Rapport RTE « Futurs énergétiques 2050 » : 6 scénarios sous influence?

  Influence : " pouvoir social et politique de quelqu'un, d'un groupe, qui leur permet d'agir sur le cours des événements, des décisions prises, etc. "
  Larousse

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Chère énergie (suite)

Descartes
2021 10 29

   Cette semaine a vu la publication du rapport commandé à RTE et sobrement intitulé « Futurs énergétiques 2050 ». Le rapport est maintenant disponible, et pour ceux qui rechigneraient à lire plusieurs centaines de pages, une synthèse fort bien faite peut être téléchargée (1). Dans ce qui suit, les références concernent cette synthèse.

  Le rapport s’est attaché à étudier six scénarios pour la production d’électricité qui permettant d’atteindre la neutralité carbone. Ces scénarios vont d’un scénario dit « N03 », 50% nucléaire/50% renouvelables, à un scénario dit M0 dit « 100% renouvelable ». Il n’en faut plus pour qu’un certain nombre de nos leaders politiques en tirent des conclusions à tort et à travers. Jean-Luc Mélenchon, pour ne nommer que lui, va jusqu’à écrire que « le rapport RTE et Négawatt démontrent qu’atteindre le 100% renouvelables et la neutralité carbone en 2050 est tout à fait possible ».
  Une telle conclusion est, bien entendu, absurde. Elle montre par ailleurs une grande méconnaissance de la manière dont les études sont conduites. En fait, les six scénarios sont choisis à priori, dès le démarrage des travaux. On aurait pu par exemple prendre un scénario 80% nucléaire, qui est certainement réalisable – puisqu’il est réalisé – mais que RTE n’a pas retenu puisque l’autorité politique reste fixée sur l’objectif de 50%, et que l’étude aurait pu aboutir à démontrer que le scénario 80% est finalement le plus économique… L’étude ne fait ensuite qu’établir à quelles conditions ces scénarios pourraient être réalisés.
  Et quand on regarde le scénario 100% renouvelable, on se rend compte que ces conditions sont particulièrement contraignantes. Elles sont bien résumées dans le tableau qui se trouve à la page 17. À côté des colonnes listant les différentes sources de production, éolien, solaire, etc., on trouve une mystérieuse colonne intitulée « bouquet de flexibilités en 2050 ». Cette colonne liste les moyens de production nécessaires au pilotage du réseau – notamment liés au caractère intermittent des renouvelables. Et si ces moyens sont fort limités pour les scénarios à 50% de nucléaire, pour les scénario « 100% renouvelable », elles sont particulièrement croquignolettes : « flexibilité de la demande (2) : 15 GW ; vehicule-to-grid (3) : 1,7 GW ; nouveau thermique décarbonné : 29 GW ; batteries : 28 GW ». Ces « flexibilités » sont détaillées page 37 du rapport.
  Prévisible, n’est-ce pas ? Pour aboutir à « 100% renouvelable », il faut une puissance de soutien installée supérieure à la puissance de notre parc nucléaire existant, ce qui est logique puisqu’il faut pouvoir prendre en charge la totalité de la production au cas où le vent tomberait et que le ciel serait couvert. Et ce n’est pas tout : le « nouveau thermique décarbonné », i.e. alimenté par la biomasse, le biogaz ou par des fossiles avec capture du CO2, dépend de technologies qui n’existent pas encore.  Quant aux batteries, il faudrait un saut technologique majeur – dont rien ne dit qu’il soit possible – pour aboutir à de tels capacités à un prix raisonnable (4). Autrement dit, ce scénario n’est « tout à fait possible », pour reprendre la formule mélenchonienne, que si l’on suppose ces technologies disponibles.
