Le système électrique français: analyse des années 2009 à 2018

Jean-Paul Hulot
Mars 2019


Extraits

"1.INTRODUCTION
Il est tellement naturel de voir un appareil se mettre en marche lorsque l’on manœuvre son interrupteur que l’on en oublie d’où vient l’énergie électrique. Cet article présente l’évolution du système électrique français de 2009 à 2018. Cette analyse est faite à partir des données mises en ligne par RTE sur son site eco2mix [Référence 1]1. La caractéristique essentielle d’un système électrique est de devoir assurer en permanence l’équilibre du réseau:production = consommation

Le système électrique repose sur 6 éléments : 
  • La production de l’électricité, 
  • Le transport de l’électricité (réseau très haute et haute tension), 
  • La distribution de l’électricité (réseau moyenne et basse tension), 
  • Les échanges avec les pays frontaliers, 
  • Le stockage / déstockage d’énergie (STEP2, batteries, etc.), 
  • La gestion de la demande (effacements et / ou reports de consommation).
Ces deux derniers alinéas sont encore marginaux, mais appelés à se développer avec la montée en puissance des productions intermittentes. 

[...]

Les plus grandes variations concernent les énergies renouvelable s avec la montée en puissance des énergies intermittentes (voir figure 4et valeurs dans le tableau1 en annexe) :
Eolien: passage de 4,7 à 15,1GW,
Photovoltaïque: passage de 0,2 à 8,5GW,
Energies thermiques renouvelables (biogaz, déchets, biomasse): passage de 1 à 2GW.Ce parc représentait 5%du parc total en 2009, il en représente 18,3% en 2018



Commentaires :
La montée en puissance des énergies renouvelables (+ 18,9GW) n’entraîne pas une diminution équivalente du parc thermique à flammes (-7,5GW) car il est nécessaire de disposer d’une puissance permettant de pallier l’intermittence des énergies renouvelables, cette puissance doit avoir un temps de réaction court, ce que peuvent faire en particulier les centrales à gaz.
Ces différentes variations se traduisent par une augmentation globale du parc installé de 12GW. Les variations dans le parc thermique à flammes sont liées à des aspects réglementaires sur les rejets (fermetures de centrales non conformes) et à des évolutions de prix des combustibles.La figure 5 met en évidence l’évolution comparée des parcs installés, éolien plus photovoltaïque d’une part et combustibles fossiles d’autre part. Il est clair que l’augmentation des parcs éolien et photovoltaïque n’a pas entrainé une réduction du parc combustibles fossiles du même ordre de grandeur.



[...]


3.1.LES FACTEURS DE CHARGE
Les différents moyens de productions ne sont pas utilisés en permanence,soit par choix, sous réserve de disponibilité(productions pilotables), soit par absence de la source d’énergie (productions intermittentes). Pour mesurer leur taux d’utilisation sur l’année on utilise la notion de facteur de charge. Le facteur de charge est le pourcentage de la quantité d’électricité produite sur une année par rapport à la quantité d’électricité qui serait produite si le moyen de production fonctionnait à 100%de sa puissance tout au long de l’année3.Il existe deux catégories de moyens de production :

  • Les moyens de production où le facteur de charge est pilotable, c’est le cas de la production thermique (nucléaire et à flammes)et partiellement l’hydraulique, 
  • Les moyens de production où le facteur de charge est subi, c’est le cas des productions intermittentes (éolien et photovoltaïque) et partiellement l’hydraulique,Cette distinction est importante car, comme le montre la figure 8, les facteurs de charge peuvent être très différents.

Sur la période 2009 -2018, les facteurs de charges des énergies renouvelables sont quasi-constants, ceux des combustibles fossiles diminuent, celui de l’hydraulique varie en fonction de la pluviosité annuelle et celui du nucléaire a baissé à partir de 2016 suite aux arrêts de tranches imposés par l’ ASN. Le facteur de charge global de l’ensemble des moyens de production est en baisse. Ce phénomène est dû à la grande augmentation des parcs éolien et photovoltaïque qui nécessitent de garder des moyens pour pallier leurs intermittences, cette nécessité entraîne un surcoût global du système électrique.

[...]





[...]


6. ASPECTS FINANCIERS

La législation qui offre aux énergies renouvelables intermittentes une obligation d’achat à des prix supérieurs aux prix du marché perturbe grandement les aspects financiers de l’électricité[Référence 7]. Des situations paradoxales apparaissent telles qu’une baisse générale des prix de marché de gros qui,pouvant devenir négatifs,peuvent mettre en péril la rentabilité de certains moyens de productions(cycles combinés au gaz en particulier)qu’il est nécessaire de conserver pour pallier l’intermittence de l’éolien et du photovoltaïque.Le prix de vente au consommateur de l’électricité peut se décomposer en trois grandes composantes :

  • La production, 
  • Le transport et la distribution, 
  • Les différentes taxes.
Ces trois composantes représentent environ chacune un tiers du coût payé par le consommateur. Le coût hors taxes (production, transport et distribution) a subi une augmentation de 50%entre 2009 et 2018.Le surcoût de production des énergies renouvelables intermittentes est financé par des taxes.Jusqu’en 2015 c’est par l’intermédiaire de la Contribution au Service Public de l’ Electricité (CSPE) que ce financement a été assuré.Depuis le 1erjanvier 2016 ce financement est assuré par le Compte d’Affectation Spécial à la Transition Énergétique (CASTE) qui est alimenté à partir des Taxe Intérieure de Consommation sur les Produits Énergétiques (TICPE) qui sont prélevées en partie sur les carburants. Il est intéressant de donner quelques chiffres sur ces taxes.

[...]

Malgré une multiplication par 5 de la CSPE entre 2009 et 2016, celle-ci ne couvre pas en totalité le manque à gagner d’EDF imposé par l’obligation d’achat des productions intermittentes à des prix largement supérieurs aux prix de marché de l’électricité.La CRE (Commission de Régulation de l’Energie) proposait tous les ans un taux de la CSPE qui aurait permis de réduire ce manque à gagner. Le taux retenu a toujours été inférieur au taux proposé, ce qui amplifie le «trou» dû aux obligations d’achats7. La figure 19 montre l’évolution du taux de la CSPE nécessaire (souhaité par la CRE) et celle du taux de la CSPE appliqué.Le décrochage qui apparaît à partir de 2009 correspond à l’émergence des énergies renouvelables intermittentes.


Le montant du CASTE était de 4,2 milliards € en 2016, il a été de 7,2 milliards € en 2018, dont 5,4 milliards €attribués au soutien aux énergies éolienne et photovoltaïque. Le budget prévu pour 2019 est de 7,3 milliards €.

Il faut noter que la CSPE reste bloquée à 22,5 €/MWh et que la part qui était affectée aux surcoûts des productions renouvelables est reversée dans le budget de l’état! Cerise sur le gâteau ces différentes taxes sont assujetties à la TVA."


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