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AccueilJean-François VincentiniComment financer la transition énergétique dans les villes moyennes ?

Comment financer la transition énergétique dans les villes moyennes ?

A la recherche d'aides publiques et de partenariats privés, les collectivités espèrent financer de nouvelles infrastructures grâce aux économies d'énergie. Explications avec Jean-François Vincentini, consultant indépendant en performance & innovation.

Publié le 20/08/2018

Selon les Nations unies, les villes sont à l'origine de près de 70% des émissions de gaz à effet de serre. Concentrant les populations, les activités et les richesses, elles concentrent aussi la consommation énergétique, en particulier via les bâtiments et les transports. C'est donc au sein des territoires urbains que la transition énergétique va requérir des investissements importants.

Des besoins de financement et d'ingénierie

Selon une enquête du cabinet de conseil Gallileo auprès de 120 collectivités de 20.000 à 100.000 habitants, une très grande majorité d'entre elles reconnaissent la transition énergétique comme un défi réel à leur échelle. Mais 40% des territoires ont encore une vision imprécise des actions et des leviers qu'ils doivent engager. Leur principal besoin (exprimé par 90% des territoires) : trouver des solutions de financement pour leurs projets.

Et dans ce domaine, ce sont naturellement les banques qui sont les plus attendues (55%), mais aussi les énergéticiens (49%) et les acteurs du BTP (40%). "Les territoires sont prêts et volontaires pour endosser le rôle clé qui leur incombe : concrétiser les objectifs nationaux à leur échelle, celle du territoire", souligne Jeanne Frangié, vice-présidente du cabinet Gallileo. "Pour les accompagner, les territoires attendent une présence plus forte des acteurs privés sur les enjeux techniques et financiers des projets". Les villes moyennes ont déjà engagé de nombreuses actions, notamment en matière de sensibilisation des habitants, de transports et de rénovation du patrimoine public, mais elles butent souvent sur des problèmes d'ingénierie et de financement.

Mobiliser les aides publiques

Selon l'Agence française de développement (AFD), depuis 2013, environ 32 milliards d'investissement "climat" sont réalisés chaque année en France. Sauf que, "à court terme, les besoins estimés se situent entre 45 et 60 milliards d'euros d'investissements annuels et devraient atteindre entre 50 et 70 milliards d'euros à partir de 2020", notent Ian Cochran et Benoît Leguet, de l'Institut for Climate Economics (I4CE), dans une tribune publiée par La Gazette des communes.

De nombreux types de financements publics, français et européens, peuvent être mobilisés. Au niveau européen, dans le cadre du "plan Juncker", la BEI a consacré plus de 60 milliards d'euros en cinq ans au financement de projets de transition énergétique. Au niveau national, l'Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (Ademe), le ministère de la Transition écologique et solidaire ou d'autres entités comme la Caisse des dépôts peuvent apporter des aides financières. De nombreuses régions proposent aussi leurs propres solutions de financement. Au total, les financements publics, qui incluent également les subventions et les aides financières aux ménages et aux entreprises, représentent 52% des investissements.

Mais le financement des investissements liés à la transition énergétique est le plus souvent "hybride", mixant mécanismes publics et démarches de partenariat public-privé. En 2016, tandis que les porteurs de projets publics (Etat, collectivités, bailleurs sociaux et gestionnaires publics d'infrastructures) ont assuré un peu plus du tiers des investissements (36%), les deux tiers restants (64%) ont été réalisés par le secteur privé (33% pour les ménages et 31% pour les entreprises).

Aller chercher des financements privés

Les financements publics, s'ils ne doivent pas être négligés, ne suffisent généralement pas, et les collectivités essaient désormais d'utiliser ces fonds publics comme effet de levier pour attirer des financements privés. Les partenariats public-privé sont de fait en développement, de plus en plus souvent assortis de "contrats de performance énergétique", l'objectif étant de financer les travaux ou les équipements par la diminution des consommations générée par ces infrastructures, avec des performances et un calendrier fixés à l'avance. C'est le cas en particulier pour l'éclairage public, qui représente 47% de la consommation électrique totale des communes en France selon l'Ademe. C'est un gisement important d'économies d'énergie du fait de l'obsolescence de la majorité des installations.

"La réalisation d'un projet d'infrastructure d'éclairage permet de réaliser des économies d'énergie de 50% à 70%, voire de 90% dans certains quartiers. Cela permet d'amortir l'infrastructure sur une durée moyenne d'environ dix ans", explique ainsi Carmen Munoz-Dormoy, directrice générale de Citelum, entreprise spécialisée dans l'éclairage urbain. "Et si la ville ne peut pas financer l'investissement en fonds propres, nous proposons des solutions de financement". Citelum s'engage ainsi sur des résultats de performance énergétique auprès de la ville. Dans certains cas, elle peut même financer le projet, le mettre en place et se rémunérer ensuite avec les économies d'énergies réalisées.

Financer les infrastructures grâce aux économies d'énergie

La petite ville de Raismes, dans le Nord (12.000 habitants), a ainsi signé avec Citelum un contrat d'une durée de sept ans pour la mise en œuvre de son "plan lumière". Un projet global portant à la fois sur la conception, la réalisation, l'exploitation et la maintenance des installations d'éclairage public (plus de 350 mâts et 1.500 points lumineux remplacés), d'éclairage sportif, de signalisation lumineuse tricolore, d'illuminations festives, de mise en valeur de cinq sites remarquables, de vidéo-protection et de jalonnement de la ville. Citelum va ainsi notamment rénover les caméras de vidéoprotection de la collectivité, en installer de nouvelles, et créer un centre de supervision urbaine où seront traitées toutes les images. Ces équipements ainsi que les installations d'éclairage public seront recensés dans une plateforme numérique (Muse), qui permettra à la ville de suivre leur état de fonctionnement et de planifier de futures interventions. Grâce à tous ces travaux et à ces nouveaux services, Raismes pourra réaliser jusqu'à 62% d'économies d'énergie.

Le plan "lumière" lancé par la ville coûtera 2,5 millions d'euros sur sept ans. Pour financer cet investissement important, la ville a obtenu des subventions et notamment 200.000 € du fonds de solidarité à l'investissement local et 100.000 € au titre du label "Territoire à énergie positive pour la croissance verte". Le reste est assuré par l'autofinancement et par l'emprunt. Les économies d'énergie sur lesquelles s'est engagé Citelum (avec des pénalités financières si l'objectif n'est pas atteint) permettront sur la durée de financer cet important chantier qui marque, selon le maire de Raismes, Aymeric Robin, "la poursuite du programme et de nos engagements, présentés lors des élections municipales, sur l'amélioration du cadre de vie et les enjeux de demain".