  Or, les auteurs du rapport n’y croient qu’à moitié. Ils l’écrivent dans un langage policé mais sans équivoque : « Ces quatre conditions sont les suivantes : (1) l’arrivée à maturité de solutions technologiques permettant de maintenir la stabilité du système électrique sans production conventionnelle, (2) le déploiement à grande échelle des flexibilités, (3) la maîtrise des enjeux de développement des réserves techniques, et (4) une mise à niveau des réseaux électriques nationaux. Les validations techniques à apporter pour atteindre cette cible demeurent importantes et nécessitent un effort de R&D conséquent ». page 42. Pourquoi alors avoir inclus ce scénario ? Pour une raison très simple : si ce scénario figure dans le rapport, ce n’est pas parce que RTE y croit, mais parce que lors du lancement de l’étude le ministère chargé de l’énergie a lourdement insisté pour qu’un tel scénario figure parmi les « possibles »… Hors de question donc de l’exclure, ou de tirer la conclusion que le choisir pour référence pourrait mettre en danger l’avenir énergétique du pays. D’où le travail plus ou moins honnête fait par les experts : on met les contraintes sur la table, et à chacun de tirer ses conclusions…
  Ce qui suppose, bien entendu, que le politique fasse une lecture sérieuse du rapport. On peut douter, en lisant les réactions de Mélenchon, de Jadot ou d’autres, que ce soit le cas. Mais ce n’est pas le plus déprimant. Le plus terrible dans ce rapport se trouve lorsque les auteurs écrivent que « les nouveaux réacteurs, de troisième génération, dont la construction serait décidée aujourd’hui, entreraient en service à compter de 2035 au mieux, au rythme d’une paire tous les quatre ans ». Autrement dit, on suppose qu’entre la décision de construction et la mise en service il se passera au minimum quinze ans. À titre de comparaison, il s’est écoulé sept ans entre la décision de construire Fessenheim et la mise en service du premier réacteur. Quant à la deuxième tranche du programme, elle a été décidée en 1974 et les premiers réacteurs démarrent en 1980, soit six ans plus tard. Entre 1980 et 1986, on mettra en service entre quatre et cinq réacteurs par an. En faisant la comparaison, on ne peut que pleurer sur notre recul industriel. Car s’il est incontestable que l’ EPR est bien plus complexe que nos 900 ou 1300 MW, on doit aussi constater que nos moyens de calcul, nos technologies de chantier, etc. ont-elles aussi fait un saut quantique. Alors, pourquoi faut-il aujourd’hui trois lustres là où un seul suffisait hier ? Quant aux réacteurs à neutrons rapides… ils ne sont mentionnés que pour rappeler qu’on a arrêté toute recherche dans ce domaine !
  Mais le rapport en question montre aussi une certaine prise de conscience. Ainsi, les auteurs écrivent que « Les projections économiques des « Futurs énergétiques 2050 » montrent qu’il est peu probable que les énergies renouvelables se financent directement par les revenus sur les marchés sans aucune forme de soutien public ou de contrat long terme de type Power Purchase Agreement (PPA). Ainsi, même si la production d’énergie solaire est très compétitive, sa rémunération attendue sur les marchés pourrait être plus faible qu’attendue en raison du phénomène de « cannibalisation » de la valeur, les prix de marché s’effondrent quand la production solaire est maximale. Il en va de même du nucléaire. Les nouveaux réacteurs sont des investissements extrêmement capitalistiques, et l’expérience de ces dernières années montre qu’ils ne pourront se développer sans soutien public fort, qu’il prenne la forme de contrats pour différence ou d’un investissement public direct. Leur pertinence économique est assurée sous réserve de bénéficier de conditions de financements cohérentes par rapport à celles des autres technologies bas-carbone, souligné des auteurs.
  On espère qu’à Bruxelles on jettera un œil sur ce rapport… mais en attendant, on est obligé de constater qu’on fait beaucoup de rapports, mais qu’on ne prend jamais la moindre décision. Le rapport de RTE évoque d’ailleurs les décisions qui devraient être prises lors de l’élaboration de la nouvelle programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) en 2023. Encore une année de perdue…

