uranium. Toutes les maisons construites en granit qui contient beaucoup d’uranium sont des lieux où il y a plus de radon qu’ailleurs. Le radon est-il toujours aussi cancérigène comme le dit le rédacteur. S’il était cancérigène, il est difficile de voir comment l’ASN aurait pu le rendre moins cancérigène. Mais est-il réellement cancérigène ? L’auteur de l’article dispose-t-il des données incontestables des études épidémiologiques pour l’affirmer ?

 

30 ANS D’ATTENTE

 

Autre sujet d’importance: l’exposition aux radiations médicales. Voilà 30 ans que l’ampleur du problème s’accroît.

 

Dès 2004, le cancérologue Constantin Vrousos alertait les pouvoirs publics sur les dangers pour le public et les professionnels du développement de la radiothérapie et de l’imagerie interventionnelle.

 

Ces deux sujets restent «des priorités pour la radioprotection». Pour longtemps sans doute.

 

A notre connaissance, les accidents de radiothérapies qui ont été assez nombreux il y a quelques années ont sensiblement diminué et en 2016, aucun n’a été recensé !

Monsieur Constantin Vroussos, grand spécialiste de radiothérapie à Grenoble, avait raison d’alerter les pouvoirs publics sur l’accroissement de l’imagerie. Mais, les médecins et les patients sont les premiers demandeurs en matière de radios et de scanners pour conforter ou infirmer un diagnostic.

 

Fin

Réponse au JDLE : Durables les énergies marines ?

 

 Voir plus bas la réponse de Jean Fluchère à l’article de JDLE

JDLE

BONNE PECHE POUR LES ENERGIES MARINES

 

Le 22 mars 2017 par Valéry Laramée de Tannenberg, envoyé spécial

DCNS va ouvrir à Cherbourg l’atelier d’assemblages des 7 hydroliennes qui seront immergées dans le Raz Blanchard.

 

La ministre de l’environnement a annoncé plusieurs mesures de soutien aux énergies marines renouvelables.

 

Cela aura été le rayon de soleil de cette première journée des assises nationales des énergies marines. Dans la matinée de mercredi 22 mars, la ministre de l’environnement a rendu publiques plusieurs mesures très attendues par les professionnels des énergies marines et les élus de la façade maritime.

 

Au cours d’une intervention vidéo, Ségolène Royal a indiqué la signature imminente des concessions d’occupation du domaine maritime des parcs éoliens marins de Courseulles-sur-mer, Fécamp et Saint-Nazaire. «Par ailleurs, toutes les autorisations du parc de Saint-Brieuc seront délivrées dans les prochains jours», a-t-elle ajouté. Cinq ans après avoir été sélectionnés, les choses sérieuses vont pouvoir commencer pour les promoteurs des projets issus du premier appel d’offres éolien posé.

 

DIALOGUE CONCURRENTIEL

 

La ministre a aussi confirmé la désignation par la commission de régulation de l’énergie (CRE) des candidats qui participeront au dialogue concurrentiel pour la zone de Dunkerque. Cette même procédure sera, par ailleurs, lancée sur la zone d’Oléron, conformément aux annonces ministérielles du début du mois de mars. Parallèlement, le service hydrographique de la marine (Shom) lancera, dès avril, la réalisation d’études (météo, océaniques, sédimentologiques, bathymétriques, environnementales) sur la zone.

Depuis New York, la locataire de l’hôtel de Roquelaure a enfin lancé l’appel d’offres pour la réalisation de fermes commerciales hydroliennes. A charge pour les préfets maritimes de Bretagne et de Normandie de définir les zones les plus propices. L’objectif visé étant la mise en service de 100 MW d’ici à 2023.

 

RÉDUIRE LES RISQUES DU RACCORDEMENT

 

A Paris, le conseil d’Etat achève l’examen d’un projet décret d’application de la loi sur la transition énergétique. Vieille demande des exploitants de parcs marins, ce texte prévoit le paiement «d’indemnités spécifiques» aux industriels lorsque les délais prévus de raccordement des fermes marines au réseau terrestre de transport d’électricité n’auront pas été tenus par RTE. Pour mémoire, le raccordement au réseau d’une ferme marine éolienne représente 10 à 15% de son coût total.