Avis d'expert proposé par Jean-François Vincentini, Consultant Indépendant en Performance & Innovation

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35 Commentaires

Binki

Le 21/08/2018 à 15h31

Il serait bon d'expliquer le mécanisme de financement au travers de l'économie d’énergie.
Sans dépense, il n'y a pas de recette...

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Serenal

Le 24/08/2018 à 9h49

Vouloir investir dans des EnRi élec, fatales et intermittentes, et qui imposent le soutien de moyens de production conventionnels à gaz et à charbon, c'est provoquer une augmentation des émissions de CO2 ; une hérésie qui ne semble pas tromper les investisseurs potentiels. Pragmatiques, les financiers ont compris qu'il était de moins en moins "juteux" de remplacer le nucléaire décarboné par des éoliennes et des panneaux solaires peu productifs quantitativement (respectivement 3.5 et 5 fois moins que l’électro-nucléaire), et qualitativement (les EnRi ne se plient pas aux variations de la consommation ; ce qui accroît les perturbations des réseaux électriques et les risques de black-out).
Avec la réduction récente des soutiens financiers de moyens présumés propres et compétitifs ainsi que l'obligation faite aux promoteurs de s'appuyer sur des moyens de production supplétifs menacés d'une augmentation sensible de leurs émissions de CO2, la coupe est pleine.
Les « vertueux allemands » sont dans une impasse : 500 Mds d’euros d’engagements pour construire 100 GW d’EnRi sans gain significatif sur les émissions de CO2 les plus élevées d’Europe (50% de la production est encore carbonée) . Et, ce n’est pas fini : les unités nucléaire (10.8 GW), qui produisent encore la moitié de la production des EnRi, seront arrêtées d’ici à 2022 !
En France, plus de 120 Mds d’euros déjà engagés (cf La Cour des Comptes) dans les EnRi ; l'investissement est ailleurs : immobilier et transport. URGENT.

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AmonRa

Le 04/09/2018 à 11h27

@serenal,
Comment pouvez-vous encoe tenir ce genre de discours aujourd'hui. Est-ce une réelle ignorance sur les ENR ou de la propagande pro-nucléaire ?
1er) le nucléaire ne s'adapte pas plus à la consommation que les 2 ENR que vous citez, sinon on aurait pas eu besoin en France de centrales thermiques ou de barrages. Par contre il est beaucoup plus facile d'arrêter une éolienne ou une centrale PV qu'une centrale nucléaire. Et personnellement, je trouve qu'une courbe de production PV correspond très bien à la courbe de charge en journée.
2ème) il existe des ENR qui peuvent se gérer à la demande comme les centrales thermiques ou les barrages.
3ème) au 2ème trimestre 2018 les ENR on a produit 31% de la consommation et je ne me rappelle pas avoir subi de terrible blackout. RTE dit même que le réseau est suffisamment flexible pour supporter au moins 70% d'ENR.
4ème) le PV et l'éolien sont déjà aussi compétitifs que le nucléaire (cf cours des comptes) et même EDF a admis que leur EPR (en régime établi) ne fournira jamais une énergie aussi compétitive que ces 2 ENR. Les ENR vont permettre d'assurer à la France une compétitivité sur le plan énergétique que le nucléaire n'est plus à même de fournir, encore plus quand on voit comment EDF est englué financièrement dans tous ces projets d'EPR.
Bref, l'investissement n'est pas ailleurs, il est aussi dans l'immobilier, le transport et les ENR.

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Serenal

Le 06/09/2018 à 16h21

A AmonRa
Je ne crois pas ignorer les faiblesses intrinsèques des énergies renouvelables intermittentes (EnRi). Je parle des éoliennes et des panneaux photovoltaïques dont la production est fatale, faible et intermittente et le plus souvent décalée par rapport aux besoins des consommateurs que le vent et l’ensoleillement ignorent. Et je distingue les usages solaires utiles pour chauffer l’eau, de ceux médiocres (notamment en Europe) pour produire de l’électricité.
Selon vous :
1. « Le nucléaire ne s'adapte pas plus à la consommation que les 2 ENR … sinon on aurait pas eu besoin en France de centrales thermiques ou de barrages. » ; « il est beaucoup plus facile d'arrêter une éolienne ou une centrale PV qu'une centrale nucléaire ; une courbe de production PV correspond très bien à la courbe de charge en journée ». Voyons ces quatre points :
1.1 La production conventionnelle (d’origine thermique, nucléaire et fossile ou hydraulique de stock) s'adapte aux fluctuations de la consommation et contribue efficacement au réglage permanent de l’équilibre entre production et consommation. Ces installations assurent en permanence le suivi de programmes de charge préétablis, ponctuellement corrigés par le gestionnaire du réseau (RTE en France) en fonction d’évolutions imprévues auquel se superpose un réglage automatique de la fréquence (image de l’écart instantané entre production et consommation) et du respect des contrats d’échanges d’énergie frontaliers.
A suivre..

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Serenal

Le 08/09/2018 à 13h32

Suite 1….
1.1 Quant aux centrales thermiques et hydroélectriques, il ne vous aura pas échapper qu’il s’agit d’un long héritage qui a précédé l’électronucléaire jusqu’à sa montée en puissance à la fin des 1980. Les centrales à fioul ont été fermées et les centrales à charbon décimées. Les barrages ont été conservés notamment pour « couvrir » les pointes de chauffage hivernales. Les centrales à gaz aéro-dérivatives ont été progressivement développées ; notamment pour accompagner le développement des EnRi. Elles ont l’avantage d’avoir une grande souplesse de modulation de charge ; de l’arrêt à la pleine puissance et inversement. La production électrique des centrales à charbon (3000 MW) est très faible en France (9.7 TWh en 2017) ; celle des centrales à gaz (11 850 MW) est relativement faible (41 TWh en 2017). Les premières, moins souples et deux fois plus émettrices de CO2 /kWh que les secondes doivent être définitivement arrêtées d’ici à 2022. A défaut de solutions alternatives (voir si après), pour couvrir les fréquentes périodes « d’intermittence » des EnRi ; singulièrement pendant les pointes de consommation hivernale, quand les EnRi ont une production insignifiante, les centrales à gaz s’imposent en plus des centrales nucléaires et hydroélectriques. La France, après la Norvège, la Suisse et la Suède ont la chance de disposer d’hydroélectricité. Les barrages hydrauliques ont leurs propres limites : régimes d’hydraulicité variables, obligations de partage des eaux. A suivre

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Serenal

Le 08/09/2018 à 13h36

Suite 2
1.3 Il est certes facile d'arrêter techniquement une éolienne ou une centrale PV. Et pour les gestionnaires de réseaux, cela ne pose pas de gros problème compte tenu de leur nombre important (plus de 8000 en France) mais les renoncements à produire affaibliraient encore une compétitivité limitée.
Une centrale nucléaire est bien sûr techniquement plus complexe à exploiter qu’un moulin à vent. Il reste que les quarante années d’expérience de fonctionnement du parc nucléaire actuellement en service ont démontré une grande maîtrise d’exploitation de la part des opérateurs. Elles se sont par ailleurs adaptés pour satisfaire les programmes de charge pilotés par RTE. A suivre