(1) https://assets.rte-france.com/prod/public/2021-10/Futurs-Energetiques-2050-principaux-resultats_0.pdf
(2) la « flexibilité de la demande » est la capacité du gestionnaire du réseau à « effacer » tel ou tel consommateur.
(3) le « véhicule-to-grid » est la capacité d’utiliser l’électricité stockée dans les batteries des voitures en cours de chargement pour supporter temporairement le réseau.
(4) pour donner une idée des ordres de grandeur, une batterie de voiture neuve peut fournir une puissance de l’ordre de 700 W pendant une heure. Pour fournir 26 GW, il faudrait donc quelque 40 millions de batteries de voiture… et si en plus il faut stocker l’énergie pendant la journée pour la rendre pendant toute la nuit… vous voyez le tableau.

Haute-Marne, EnRI : le préfet et la Confédération paysanne partagent la même obsession

L'intérêt général
   " La conception de l’intérêt général, notamment dans sa distinction avec les intérêts particuliers, varie selon les pays. Plus particulièrement, on constate une forte opposition entre modèles français et anglo-saxon... "
[...]
1. La conception anglo-saxonne
   L’intérêt général et les intérêts particuliers ne s’y opposent pas réellement. En réalité, l’intérêt général est formé de l’ensemble des intérêts particuliers.[...] Il considère que le moteur essentiel de toute action individuelle réside dans la volonté d’améliorer son sort. Smith fait valoir que, si chaque individu recherche son propre bénéfice, ce faisant, il agit pourtant à son insu pour le bien de l’ensemble de la société. [...] Dans cette conception, l’intérêt général n’est recherché qu’inconsciemment, toujours par le biais de la recherche de l’intérêt particulier. Comme l’écrit Adam Smith, en parlant des échanges économiques entre les individus : « Nous ne nous adressons pas à leur humanité, mais à leur égoïsme, et ce n’est jamais de nos besoins que nous leur parlons, c’est toujours de leur avantage »
[...]
2. La conception française
   Dans la conception française, l’intérêt général ne résulte pas de la somme des intérêts particuliers. Au contraire, l’existence et la manifestation des intérêts particuliers ne peuvent que nuire à l’intérêt général qui, dépassant chaque individu, est en quelque sorte l’émanation de la volonté de la collectivité des citoyens en tant que telle...
"
Source

   Le développement des EnRI, éolien, solaire, méthanisation, biomasse,..., permis grâce à une minorité de propriétaires terriens, exploitants agricoles et autres collectivités, contre loyers et/ou recettes fiscales, entre-t-il dans la définition de l' intérêt général? Et si oui, de quelle conception?


Un début de réponse...
   Lors de l'Assemblée générale de la Confédération paysanne Haute-Marne, en présence, mazette, de... monsieur le préfet, de la DDT, de représentants d’élus,..., il a été question des énergies renouvelables en général et de l'éolien en particulier. Mais, attention, que nos chères lectrices et lecteurs, en lutte contre le changement climatique mais opposés à la politique de la Transition écologique qui privilégie certaines énergies renouvelables, intermittentes, nécessitant un backup fossile, gaz ou charbon, voraces en subventions d'argent public, tels que l'éolien, solaire,..., ne se méprennent pas : ici, nul remise en cause de la Programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE) de l'Etat, document stratégique de pilotage de la Transition énergétique en France, avec pour objectifs principaux, par exemples :

  • aider à planifier aux grandes échelles territoriales les investissements nécessaires à la transition énergétique, pour le gaz, l'électricité, les énergies renouvelables, les réseaux de chaleur, les baisses des consommations et pour améliorer l’efficacité énergétique.
  • rendre " irréversible la transition énergétique et le développement des énergies renouvelables
   À l'évidence, ce n'était ni le lieu ni le moment.
   À défaut, tout au moins, les discussions et réflexions auraient pu porter sur :

  Raté! De cela, il n'en fut nullement question. Dans le douillet confort de l'entre-soi, sait-on tout juste autorisé à s'interroger sur :

  • la régulation nécessaire devant le développement " anarchique " des EnRI, type éolien, 
  • la consommation de terres arables : " la plupart des énergies renouvelables a besoin de terrain "* la meilleure efficacité énergétique : " Sur un hectare de terre, vaut-il mieux cultiver des plantes pour un méthaniseur, du blé ou du colza pour alimenter une usine de diester ou d’éthanol, d’y mettre des éoliennes, une centrale de panneaux photovoltaïques ou de la biomasse pour fabriquer du bois déchiqueté ? "*
  • le partage des revenus générés entre le propriétaire du terrain, le locataire, les collectivités.*

*Laurent Cartier, candidat Confédération paysanne aux dernières élections à la Chambre départementale d' Agriculture, 2019.

  Toutefois, cette assemblée générale n'aura pas été vaine. Elle aura confirmée, pour tous ceux qui en doutaient, qu' au-delà de la croissance des EnRI qui va perdurer, que cette industrialisation " écolo " de la Haute-Marne est synonyme :

  • d'artificialisation des sols
  • que les hectares consommés sont perdus pour nourrir les hommes,
  • que l'objectif essentiel de tous les acteurs est... l' appât du gain,
  • que la qualité de vie est passée par pertes et profits, 
  • que le climat peut attendre.
   Si ce discours ambiant n'est pas surprenant en soi, au vu des personnes qui composaient l'assistance, il a la particularité d'entrer en violente contradiction avec l'ambition affichée par cette même Confédération paysanne, au niveau national.
Extraits
  Vous noterez qu'à aucun moment il n'est question d'EnRI...
" Les paysans ont une mission qu'ils sont les seuls à pouvoir remplir : nourrir les hommes... "
  et
   "... Réduire drastiquement les émissions de GES passera par une réorientation radicale du système de production et de distribution agroalimentaire. Le tournant climatique sera donc agricole, alimentaire et paysan, ou ne sera pas ! 
  [...]
   L'élevage paysan et pastoral que nous pratiquons au quotidien permet le maintien de prairies riches en légumineuses et de cultures de protéagineux assurant l'autonomie azotée des cultures et protéiques des animaux. Ces prairies, cultures, haies et les parcours entretenus par l'élevage pastoral sont des éléments essentiels pour stocker du carbone et lutter face au changement climatique. L'agriculture paysanne c'est le maintien et le redéploiement d'un élevage qui entretient les territoires, produit moins mais mieux, en adéquation avec les besoins alimentaires. Il s'agit aussi de préserver les espaces naturels de stockage de l'eau, sols, cours d'eau, nappes, et ainsi de préserver la ressource en eau, indispensable à la vie sur terre. Toutes ces pratiques permettent de limiter voire supprimer l'utilisation d'intrants de synthèse, engrais minéraux, pesticides de synthèse, sur nos fermes et de réduire l'utilisation d'énergie fossile enjeu clé pour faire face au changement climatique.
  [...]
   Se mobiliser contre le changement climatique, c'est aussi lutter pour relocaliser la production et l'alimentation dans les territoires. C'est la seule manière d'être résilient pour faire face à l'insécurité alimentaire que la crise économique et climatique pourrait provoquer.
  [...]
   Enfin, relocaliser la production et la rapprocher radicalement de la consommation est la seule solution pour prévenir les risques de ruptures dans les flux d'approvisionnement... "