 

Créatrices d’emplois. Même si elles ne produisent pas encore d’électrons, les énergies marines françaises créent déjà des emplois. Selon l’Observatoire des énergies de la mer, les 200 entreprises impliquées ont déjà embauché plus de 2.000 personnes. Près de 6 sur 10 travaillent dans des PME ou des entreprises de taille intermédiaire. L’essentiel (75%) oeuvrent dans l’éolien marin. Le gros de ces bataillons sont des développeurs-exploitants, des bureaux d’études et des PME spécialisées dans la construction et la maintenance en mer.

 

Les conseillers d’Etat phosphorent aussi sur un autre projet de décret qui classerait les installations d’énergies marines renouvelables dans la liste des «grands risques» identifiés à l’article L.111-6 du code des assurances. De quoi faciliter l’assurabilité de ces projets. Et faire baisser leur coût.

 

INAUGURATIONS D’USINES

 

Les élus locaux auront aussi des rubans tricolores à couper. Jeudi 23 mars, le premier ministre Bernard Cazeneuve posera la première pierre de l’usine cherbourgeoise de pales de LM Wind Power, filiale danoise de General Electric. Cette installation fournira les pales des turbines qui seront installées sur les futurs parcs marins d’EDF, au large de Courseulles-sur-Mer, Fécamp et Saint-Nazaire.

 

La cité chère au premier ministre est décidément choyée par les industriels. DCNS Energies devrait prochainement y lancer la construction de son atelier d’assemblage des 7 hydroliennes de 2 MW unitaires qui seront immergées, pour le compte d’EDF, au large du Cotentin, en 2018.

 

SIEMENS ESPÉRÉ AU HAVRE

 

Pourtant soutenu par le président du conseil régional de Normandie, Edouard Philippe n’a pas encore décroché son usine. Mais le député-maire (LR) du Havre garde l’espoir d’attirer Siemens. Initialement, le groupe Areva avait prévu de construire les nacelles de ses éoliennes et leurs pales dans la zone portuaire du Havre. Mais le rachat de Gamesa (et donc d’Adwen, filiale éolienne Areva-Gamesa) par Siemens a fait capoter le projet. Interrogé, Filippo Cimitan, patron de Siemens Wind Power a indiqué que la décision d’investir au Havre ne pourrait être prise qu’à l’issue du rapprochement entre son entreprise et Gamesa, au cours du mois d’avril.

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Réponse de Jean Fluchère au sujet des hydroliennes marines et des éoliennes off-shore.

 

L’hydrolienne Sabella pèse 300 tonnes et nécessite une embase de 1 000 tonnes de béton.

 

Sa puissance est de 1 MW et son facteur de charge espéré est de 10% du temps de l’année.

 

Pour l’instant, elle n’a encore jamais produit 1 kWh.

 

C’est le parfait exemple d’une énergie renouvelable non soutenable.

 

Quant aux éoliennes off-shore, elles immobilisent entre 30 et 40 fois plus de cuivre qu’un groupe turboalternateur classique et 10 fois plus d’aluminium pour le raccordement au réseau. Nous sommes loin de la sobriété en immobilisation de matières premières onéreuses.

 

Autre article en relation ici :

https://observatoiremediasenergie.wordpress.com/2017/04/29/reponse-au-jdle-le-paradoxe-des-hydroliennes-marines-quand-le-pseudo-developpement-durable-nest-pas-soutenable/

Réponse au Figaro : « LE NOUVEAU SOLAIRE DEUX FOIS MOINS CHER QUE L’EPR ? Comparons des produits comparables. » 

La réponse de M. Jean Fluchère, membre de l’ONG Sauvons Le Climat, figure en deuxième partie du texte.

LE NOUVEAU SOLAIRE DEUX FOIS MOINS CHER QUE L’EPR

Le Figaro.

À 62,50 euros le mégawattheure, le solaire distance désormais sensiblement l’éolien, dont le coût est estimé en moyenne à 80 euros.

Les gains de compétitivité du solaire ne sont pas un vain mot. Jeudi, les résultats du quatrième appel d’offres photovoltaïque lancé par la Commission de régulation de l’énergie (CRE) se sont soldés par un prix moyen de rachat de l’électricité – il correspond au seuil de rentabilité des installations – autour de 62,50 euros le mégawattheure (MWh), soit deux fois moins que l’EPR de Flamanville (Manche). La production du réacteur nucléaire de nouvelle génération actuellement en chantier devrait «sortir» aux environs de 120 euros le MWh.