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Serenal

Le 08/09/2018 à 13h37

Suite 3
1.4 Comment la courbe de production PV pourrait-elle correspondre à la courbe de charge diurne ?
Le caractère fatale, faible et erratique de la production PV (Voir https://www.electricitymap.org via @electricitymap) la rend non seulement impropre à répondre aux besoins de la consommation et à satisfaire la stabilité des réseaux mais elle les fragilise, elle induit un certain accroissement des contraintes de service des centrales conventionnelles et en dégrade la compétitivité.
Compte tenu de la part encore faible de la production des EnRi dans le mix électrique français, les fluctuations qu’elles engendrent sur les réseaux sont encore assez modestes par rapport au ruban de la production de base (< 10%). Ce n’est plus le cas en Allemagne où ces fluctuations atteignent occasionnellement, dans les périodes rares d’ensoleillement et/ou de vent fort, jusqu’à plusieurs dizaines de milliers de mégawatts en quelques heures (> 50% de la production totale du moment).
Ces situations ont des impacts de tous ordres, techniques et économiques, sur le système électrique intégré en Europe de l’ouest dont notamment la saturation de certains transits électriques.
A suivre…

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Serenal

Le 08/09/2018 à 13h48

Suite 4
2.Il existe des ENR qui peuvent se gérer à la demande, selon vous.
C'est en effet le cas des barrages (60% de la prod. ENR).
Combien existe-t-il d’EnRi qui peuvent se gérer à la demande ; à savoir moduler leur charge en adéquation avec les variations de la consommation ? Comment feraient-elles les nombreux jours où leur production est nulle ou quasiment nulle ? Dois-je vous rappeler que les éoliennes et des panneaux solaires ont des facteurs de charge faibles ou très faibles, respectivement 3.5 et 5 fois moins élevés que celui de l’électronucléaire ? Entre 2017 et 2018, le facteur de charge du parc nucléaire français s’établissait à 70%. Il serait proche de 80%, si le suivi de programmes ne lui imposait la constitution de marges de production pour réguler à la hausse l’équilibre du système électrique. A l’inverse, il concède des manques à produire, en ajustant sa production à la baisse.
Par ailleurs, comment expliquez-vous qu’en Allemagne, en 2017, les 100 000 MW d’EnRi (50% de la puiss. totale) n’ont produit que 142 TWh (moins de 25% de la production totale), quand les centrales nucléaires (10 800 MW) fournissaient 72 TWh (près de 4.7 fois plus d’énergie par kW installé) et que celles à lignite et à charbon produisaient 217 TWh ? Là encore, je vous recommande de suivre, sur https://www.electricitymap.org, la production des différents moyens de production, les échanges d’élec. frontaliers et les émissions de CO2 induites dans de nombreux pays... A suivre

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Serenal

Le 08/09/2018 à 13h53

Suite 5
3. Les ENR ont pu produire 31% de la consommation, au 2ème trimestre 2018 (je ne l’ai pas vérifié), sans qu’on ait « subi de terrible blackout ».
Vous oubliez que la production des ENR est encore assurée, bon an mal an, à près de 60% par l’hydro-électricité et à un peu moins de 10% par la biomasse et que ces productions sont flexibles.
Ce qui signifie que la part d’EnR non modulable (PV et éoliennes) du 2ème trimestre 2018 n’était que d’environ 10% du total.
4.Quant au réseau qui serait suffisamment flexible pour supporter au moins 70% d'ENR.
Si les réseaux pouvaient supporter un taux de pénétration important d’EnRi à production fatale et non flexible, pourquoi engager d’onéreuses dépenses dans la construction de smart grids, dont les nouveaux compteurs (6 Mds d’euros pour Linky en France) constituent un dispositif central pour mieux maîtriser la demande, à défaut de pouvoir maîtriser la fourniture d’électricité ?
C’est d’ailleurs ce qu’écrit RTE sur son site : La « flexibilisation » du système électrique est clairement identifiée comme un vecteur majeur de la réussite de la transition énergétique, notamment pour prendre en compte le caractère intermittent des énergies renouvelable.
Il ajoute avoir investi 1393 ME en 2017 dans l’adaptation des réseaux électriques pour contribuer à la transition énergétique.
A suivre…

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Serenal

Le 08/09/2018 à 14h03

5.Le PV et l'éolien seraient déjà aussi compétitifs que le nucléaire. Retenons cette hypothèse :
- Pourquoi alors continuer à subventionner lourdement les EnR PV et éolienne (25 Mds d’euros TTC/an en Allemagne ; plus de 5 Mds/an en France) à travers les obligations d’achat et les compléments de rémunération (coût de production-coût du marché) d’une part importante de la production fatale imposées en France au Groupe EDF ainsi que le dédommagement des coûts « évités » par le retrait de tout ou partie de la production indésirable (une très faible part) ?
« If solar and wind are so cheap, why are they making electricity so expensive? » s’interrogeait Forbes le 23/4/2018.
En 2017, les charges évaluées par la CRE pour soutenir la production d’électricité renouvelable - Obligation d’Achat (5 650,5 M€) et Complément de Rémunération (5,5 M€) - sont essentiellement financées à travers le Compte d’Affectation Spéciale Transition Energétique (CAS TE) et pour le reste par le budget de l’Etat. A noter que depuis 2017, ce compte est financé par la TICC (Taxe Intérieure de Consommation sur les houilles, lignites et Cokes) et par la TICPE (Taxe Intérieure de Consommation des Produits Energétiques).
Selon la CRE, les surcapacités de production peuvent se traduire occasionnellement par des surproductions qui entraînent la baisse des prix de gros de l’électricité et induisent une hausse des coûts du soutien aux EnRi (+ 50 ME pour une baisse de 1 €/MWh des prix de gros).
A suivre….

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Serenal

Le 08/09/2018 à 14h07

Suite 7
- Pourquoi les trois Etats les mieux dotés en EnRi :Allemagne, Danemark et Australie du Sud, affichent-ils les factures d’électricité les plus élevées au monde ?
Ainsi, entre mi-2017 et mi-2018, l'Allemagne est encore le pays de l'UE où le kWh est le plus cher pour les particuliers (30,48 cents d'euros TTC) et son challenger le plus proche (30,10 cents d'euros/kWh) est le Danemark, devant les Italiens, les Britanniques ; très loin devant la France.