Source

L'agriculture en Haute-Marne
  Pas de terre, pas d'éoliennes! Il n'est pas innocent de rappeler ce slogan. Le déploiement des EnRI est assurément le fait d'une minorité parmi une minorité, avec le concours des autorités publiques.  Celles et ceux qui défigurent le paysage haut-marnais, impactent la Biodiversité, et pourrissent le quotidien des habitants, le leur y compris, sont ceux que l'on appelait jadis en ville : " les paysans ".  Aujourd'hui, devenus " agriculteurs exploitants ", que représente cette catégorie socioprofessionnelle dans la population?
Insee 2018
  - Population : 174 069
  - Population active de 15 à 64 ans selon la catégorie socioprofessionnelle
  - Agriculteurs exploitants : 2 094, dont actifs ayant un emploi : 2 065
  - Artisans, commerçants, chefs d'entreprise : 4 146 / 3 119
  - Cadres et professions intellectuelles supérieures : 5926 / 5 708
  - Professions intermédiaires : 15 980 / 14 856
  - Employés : 23 447 / 20 099
  - ouvriers : 23 703 / 19 497.
Chambre départementale d' agriculture de la Haute-Marne
   Résultats des élections 2019
  - Nombre d’électeurs (tous collèges confondus) : 10 771

  Nous sommes bien en présence d'une minorité d'une minorité qui impose à la majorité, silencieuse ou pas, ses choix, à dessein de servir ses intérêts propres!
  Cette politique précipitera notre pays et sa population dans la fosse commune du temps! Il est urgent de revenir aux fondamentaux, comme le souligne le député, Sylvain Templier :
« Produire de l’énergie et réduire la production alimentaire n’est pas le but. »

Le préfet nous parle des EnRI
   " Le préfet est le représentant direct du Premier ministre et de chaque ministre dans le département. Il y met en œuvre les politiques gouvernementales. Le préfet est garant de l'ordre public et de la sécurité. "

Puisque l' Etat te dit que l'éolien c'est bon pour ton avenir
   Devant l'opposition grandissante aux projets de zones industrielles d'éoliennes et d'usines de méthanisation se traduisant par nombre de recours en justice, il était devenu urgent pour le
gouvernement de réaffirmer en priorité à tous ces opposants,  " mauvais Français ", qui ne mesurent pas l'enjeu, sa politique du quoi qu'il en coûte humainement, environnementalement et économiquement, de "sauveur de la planète ".  Tout en leur donnant des gages de " bonne volonté ". 
  En résumé : " La dictature, c’est ferme ta gueule ; la démocratie, c’est cause toujours. "

10 mesures élaborées avec la filière éolienne pour assurer un développement « maîtrisé et responsable » de cette énergie.  Barbara Pompili, ministre de la Transition écologique.

  Cette définition ci-devant du rôle du préfet conditionne les positions et les propos, JHM, tenus par Joseph Zimet, ancien directeur de la communication de l'Élysée nommé par le président Macron, 2019, devenu préfet en septembre 2020. Que du conventionnel! Il en était de même pour ses prédécesseurs et il en sera de même pour les suivants.
  - " favorable au développement [éolien] " mais, " pour lui, il prend un tour préoccupant ", 😌
  - " des erreurs ont été commises en terme de pollution paysagère " mais, " nous devons restez maitre de nos paysages ". Le vibrant appel à la repentance*, outil très usité actuellement dans la communication publique.
  - Et, à la manière du président de la République qui, en déplacement à Verdun, le 6 novembre 2018, interpellé sur la hausse du prix des carburants s'était justifié par cette expression : " Le carburant, c'est pas bibi !", il nous explique que l'éolien, c'est pas de sa faute, mais celle du  " méchant " juge administratif qui " passe au-dessus et qui est le denier décisionnaire... " Les juges seraient-ils donc plus puissants que l' Etat et ses représentants!?
  -  Il nous assure que la régulation répond " à une volonté de ralentir le nombre d'installations... " ; ces propos faisant echo à ceux du ministre de la transition écologique :
  " Le développement des énergies renouvelables électriques passera inévitablement par une forte croissance du solaire photovoltaïque et de l'éolien terrestre, dont les capacités installées devront être multipliées respectivement par 5 et 2,5 entre 2019 et 2028 ", souligne la ministre de la Transition écologique, Barbara Pompili, dans une circulaire publiée vendredi 28 mai. "
Source
  