«Cela tient à la fois à la baisse du coût des composants, à des conditions de financement attractives et à des critères de rentabilité plutôt sobres de la part des investisseurs»

Xavier Barbaro, président de Neoen

Parmi les lauréats de l’appel d’offres de la CRE, le français Neoen, premier producteur indépendant d’énergies renouvelables – et troisième dans la hiérarchie derrière Engie (ex-GDF Suez) et EDF – a remporté quelque 86 MW, répartis à travers dix centrales, ce qui en fait le principal lauréat. «Ces installations devraient être opérationnelles à l’horizon de deux ans, expose Xavier Barbaro, le président de Neoen, le fait de pouvoir s’appuyer sur des prix très compétitifs tient à la fois à la baisse du coût des composants, à des conditions de financement attractives et à des critères de rentabilité plutôt sobres de la part des investisseurs.»

Fort de ce prix de 62,50 euros, le solaire distance désormais sensiblement l’éolien, dont le coût est estimé en moyenne à 80 euros. Même si les partisans respectifs de chaque énergie prennent bien soin de ne pas les opposer, force est de constater que le solaire prend de plus en plus le leadership des énergies renouvelables, à la fois en France et dans le monde. Même si, à l’échelle de la planète, les deux énergies sont aujourd’hui au coude-à-coude avec environ 70 gigawatts (GW) de puissance installée.

«Dans le solaire, nous assistons à un autre phénomène intéressant, à savoir que les centrales photovoltaïques vieillissent mieux que prévu, poursuit Xavier Barbaro, dans la plupart des cas, elles vont pouvoir tourner pendant 30 ans alors que les contrats initiaux partaient sur des durées de 20 ou 25 ans.»


Réponse publiée par notre observatoire :


Monsieur De Monicault.

Comparons des produits comparables.

Bien qu’ils se présentent sous la même appellation de kWh, le kWh solaire est un produit intermittent qui est à sa puissance nominale 1 100 heures par an sur les 8760 de l’année. Il est au maximum de sa production (kWcrête) qu’une fois par jour. Il ne produit que le jour. Bien entendu, le photovoltaïque produit beaucoup moins l’hiver que l’été et il est très sensible à la nébulosité. Il est donc le résultat de la lumière du jour et ce de façon indépendante des besoins des consommateurs. En outre, sa durée d’exploitation est de 20 ans avec une baisse régulière de ses performances.

Le kWh de l’EPR sera disponible 7 884 heures par an, soit 90 % du temps, et au moment où les consommateurs en ont besoin. La durée d’exploitation prévue est à minima de 60 ans. Soit trois cycles de remplacement des panneaux solaires.

Comme le dit avec beaucoup de pertinence Marcel Boiteux, la comparaison que vous faites est celle d’un compte courant et d’un dépôt à terme. Le banquier ne peut pas utiliser votre compte courant mais en revanche, il peut utiliser votre dépôt à terme et c’est la raison d’une meilleure rémunération.

Si l’on veut comparer réellement les kWh photovoltaïque avec ceux de l’EPR, il convient de majorer les kWh photovoltaïque des coûts de stockage de cette électricité pour qu’elle soit utilisable par les consommateurs au moment où les besoins sont exprimés. Dans ces conditions la comparaison est faite entre 2 produits comparables. Demander à Monsieur Xavier Barbaro, président de Neoen, de faire ce calcul et vous serez édifié.

J’ajoute, en outre, que le prix donné au kWh de l’EPR, que je trouve trop élevé dans votre article, est celui du prototype. L’EPR nouveau modèle standardisé est conçu pour un coût du MWh de 70 €.

La puissance de l’EPR est de 1 650 MW. Demander également à Monsieur Barbaro la surface nécessaire pour produire une telle puissance et faites les comparaisons des emprises au sol. C’est toujours instructif.

Enfin, je dois dire que je me réjouis de cette baisse des coûts du kWh photovoltaïque qui n’a donc plus besoin d’une obligation d’achat à tarif fixé par arrêté ce qui dans l’avenir soulagera la contribution au service public de l’électricité.