- Comment expliquez-vous que :
. La Cour des comptes écrive dans un rapport publié le 18 avril 2018 :
 « Si la France réalise la trajectoire qu’elle s’est fixée, les dépenses relatives aux EnR électriques pourraient ainsi atteindre 7,5 milliards d’euros en 2023 », au détriment des EnR thermiques… « 60 % de la production nationale, hors transports » ;
 « …la pleine réalisation des appels d’offres de 2011 et 2013 sur l’éolien offshore coûterait aux finances publiques 2 milliards d’euros par an pendant 20 ans (soit 40,7 milliards d’euros en cumulé) pour un volume équivalent à 2 % de la production électrique ». La Cour des Comptes semble avoir été entendue sur ce dernier point avec la renégociation récente, à la baisse, des prix de rachat de l’électricité éolienne marine ?
. La Cour des Comptes européenne ne disait rien d’autre, dans un rapport (point 56) publié en 2017 : « …la mise en oeuvre des projets d’énergie renouvelable n’a pas pour principe le rapport coût-efficacité » ? A suivre

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Serenal

Le 08/09/2018 à 14h24

Suite 8
- Dois-je vous rappeler que, de 1990 à 2009, les factures aux ménages français ont diminué (- 26 %, hors l’inflation, soit - 1,5 %/an)? Et qu’à partir de 2006, le tarif réglementé augmente 
chaque année ; notamment avec le programme éolien du Grenelle de l’Environnement de 2007 ? Que le facteur de hausse le plus significatif est l'augmentation de la CSPE (Contribution au Service Public de l'Electricité ; +650% entre 2002 et 2018) dédiée à 68% au soutien du développement des EnR ?
- Dois-je ajouter que comparer les coûts de production des EnRi et ceux des centrales conventionnelles n’a pas de sens si l’on ne prend pas en compte les coûts induits par les irrégularités des EnRi ?
Notamment les coûts du renforcement des réseaux (10 Mds d’euros à terme) pour évacuer les surcharges occasionnelles locales d’énergie, coût de construction des moyens supplétifs (centrales à gaz, moyens de stockage massifs…), surcoûts d’exploitation des centrales conventionnelles existantes soumises à des modulations de charges croissantes, compensation des coûts échoués liés aux effacements de production supportés par les producteurs conventionnels...
Si le coût de construction des éoliennes terrestres devient compétitif/prototype EPR, c’est loin d’être le cas pour le parc nucléaire actuel dont la durée d’exploitation potentielle est encore de plus de 20 ans. Et si la filière EPR pouvait se développer pour maintenir l’excellent niveau de décarbonation de l’élec. en 2050 et après. A suivre

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Serenal

Le 08/09/2018 à 14h39

Suite 9
La vérité, les EnRi ne sont pas compétitives par rapport au nucléaire, ni économiquement ni techniquement, et qu’elles ne pourront avant longtemps constituer le noyau dur du mix électrique.
Si les prix de l’élec. sont moins attractifs depuis dix ans, la raison est moins dans une perte de compétitivité du nucléaire que dans les soutiens apportés aux EnRi.
6. EDF serait englué financièrement dans tous ces projets d'EPR?
Qu’EDF soit endetté à 50% de son CA n’est pas un problème redoutable si l’on considère que cette dette finance des investissements de long terme dans des infrastructures stratégiques importantes pour l’économie générale du pays et le confort des français. Je vous rappelle que la dette d’EDF atteignait 100% de son CA dans les années 1980, elle construisait alors son parc nucléaire dont nous touchons les dividendes depuis une trentaine d’années (tarif plus bas que ceux de nos voisins, non émission de 300 Mt de CO2/an, non importation de 100 Mtep /an, bilan export-import elec. constamment positif etc). Peut-être dois-je vous préciser qu’EDF n’est pas impliqué dans le projet Finlandais d’olkiluito ? Que EDF est un partenaire majeur des chinois en qualité de maître d’ouvrage et de maître d’œuvre du projet Taïshan dont le processus de mise en service commercial de la première unité est très avancé. Enfin que le contrat de projet Hinkley Point offre une bonne opportunité technico-économique d'entretenir et de valoriser le savoir-faire de l’entreprise. A suivre

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Serenal

Le 08/09/2018 à 14h42

Suite 11
En conclusion : en focalisant son objet sur les éoliennes et les panneaux photovoltaïques, la LTECV néglige les secteurs les plus émetteurs de CO2, en France, transport et immobilier, qui contribuent à environ 70 % aux émissions de CO2, toutes énergies confondues ; en dépit du développement des EnRi.
L’Allemagne reste-t-elle votre modèle de vertu écologique ?
Arrêtons ces débats stériles.
L’URGENCE EST A LA LUTTE CONTRE LE RECHAUFFEMENT PLANETAIRE, qu’on dit déjà irréversible à l’échelle de nos contemporains. Ne nous déchirons sur les moyens les plus efficaces pour réussir.

Fin des 12 Messages de réponse à AmonRa.

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AmonRa

Le 28/09/2018 à 17h19

@serenal,
Merci pour ce retour argumenté, mais qui contient des fausses informations et des raccourcis un peu rapide.
Pour rappel, 3 accidents nucléaires majeurs, avec des répercutions économiques et environnementales dramatiques. 3 réacteurs en fusion, probablement dans le sous-sol, polluant continuellement l’océan et le sous-sol (lave radioactive). L’accident peut s’aggraver au moindre tremblement de terre, sans avoir aucune idée de l’impact réel. Quant aux centrales qui tournent correctement, elles produisent des déchets dangereux pour des durées de 100.000 à 1M d’années… quand on regarde ce que l’on était il y a 100.000 ans, ça donne le vertige. Si on ajoute à cela, les mensonges odieux d’EDF et de l’État suite à Tchernobyl, on comprend vite que l’on ne peut avoir aucune confiance dans le discours d’EDF et de l’État pour assurer de la transparence sur le nucléaire. Des faux certificats ont été établis pour rendre conforme des pièces de centrales nucléaire qui ne l’étaient pas et le couvercle du futur EPR de Flamanville est finalement installé, alors qu’il est non-conforme. Normalement une fois cela dit, n’importe quelle personne sensée n’a pas besoin de plus pour trancher entre nucléaire et ENR… Mais voilà, je ne suis pas un écolo de base, pas assez sensé, et je vais aller plus loin en occultant ce catastrophisme.
Je vais structurer ma réponse, comme suit : « Production », « Réseau », « Prix de l’électricité »,Subventions », « Allemagne », « EDF et le marché du nucléaire ».