  Tout l'art d' appuyer sur le frein et l’accélérateur " en même temps ".
    Pour conclure, il faut savoir que d'après des informations, dès qu'un préfet refuse un permis pour des éoliennes, Madame Pompilli, ministre de tutelle, prend son téléphone pour lui demander de revenir sur cette décision. Mais, il se dit aussi que nombre d'entre eux désobéissent à ses injonctions.
  Qu'il doit être difficile le métier de préfet pris entre son humanité, son devoir, le juge et ses supérieurs. Non, on rigole!
  Pourtant, dire NON à l'éolien est apparemment encore possible pour un préfet!

* Repentance :  " regret douloureux de ses péchés, Christianisme " ;  Larousse ;  " manifestation publique du sentiment personnel qu'est le repentir pour une faute que l'on affirme avoir commise et dont on demande le pardon. ", en terme général.

  ZERO EOLIENNE ET BASTA!

 


jhm 2021 10 29

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Haute-Marne, Fayl-Billot, Pressigny & Pierrefaites : la zone industrielle de 17 éoliennes en construction, X

Précédemment
https://augustinmassin.blogspot.com/2021/09/haute-marne-fayl-billot-pressigny.html
https://augustinmassin.blogspot.com/2021/09/haute-marne-fayl-billot-pressigny_23.html
https://augustinmassin.blogspot.com/2021/09/haute-marne-fayl-billot-pressigny_30.html
https://augustinmassin.blogspot.com/2021/10/haute-marne-fayl-billot-pressigny_6.html
https://augustinmassin.blogspot.com/2021/10/haute-marne-fayl-billot-pressigny_12.html
https://augustinmassin.blogspot.com/2021/10/haute-marne-fayl-billot-pressigny_13.html
https://augustinmassin.blogspot.com/2021/10/haute-marne-fayl-billot-pressigny_16.html
https://augustinmassin.blogspot.com/2021/10/haute-marne-fayl-billot-pressigny_22.html
https://augustinmassin.blogspot.com/2021/10/haute-marne-fayl-billot-pressigny_27.html

  Poursuivant notre série :  zone industrielle d'éoliennes : quand son impact va bien au-delà de la commune ou des communes d'implantation ", aujourd'hui, les Vues font escale à Poinson-lès-Fayl, à la fourche de la Combe des Fontanelles.

Photos : AP

 
 
À seulement 125m de hauteur, rien que les mâts d'éoliennes, E3 à E9, dominent déjà l'horizon. La distance entre ceux-ci et les divers bâtiments est de ~4.3km à vol d'oiseau. Le photographe est à ~5km à vol d'oiseau.

 


Dans le détail


 

Toujours d'actualité


jhm 2021 09 30



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Haute-Marne, Prez-sous-Lafauche et Vesaignes-sous-Lafauche : les conseils municipaux valident leur projet de zone industrielle de 6 éoliennes

  À défaut de faire l'" intelligence ", l'union, on le sait, fait la force! C'est sans doute ce qui a motivé et encouragé les deux conseils municipaux à prendre l'initiative, ensemble, de porter ce projet de zone industrielle de 6 éoliennes.

Toutes les machines sont implantées en pleine forêt communale
   Toutefois, il convient de rappeler aux élus et au " chasseur-cueilleur de subventions publiques " du vent que l’un des principes directeurs du Schéma régionale éolien, SRE, de Champagne-Ardenne, jamais dénoncé, donc toujours en " activité ", interdit toute implantation d’éoliennes en forêt. Il recommande également le " principe de précaution ", visant à un retrait minimum de 200m par rapport aux boisements et aux haies existants. À ce titre, la Mission régionale d'autorité environnementale, MRAE* aime à le rappeler dans ses avis sur les projets d'usines éoliennes.