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AmonRa

Le 28/09/2018 à 17h20

PRODUCTION
Énergie fatale des ENR. Je suis curieux d’avoir votre raisonnement, mais voici les chiffres.
Rendement centrale nucléaire = 33% => production d’énergie fatale = 66% (2x plus de chaleur produite que celle nécessaire pour notre consommation électrique, contribuant au réchauffement de la planète).
Perte dans les réseaux de par la très forte centralisation = 20% => énergie fatale totale =73%.
Énergie fatale à la production du PV et éolien = 0 puisqu'on utilise une énergie déjà disponible. Perte dans les réseaux ? Difficile à dire, mais de toute façon moins que le nucléaire, vu que la production est répartie sur le territoire et au plus proche de la consommation… disons 10%.
Énergie fatale due à une production non consommée. Selon les sources RTE : talon de consommation de la France = 30GW. Puissance totale du parc éolien et PV=22GW => tous les kWh produits sont consommés => énergie fatale = 0. Ensuite quand je colle une courbe de prod PV sur notre courbe de charge, je trouve une très bonne corrélation entre prod et conso (pic à 13h, creux à 7-8h et à 18h). Par contre, puissance du parc nucléaire = 62GW, donc potentiellement 32GW d’énergie fatale produite.
Le nucléaire est le champion de l’énergie fatale, c’est l’hôpital qui se fout de la charité !

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AmonRa

Le 28/09/2018 à 17h21

Intermittence : source Eco²Mix, où est l’intermittence pour le PV ? Je vois chaque jour une belle courbe de Gauss, même aux périodes moins ensoleillées ou avec forte nébulosité, dont le sommet varie certes tous les jours, mais dont la prévisibilité est très facile à obtenir. Si pour l’éolien, c’est un peu plus variable, ce n’est à priori pas gênant. Vous estimez que l’impact de l’éolien est trop faible en France pour perturber vraiment le réseau. Soit, alors prenons l’exemple du Portugal, qui a tourné à 100% au ENR en Mars 2018 avec 42% d’éolien, en faisant baisser de 10% le prix moyen de gros de l’électricité et alors qu’ils sont extrêmement limités en terme d’échange inter-frontalier. Pourquoi réussissent-ils ce qui nous semble impossible ?
Ensuite l’intermittence de l’éolien n’est pas un problème quand on a une approche globale avec les autres ENR, notamment celles de « stock » qui pourront moduler la production. Pour rappel puisque vous semblez l’ignorer, celles-ci sont, en plus de l’hydraulique, la géothermie, la méthanisation, la biomasse. Les hydroliennes, quant à elles, sont capables de fournir une production d’énergie linéaire chère à votre cœur, comme le nucléaire. Ces énergies de stock, étant également des énergies thermiques, vont modifier nos courbes de charges électriques, puisqu’elles vont remplacer petit à petit le chauffage électrique (réseau de chaleur en très forte augmentation). C’est surtout pour ça qu’EDF commence à rendre modulable la production nucléaire.

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AmonRa

Le 28/09/2018 à 17h22

Centrales gaz en soutien des ENR ? Foutaises, le nucléaire a toujours eu besoin des fossiles pour la modularité, on a juste remplacé les centrales au charbon et fioul par du gaz. Vous ne pouvez pas dans la même argumentation dire que le PV et les éoliens produisent trop peu pour perturber le réseau (§3) et dans le même temps dire que les centrales gaz sont construites pour ces ENR. Depuis 1990, les centrales thermiques produisent environ 50 TWh/an et il n’y a pas d’évolution à la hausse depuis le développement du PV et de l’éolien, qui d’ailleurs produisent 25TWh, production complètement décorrélée avec le gaz. Les centrales gaz sont nécessaires au nucléaire et je préfère très largement le développement de la méthanisation plutôt que l’achat de gaz à la Russie et au Qatar qui pénalise notre influence politique sur la scène internationale et notre balance commerciale.

Concordance profil de prod/conso : initialement le profil de production du nucléaire ne correspondait pas non plus à notre profil de conso. Mais le nucléaire s’est attaché depuis les années 70-80 à modeler notre consommation, pour la faire correspondre le plus possible au profil de production totalement linéaire du nucléaire.

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AmonRa

Le 28/09/2018 à 17h23

- Subventions massives auprès des entreprises pour les inciter à installer du chauffage électrique et des cumulus électriques, alors que le chauffage électrique est une véritable hérésie du point de vue énergétique. Qui installerait aujourd’hui une chaudière avec un rendement de 27% ? C’est pourtant ce que l’on fait en choisissant le chauffage électrique.
- Mise en œuvre des heures creuses – heures pleines, pour que cette consommation s’effectue la nuit afin de compenser la chute de consommation naturelle.
- Incitation des communes à la course au développement de l’éclairage public (et je suis très bien placé pour en parler).
Bref tout a été mis en œuvre pour que notre consommation colle à la production d’énergie linéaire du nucléaire, pourquoi ne pourrait-on pas faire la même chose pour les ENR ? D’autant qu’on le fait déjà très facilement à l’échelle d’un bâtiment pour augmenter le taux d’autoconsommation et d’autoproduction d’une installation PV. Et c’est ignorer la puissance du numérique qui nous permettra de le faire à l’échelle nationale de façon beaucoup plus fine que le simple « Heures Creuses – Heures Pleines ».

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AmonRa

Le 28/09/2018 à 17h26

Facteur de Charge : on s’en fout ! Tout d’abord parce qu’un fort facteur de charge n’a jamais été synonyme ni de faible coût ni de corrélation prod/conso et à l’inverse le faible facteur de charge du PV ne l’empêche pas d’être plus compétitif que le nucléaire (voir plus bas). Ensuite parce que l’énergie est disponible sur notre sol qu’on la capte ou non, donc autant la capter en priorité plutôt que d’aller chercher les ressources du Niger, de la Russie, de l’Arabie Saoudite, du Qatar… Idem pour le rendement dont le seul problème pourrait être (pour le photovoltaïque par exemple) le manque de surface. Or, rien que le gisement du photovoltaïque sur bâtiment représente 350GW soit environ 350TWh/an bien supérieur, à mon avis, aux objectifs de la filière. Le rendement n’est donc pas un problème.

Stockage : il est déjà très utilisé par le nucléaire, pourquoi les ENR ne pourraient-elles pas faire de même ? D’autant que la mobilité électrique va nous offrir une capacité très importante de stockage (2M de véhicules en 2030 ?), réparti en micro-stockages. Un véhicule se recharge à 80% en 40mn, mais est raccordé au réseau 10 à 12h par jour. Il peut se recharger lors des pics de production ou fournir de la puissance lors des pics de consommation. Les pays du Nord pratiquent déjà régulièrement le « Véhicle to Grid » ou le « Vehicle to Home » et les gestionnaires de réseaux ont parfaitement compris les services que pouvait apporter ce stockage puisqu’ils rémunèrent les propriétaires.