Le projet actuel. À noter, la très grande proximité des machines, moins de 2km à vol d'oiseau, avec un des fleurons touristiques de la Haute-Marne, la Reculée du Cul du Cerf
Sur le Web : @IGN, Planet Observer, SIA

* La MRAe a pour mission : " en application de la directive européenne sur l’évaluation environnementale des projets, tous les projets soumis à évaluation environnementale, comprenant notamment la production d’une étude d’impact, en application de l’article R.122-2 du code de l’environnement, font l’objet d’un avis d’une « autorité environnementale » désignée par la réglementation. Cet avis est mis à disposition du maître d’ouvrage, de l’autorité décisionnaire et du public. "

   Pour celles et ceux, élus ou non, Haut-Marnais et autres, qui penseraient que l'éolien, c'est le " sauveur " de la planète", que c'est " cool ", " écolo ", que " ce n'est rien que du vent ", avec des enfants qui courent dans la prairie, un remake, en quelque sorte, de  " La petite maison dans la prairie ", revenons aux fondamentaux : le lobby éolien est un concentré de multinationales, pas de gagne-petits. C'est avant tout une filière spéculative avec à la clé un juteux business pour les entreprises, et ce, grâce au ruissèlement d'argent public et autres avantages. Le reste, climat, Biodiversité, bien-être et santé des êtres vivants locaux, etc. : passer par pertes et profits!
   Et c'est là que les " idiots utiles " locaux entrent en jeu : pas de terre = pas d'éoliennes!

²

Ce sont des " multies " pas des gagne-petits.

Situation
   Prez-sous-Lafauche et Vesaignes-sous-Lafauche font partie du territoire situé au nord / nord-est de Chaumont que l'association a surnommé " l' enfer éolien " tant le nombre de machines installées et la densité, supérieure aux nombre de lotissements?, y est EXTRA-ORDINAIRE. Voir la carte ci-devant.


Entre les centaines d'éoliennes et les mâts de mesures, symbole du " compas ", synonymes de encore et toujours des aérogénérateurs à venir, quelquepart, la vie est-elle encore la vie?
  Sur le Web :  @IGN, Planet Observer, SIA

   Par vents dominants, ouest / sud-ouest et sud, les habitants de ces deux communes sont déjà victimes de " bombardements " de bruit et d'infrasons provenant d'autres usines en activité sur le territoire. Dans le futur, cette situation ne sera pas sans drames sanitaires pour la santé de nombre d'entre eux. 

Et quand, les " victimes " se feront à leur tour " bourreau "?
  
La population a-t-elle eu vent de ce projet et qu'elle est son opinion? En visite sur le site du " chasseur-cueilleur de subventions publiques " éolien, vous découvrirez que diverses actions ont été menées en direction des habitants, avec, comme convenu, la classique visite d'une usine dans un département voisin. Cela aura-t-il suffit à convaincre ou l'opposition citoyenne va-t-elle se mettre en ordre de marche? Pour rappel, chaque citoyen peut saisir, par exemple, le Comité consultatif relatif aux projets éoliens , mis en place par la préfecture : "... Le comité peut être saisi par toute personne, élu, responsable de projet, riverain, représentant d’association intéressée localement au projet éolien en cours d’élaboration. La saisine s’effectue de préférence entre l’établissement des premières informations concernant un projet éolien, notamment sa situation géographique, et la première délibération pour projet de la/des commune(s) d’implantation. Une saisine après délibération peut-être envisagée à condition que les éléments du projet ne soient pas consolidés et définitifs... "
  À suivre...

Prez-sous-Lafauche
  En 2020, lors des élections municipales, le conseil a été renouvelé à près de 50% : 5 nouveaux entrants sur les 11 sièges à pourvoir. Cela n'a strictement rien changé!

Conseil municipal 2020-2026
- Lætitia Caboche, professeurs des écoles, instituteurs et assimilés,
- Angélique Petitdemange, professions intermédiaires administratives de la fonction publique,
- Éliane Trommenschlager, anciens artisans, commerçants, chefs d'entreprise,
- Thierry Mocquet, maire, agriculteurs sur moyenne exploitation,
- David Alfred, ouvriers qualifiés de type artisanal,
- Claude Jacquin, anciens artisans, commerçants, chefs d'entreprise,
- Marlène Collomb, ouvriers qualifiés de type industriel,
- Lionnel Caudy, agriculteurs sur moyenne exploitation,
- Sébastien Cosson, professions intermédiaires de la santé et du travail social,
- Hubert Courteaux, anciens ouvriers,
- Ludovic Martin, ouvriers qualifiés de type industriel.
  En gras, les réélus en 2020

- inscrits : 258 / 251 en 2014
- abstentions : 101 / 62
- votants : 157 / 189
- blancs ou nuls : 2 / 2
- exprimés : 155 / 187.
  Source 


Vesaignes-sous-Lafauche
   En 2020, lors des élections municipales, le conseil a été majoritairement renouvelé : 6 conseillers, dont le maire sortant, reconduits pour un nouveau mandat sur les 11 sièges à pourvoir.*.