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AmonRa

Le 28/09/2018 à 17h27

Bref, votre approche manichéenne des ENR (le 100% PV ou le 100% éolien ne fonctionne pas) masque la réalité de comment fonctionne le système énergétique d’aujourd’hui et surtout celui de demain. Et quand on parle de transition énergétique, il ne vous aura pas échappé que l’on parle très souvent de mix-énergétique, et non d'une solution unique. Certes depuis 40 ans, les opérateurs ont fait du bon boulot avec le nucléaire, mais voilà aujourd’hui les Français n’en veulent plus (et c’est compréhensible au regard de mon introduction), ils veulent des ENR. La France s’est donné des objectifs d’augmenter des ENR et de réduction du nucléaire, ainsi que l’Europe. Donc il serait temps que ces opérateurs respectent cela et mettent leur intelligence à profit pour optimiser l’intégration des ENR, plutôt que de dépenser de l’énergie à expliquer que ce n’est pas possible, dans le seul but de protéger leur pré-carré et de conserver une position dominante sur le marché.

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AmonRa

Le 28/09/2018 à 17h27

RESEAUX
Investissement : l’intégration des ENR nécessite un investissement sur les réseaux ? Et alors ? Je n’ai jamais dit le contraire, mais est-ce un problème ? Quand on est passé de la charrette à la voiture, il a fallu investir dans les routes, quand on a développé le TGV, il a fallu investir dans des lignes spécifiques, quand on est passé à l’internet, on a investi dans la fibre et quand on est passé au nucléaire, on a construit un réseau adapté à cette production. Sous-entendriez-vous que vous préfèreriez toujours vous déplacer en charrette, ou revenir au minitel ? Mais voilà, à l’heure où ENEDIS notamment aurait dû investir dans le réseau, c’est justement à cette période que l’investissement n’a jamais été aussi faible dans celui-ci. Pire, 20 ans après le développement des énergies décentralisées, la façon dont ENEDIS construit son réseau est toujours la même, favorisant ainsi son actionnaire et la production nucléaire. ENEDIS préfère mettre son énorme trésorerie (9Mds de provisions pour le renouvellement des réseaux, que tous les consommateurs paient depuis des années) à disposition d’EDF, lui permettant de ne pas s’endetter encore plus auprès des banques, plutôt qu'au service du réseau. Il est temps qu’il y ait une séparation de ces entités et que l’argent du réseau serve au réseau !
Ensuite les producteurs d’ENR paient leur raccordement au réseau et quand cela nécessite un renforcement, il est à la charge du producteur.

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AmonRa

Le 28/09/2018 à 17h28

Je ne crois pas qu’EDF ait payé le renforcement du réseau ou la construction du réseau de transport nécessaire à l’écoulement de l’électricité. On lui a mis à disposition c’est tout. Et ENEDIS profite énormément des producteurs d’ENR pour leur faire supporter des renforcements qu’ils n’ont pas voulu effectuer.
Les producteurs paient également un TURPE, je ne crois pas qu’EDF paie un TURPE pour l’énergie qu’il produit. Je trouve cela aberrant, quand on sait que l’électricité nucléaire peut faire jusqu’à 400kms (bout de la Bretagne ou Nice), alors que l’électricité d’une installation PV de 100kW supporte une TURPE d’environ 500€/an pour un parcours inférieur à 1km sur le réseau.
On en arrive à une situation complètement ubuesque où une entreprise qui installe 60kW sur son toit en vente totale, paie le renforcement du réseau s’il est nécessaire. En plus, elle paie un TURPE pour la puissance injectée (500€/an pour un revenu de 6900€/an environ) et elle paie à nouveau un TURPE sur la totalité de l’énergie qu’elle consomme alors qu’il est probable que 30% minimum de l’énergie provient de ce qu’elle produit.
C’est même encore pire quand on aborde l’autoconsommation, puisque qu’on maintient un TURPE (et la CSPE aussi d’ailleurs) pour l’énergie produite par l’installation PV et auto-consommée. C’est comme si quelqu’un qui a changé ses ampoules incandescentes en ampoules leds, continuait d’être facturé du TURPE et de la CSPE pour l’électricité qu’il ne consomme plus !

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AmonRa

Le 28/09/2018 à 17h29

La CRE, poussée par le lobby d’EDF, ose vraiment tout pour freiner le développement des ENR, même pour l’auto-consommation !
Ensuite il est flagrant de voir que l’approche d’ENEDIS est complètement différente, quand ils doivent gérer une augmentation de consommation par rapport au raccordement d’une production. Pour la conso, le renforcement est la solution étudiée en dernier et ENEDIS préfère jouer sur la tension (passage du 380 au 400V, prise à vide des transfos à 410V au lieu de 400V). On se retrouve alors avec un réseau physiquement faible et une tension au maximum du possible. Du coup quand un producteur PV veut raccorder le moindre kVA sur ce réseau, pas étonnant qu’on sorte des plages de tensions hautes. Et là, ENEDIS propose systématiquement de renforcer le réseau en premier, et n’étudie pas du tout la possibilité de diminuer la prise à vide du transfo. Le traitement du raccordement est complètement inégalitaire. Et encore, pendant plus de 10 ans, les producteurs ont payé 100% du renforcement, alors que les consommateurs bénéficiaient de la réfaction tarifaire de 40%.
Au final, la production d’ENR participe très largement au renforcement du réseau, bien plus que le nucléaire et malgré cette charge que le nucléaire n’a pas, cela n’empêche pas le PV et l’éolien d’être plus compétitifs (voir ci-dessous).

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AmonRa

Le 28/09/2018 à 17h30

Linky nécessaire aux ENR ? Décidément vous osez tout ! Pour le coup, je connais bien le cas puisque j’ai participé au développement d’un projet de smart-grid. Je croyais aussi au début que la puissance numérique du Linky allait révolutionner la gestion de notre réseau et favoriser l’intégration des ENR. En fait, le principal intérêt est pour ENEDIS qui va faire d’énormes économies de déplacement pour les relevés ou les mises en service. Quand on sait que le coût du déploiement est assumé par les consommateurs, qui continueront de payer le TURPE plein pot, alors que les coûts de gestion diminueront du côté d’ENEDIS c’est lamentable ! La logique aurait voulu qu’ENEDIS utilise sa trésorerie pour financer le déploiement, mais ça aurait pénalisé encore plus EDF, alors on fait payer le citoyen ! Le deuxième réel intérêt du Linky, est qu’il va instrumenter le réseau afin d’optimiser son coût d’exploitation. Mais, j’ai envie de dire, il était temps ! En 2018, ENEDIS n’a toujours rien mis en œuvre pour mesurer les tensions sur son réseau BT et vérifier ses calculs de renforcement réseau, dont on sait déjà qu’ils sont beaucoup trop conservateurs, notamment vis-à-vis de l’intégration du photovoltaïque sur celui-ci. Par contre quand on creuse un peu, on se rend compte que le Linky n’est pas du tout adapté pour gérer le réseau en temps réel, alors qu'il nous a été vendu comme tel et qu’il ne servira pas du tout à la production PV.