Conseil municipal 2020-2026
- Sophie Chillon, professions intermédiaires de la santé et du travail social,
- Brigitte Debrienne-Janel, professions intermédiaires administratives de la fonction publique,
- Isabelle Fenoglio, artisans,
- Philippe Graillot, maire, contremaîtres, agents de maîtrise,
- Olivier Dufant, chefs d'entreprise de 10 salariés ou plus,
- Sylvain Habert, ouvriers qualifiés de type artisanal.
- Sophie Fenoglio-Roquis, contremaîtres, agents de maîtrise,
- Fabienne Goujon, employés de commerce,
- Didier François, ouvriers qualifiés de type artisanal,
- Stéphane Geoffroy, ouvriers qualifiés de type industriel.
  En gras, les réélus en 2020

- inscrits : 102 / 117 en 2014
- abstentions : 37 / 27
- votants : 65 / 84
- blancs ou nuls : 0 / 1
- exprimés : 65 / 83
  Source

* Le conseil municipal compte actuellement 10 élus. Faute de candidature, un siège reste à pourvoir.

   Pour tout savoir sur le projet, c'est ICI

 jhm 2010 10 29

 
 
 

Toujours d'actualité

jhm 2021 09 30
 

 
 
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Union européenne, marché de l' électricité : crisis? What crisis?

  " Il paraît que la crise rend les riches plus riches et les pauvres plus pauvres. Je ne vois pas en quoi c'est une crise. Depuis que je suis petit, c'est comme ça. "
  Coluche, le chômeur

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Malaise dans le marché de l’électricité

Elie Cohen

  Les Français découvrent avec inquiétude l’envolée des prix de l’électricité et le caractère durable de cette hausse. Pire encore, les explications qu’on leur en donne sont illisibles. Comment comprendre que le prix du chauffage augmente parce que l’électricité produite en Allemagne se fait à partir du gaz, alors qu’on leur a longtemps vanté les mérites du nucléaire français et les vertus de la concurrence pour avoir les prix les plus bas ?

                                                           

  Les politiques, dont Bruno Le Maire, devraient faire preuve de pédagogie. Mais ils aggravent la situation en incriminant Bruxelles, un système de fixation des prix devenu inadapté, et montent des coalitions pour remettre en cause la règle européenne. Pour ajouter à la confusion, chaque pays y va de sa solution pour atténuer la brutalité de la hausse : certains prônent un gel voire une diminution des taxes, d’autres proposent une restitution de ces taxes aux plus démunis… ce qui aurait pour effet à terme d’enrichir les producteurs d’énergie primaire, charbon, pétrole, gaz, et de distordre un signal prix utile pour les objectifs climatiques.

Les dérèglements du marché européen de l’électricité
  Trois rappels valent mieux que de longs développements.
  Le 30 septembre le prix du MWh sur le marche à terme était de 139€, contre 53€ au début de l’année.
  Les prix de gros ont varié au cours de l’année écoulée de +120€ par MWH à -120€ par MWH, ce qui signifie qu’à certains moments les producteurs ont payé pour que leur production soit consommée.
  Enfin les pays largement producteurs d’électricité nucléaire, comme la France, voient leurs prix intérieurs s’envoler comme s’ils dépendaient des fluctuations des prix du charbon ou du gaz.
  Avec des opérateurs en difficulté à l’exemple d’EDF, un retard sur la décarbonation du mix, un marché de gros de l’électricité sans direction, une sécurité d’approvisionnement en recul, et des risques multipliés de black out, le bilan de la politique européenne de l’énergie depuis vingt ans semble globalement négatif.
  Comment en est-on arrivé là ? Les explications données au fil de l’eau incriminent tantôt des poussées de consommation, un vent insuffisant, le décommissionnement précoce de centrales nucléaires, la stratégie de Poutine, un sous-investissement dans la période covid ou le retour du
cartel des pays producteurs de pétrole et de gaz.