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AmonRa

Le 28/09/2018 à 17h30

Linky ne va servir qu’à ENEDIS et à remonter plus de dividendes à son actionnaire EDF, alors que c’est le consommateur qui l’aura financé. Ne vous méprenez pas, je suis pour le Linky parce qu’au final ce sera une amélioration, mais je suis totalement contre son financement, je trouve même cela vraiment honteux, même une entreprise privée n'aurait pas osé faire ça !

Service des ENR au réseau : je constate qu’en bon pro-nucléaire, vous ne voyez que les inconvénients des ENR, qui en plus ne sont pas tous vrais, mais que vous ne voyez surtout pas les intérêts de ceux-ci. La production décentralisée permet de réduire les pertes en ligne ou de soutenir le réseau en bout de ligne, mais pour le PV par exemple, il pourrait injecter du réactif. Cela permettrait à la fois de diminuer les renforcements, mais également d’améliorer la qualité du réseau local. Mais malheureusement, si ceci n’est autorisé que depuis peu sur la HTA, ce n’est toujours pas autorisé pour la BT. ENEDIS a bien plus d’intérêt à facturer des renforcements de réseau et se plaindre que les ENR perturbent le réseau, plutôt que d’accepter des solutions favorables à l’intégration des ENR. Mais en Allemagne c’est monnaie courante.

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AmonRa

Le 28/09/2018 à 17h31

PRIX DE L’ELECTRICITE :
Oui, le photovoltaïque est aujourd'hui compétitif face au nucléaire, puisque les derniers appels d'offre CRE font ressortir un prix à 52€/MWh et ce pour des centrales de puissance maximum de 17MW. Ce prix serait encore inférieur si les centrales étaient encore plus puissantes (ce que souhaite EDF pour en développer, mais ce que je ne souhaite pas). Dans le même temps, les installations en auto-consommation individuelles ne bénéficient que de 1cts€/kWh de compensation et ce pour des installations dont la puissance ne peut être au maximum que de 500kWc. Les investisseurs sur les hypermarchés et centre commerciaux indiquent qu'en déplafonnant ce seuil, ils n'auraient plus besoin de mécanisme de compensation. Mais là encore, pas question pour la CRE de déplafonner, des fois que le PV ne se développe trop, on ne sait jamais ! De plus si jusqu’à présent les lauréats étaient surtout dans le sud, on constate dernièrement que les projets se développent au même prix sur toute la France, malgré un ensoleillement plus faible au nord.

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AmonRa

Le 28/09/2018 à 17h33

Quant au coût réel du nucléaire, il est sujet à débat depuis de très nombreuses années, mais il est clair que tous les coûts ne sont pas inclus dans le prix du kWh.
– le budget du CEA, 8Mds/an, est payé par nos impôts. Et ne me dites pas que les recherches du CEA ne servent pas à EdF, car sans Framatome, il n'y aurait pas d'EPR.
– Le grand carénage n'est pas encore répercuté dans le coût de production, puisqu'il évalue le coût à 55€/MWh, alors qu'il est toujours fixé à 42€/MWh par l'ARENH.
– Le coût du démantèlement n'est pas encore provisionné (il manque encore 60Mds), et la santé financière d'EDF ne permet pas ces derniers temps de constituer la provision. Comme on n'a encore jamais démantelé une centrale, il est probable que ce coût soit sous-estimé et quand on voit qu'EDF explose le budget de construction des EPR, on se demande comment ils pourront tenir ceux du démantèlement.
– Le coût de l'enfouissement des déchets et son maintien en état sur les 100.000 prochaines années.
- Je m'interroge toujours également sur le coût de la sécurisation de l'approvisionnement de l'uranium nigérien. Quand je vois notre présence militaire au Mali à la frontière nigérienne depuis 2013, je ne peux m'empêcher de penser que ce n'est pas seulement pour nos amis Maliens, mais surtout pour protéger nos intérêts au Niger, surtout que l'objectif des djihadistes est de s'emparer des ressources pour assurer leur déploiement économique. Le coût avoisinait le Mds en 2013, combien en 2018 ?

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AmonRa

Le 28/09/2018 à 17h34

Rien d’étonnant donc de voir que la Cour des comptes indique un coût du MWh nucléaire à 62.6€ en 2015, 70€ en 2020 et 80€ en 2030. Dans le même temps, le coût du MWh EPR est de 100€ en 2020 et 2030. Dans le même temps, le coût du PV et de l’éolien continue de baisser respectivement de 85€ en 2015, 70 et 80€ en 2020, 60 et 75€ en 2030.

SUBVENTIONS :
Oui, les subventions sur le photovoltaïque et l'éolien sont en effet concentrées dans la CSPE, mais cela a permis de diviser par 10 le coût du kWh photovoltaïque depuis 2000, je considère que les subventions ont été bien utilisées.
Oui, nous continuons de payer la CSPE pour les contrats à 55cts€/kWh de 2006 et ce soutien ne permet pas de bénéficier dès à présent de la très bonne compétitivité des installations mise en service depuis 2-3 ans. La CSPE risque de ne diminuer qu’en 2030. Mais le jeu en vaut la chandelle, car la France aura alors un prix très compétitif de l’électricité, une vraie indépendance énergétique, et une meilleure balance commerciale.
Oui, cette façon de subventionner est pour moi la meilleure, car tout le soutien est regroupé dans une même taxe permettant de mesurer avec une totale transparence les gains de compétitivité de chaque filière. Et ce, même si cette transparence facilite le travail des détracteurs, qui peuvent facilement faire ressortir les montants importants du soutien.

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AmonRa

Le 28/09/2018 à 17h35

Je l’assume et ce n’est pas un problème : les 2 filières partaient de rien et un soutien important pour faire émerger le nucléaire, il y a 50-60ans, a également été nécessaire. Par contre l’opacité de ce soutien nucléaire, apporté de diverses façons (voir plus haut), est plutôt problématique.
Ensuite, oui, le calcul du montant des subventions est complètement erroné. Il ne prend en compte que le coût de production. Hors le prix de l'électricité est le coût de production + le coût de transport et distribution (plus les taxes dont la CSPE et la TVA). Quand une installation PV de 36kW bénéficie aujourd'hui d'un prix d'achat de 12cts€/kWh le calcul du montant de la subvention porte sur 12cts€ moins le prix du kWh du marché de gros. Or ce n'est pas du tout comparable, puisque l'énergie délivrée par cette installation est déjà transportée et déjà distribuée. Pire, puisque les producteurs supportent des charges de raccordement et d’utilisation des réseaux, qui impactent le coût de production. On devrait donc déduire le TURPE dans le calcul réel du montant de la subvention. On fait donc supporter aux consommateurs un coût de développement des ENR qui n'est pas réel et on leur fait supporter plusieurs fois le coût d’utilisation du réseau. Mais à qui cela profite-t-il encore? EDF bien sûr, puisqu'il bénéficie d'une quantité très importante d'énergie distribuée, mais acheté au prix de gros.

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AmonRa

Le 28/09/2018 à 17h35

Si tout cela est possible, c'est à cause de la tarification des réseaux, dite au « timbre-poste », qui favorise la production d'énergie centralisée. Que l'électron fasse 100 mètres sur le réseau ou 400 kms, le consommateur paie le même TURPE. Est-ce que je souhaite revenir sur ce mode de calcul ? Je n'y ai pas réfléchi, il permet certes d'être égalitaire vis à vis de tous les consommateurs, en revanche il ne permet pas d'être égalitaire vis à vis des différents moyens de production et favorise le nucléaire.
Pour l’éolien offshore, et bien que je ne connaisse pas trop ce marché, je serai favorable également au bout de 7 ans à une renégociation du prix, mais avec des contreparties pour les développeurs, notamment sur la possibilité de changer de machine par rapport à l’offre de l’époque, au profit de plus performantes, sans repartir de zéro sur les autorisations et autres études d’impact. Mais concernant ce dossier, ce qui me choque le plus, c’est que les AO datent de 7 ans et que pour des questions règlementaires et d’autorisations, ces projets n’aient toujours pas pu être mis en œuvre. Il faut absolument accélérer les procédures.

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AmonRa

Le 28/09/2018 à 17h38

ALLEMAGNE
Prix de l’électricité : faux, le coût de production de l’électricité en Allemagne n’est pas plus élevé qu’en France, c’est même parfois l’inverse. Et pour vérifier cela, il ne faut pas regarder le prix du kWh résidentiel, mais plutôt celui facturé aux électro-intensifs (voir document de travail de la DG Trésor), où les taxes sont extrêmement réduites et le prix facturé plus proche du coût de production. Si le prix du kWh résidentiel est élevé en Allemagne, c’est un choix politique qui vise à taxer énormément l’électricité. Ceci a un effet extrêmement positif, puisque la consommation d’un allemand est de 1700kWh/an (alors que les conditions météo sont plus défavorables), alors qu’elle est de 2400kWh/an pour un français. C’est normal, d’un côté on taxe pour réduire la consommation et de l’autre on pousse à la consommation. On se retrouve d'ailleurs avec un parc immobilier qui est une vraie passoire énergétique. Le label Promotelec, complètement bidon et promu par EDF (il n’y a pas si longtemps, une isolation de 10cm sur les murs suffisait pour avoir le label), et le développement massif du chauffage électrique, a juste permis à EDF de mettre une corde au cou des consommateurs. Corde qui se resserre avec l’augmentation du prix du kWh nucléaire. Aujourd’hui, grâce à la politique allemande sur le kWh résidentiel, 20.000 constructions passives étaient certifiées en 2013 (nous sortions notre pauvre RT2012), alors qu’il n’y a fin 2017 que 200 en France. Donc oui au modèle allemand !

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AmonRa

Le 28/09/2018 à 17h38

Problème allemand : s’il existe un début de problème en Allemagne vis-à-vis des ENR, il est dû à 2 choses : le premier est que tout l’éolien est au nord et tout le photovoltaïque est au sud. Le deuxième est que le réseau de transport est insuffisant du fait de la gestion de réseau en Länder. Bref, rien d’insurmontable pour eux, d’autant que la solution du réseau de transport n’est pas la seule puisque la mobilité électrique va leur apporter des solutions.
En tout cas le problème Allemand ne sera pas le nôtre puisque d’une part nous avons un bon réseau de transport et d’autre part le photovoltaïque et l’éolien se répartissent sur le territoire.
Choix de l’arrêt du nucléaire : le choix d’arrêter brutalement le nucléaire était-il judicieux ? Certes le côté négatif est que l’augmentation de la production ENR n’a pas permis de réduire la production charbon, puisqu’elle a compensé le nucléaire, ce qui n’est pas favorable aux émissions de CO2. Mais c’est transitoire car la trajectoire est bonne et l’Allemagne, bien qu’ils aient un parc photovoltaïque et éolien existant 4 fois supérieur à la France, construit toujours plus de PV (+40% en 2016) et d’éoliennes (+350% en 2016 et +250% en 2017) que la France chaque année. Donc oui je préfère toujours le modèle allemand.

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AmonRa

Le 28/09/2018 à 17h39

EDF ET LE MARCHE DU NUCLEAIRE :
Hinkley point, un très bon partenariat technico-économique ? Pour l'instant, c'est surtout un surcoût de 6Mds et un retard de 8 ans. Surtout le prix de 100€/MWh garanti montre que soit le nucléaire n'est en effet pas du tout rentable, soit que l'on a escroqué les Anglais.
EDF partenaire majeur du nucléaire chinois ? La bonne affaire, les centrales en construction représentent au total 15GW. Dans le même temps la Chine a raccordé 100GW de PV en 3 ans dont 53GWc en 2017 et envisage d'installer 100GW en 2020...je crois que pour eux le nucléaire n'est pas primordial.
EDF pas impliqué dans l’EPR finlandais ? Ah bon, EDF n'a-t-il pas racheté Areva englué dans le projet finlandais ?
En fait ça n'a aucune importance, la filière nucléaire est incapable de sortir un projet correctement et comme le destin d'AREVA et EDF sont liés, il suffit que l'un disparaisse pour qu'il entraîne l'autre dans sa chute. EDF fait de la cavalerie et se sert de nouveaux projets pour financer les précédents, mais en général cette stratégie est un échec et quand ça casse, on tombe de très haut. Mais ce n'est pas grave, le contribuable sera là pour payer la note.

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AmonRa

Le 28/09/2018 à 17h39

La dette d’EDF pas si importante ? Si elle n’est que de 35Mds (et à priori par quelques acrobaties financières, il semblerait qu’elle soit supérieure), le retard important des projets a un impact colossal sur le coût de dette. Ensuite si elle n’est que de 35Mds, c’est en partie grâce à la trésorerie mise à disposition par ENEDIS (rien que la provision pour renouvellement des réseaux représente environ 9Mds). D’ailleurs on comprend mieux pourquoi ENEDIS tente par tous les moyens, au cours des renouvellements de contrats de concession, à faire disparaître ces provisions pour les transformer en bénéfice net. Ce serait le hold-up du siècle, mais plus rien ne me surprend de nos jours. Alors quand ENEDIS répète à longueur de journée qu’ils sont neutres vis-à-vis des différentes énergies, ça me fait doucement rire ! Je ne sais pas comment les investisseurs réagiraient si EDF devait financer seul ces 9Mds supplémentaires.

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