Des politiques publiques et un market design inadaptés
  Pourtant, il y a trente ans, la philosophie adoptée pour la constitution du marché unique de l’électricité était claire et convaincante. Il s’agissait de concilier trois objectifs : la compétitivité de l’offre, la lutte contre le réchauffement climatique et la sécurité d’approvisionnement. Mais les problèmes n’ont pas manqué de surgir rapidement.
  D’une part parce que chaque objectif pouvait être atteint par différentes politiques. Ainsi la constitution d’un marché fluide de l’électricité peut être atteinte par la libéralisation accélérée ou la construction d’ interconnections aux frontières. La sécurité d’approvisionnement peut être coordonnée ou laissée à l’initiative de chaque pays membre. La décarbonation peut être priorisée ou mêlée à divers objectifs écologiques.
  D’autre part, ces objectifs soulèvent des tensions et nécessitent des arbitrages. Quel poids accorder à la décarbonation ou à la sécurité d’approvisionnement, notamment par rapport à l’objectif de minimisation du coût de la fourniture ?
Enfin et surtout, comment s’assurer de la cohérence et de la continuité de la politique menée quand la sécurité d’approvisionnement relève essentiellement des États, la régulation du marché des directions générales compétentes, DGTren et DGComp, et la politique climatique de la Commission et des États membres ?
  Directive après directive, un marché intégré de l’électricité se dessine, fondé sur la minimisation du prix à court terme de la fourniture grâce à un système d’appel au mérite qui privilégie le renouvelable et les unités les plus productives, ce qui entraîne une fixation du prix à partir des coûts marginaux de la dernière unité appelée. Tout ce qui s’apparente à des contrats à long terme, à une planification par des acteurs intégrés, est banni de facto.
  Comment donc en est-on venu à renier en pratique les autres principes du triptyque pourtant rappelés à chaque bifurcation de la politique énergétique européenne ?

L’abandon de facto du triptyque des objectifs compétitivité - sécurité - climat
  Avec le recul c’est en fait un autre agenda qui a été mis en œuvre en matière de politique énergétique. Un autre triptyque s’est en fait imposé : désintégration verticale, dénucléarisation, logique de marché spot.
  À la question de savoir comment intégrer le marché, le fluidifier et le mettre en tension, les commissions européennes successives ont répondu par la désintégration verticale des opérateurs historiques, la concurrence dans la production, la délimitation stricte du service public, l’ouverture à la concurrence pour le consommateur final, la surveillance sourcilleuse des aides publiques.
  À la question comment décarboner en laissant à chaque pays la maitrise de son mix énergétique, la réponse a été l’abandon de l’objectif de sécurité d’approvisionnement, ce qui a conduit l’Allemagne à faire le pari du gaz russe et un agenda caché anti-nucléaire, ce qui a interdit à la France de faire valoir son avantage en matière d’électricité décarbonée.
  Quant à l’objectif de compétitivité, il s’est heurté aux politiques en faveur du renouvelable qui a renchéri le prix de l’électricité pour l’usager final, lequel de plus a dû subir la volatilité des prix.
  En résumé l’agenda anti-nucléaire aboutit après Fukushima à la sortie du nucléaire…. en Allemagne, en Belgique et dans d’autres pays européens. Au passage l’illusion d’un mix 100% renouvelable s’installe sur la méconnaissance du caractère non substituable des renouvelables avec le nucléaire comme fournisseur de la bande continue d’électricité.
  L’abandon de fait de l’objectif de sécurité d’approvisionnement se lit dans la panne des programmes nucléaires et le passage au gaz comme énergie primaire chargée d’assurer la continuité de la fourniture électrique, ce qui revient en fait à un échange d’une dépendance contre une autre : pétrole versus gaz, Arabie VS Russie de Poutine.
   Enfin le rejet de toute planification à long terme, voire de tout contrat à long terme de fourniture, a désincité les acteurs à sortir de l’horizon du marché spot, et la Commission a continué à rogner l’avantage des opérateurs historiques type EDF en les contraignant à partager « la rente du nucléaire » avec leurs concurrents.

Pourquoi avoir poursuivi avec constance ces objectifs contraires aux engagements pris?
  D’abord, faut-il encore le rappeler, parce que dérèglementer, libéraliser, intégrer, c’est dans l’ADN de la Commission alors que planifier, consolider les champions et penser la puissance est un anathème.
  Ensuite parce que le partage du travail entre Commission, États membres et organes de régulation a fait perdre de vue le triptyque initial, chacun s’attachant à tirer le meilleur parti des pouvoirs qui lui étaient conférés.
  Enfin la souveraineté des États sur le mix énergétique n’a pas pu être remise en cause et les manquements aux objectifs acceptés en commun sont souvent l’occasion de trocs bilatéraux comme par exemple actuellement l’accès au gaz russe défendu par les Allemands et l’inscription dans la taxonomie verte du nucléaire défendue par les Français.
  La ligne de plus forte pente était donc la libéralisation, comme si le marché de l’électricité était un marché comme un autre. Aller au delà supposait de mobiliser un capital politique, ce qu’aucun
grand acteur n’a voulu.

Que faire à présent?
  On serait tenté de répondre, après tant d’errements, remettre l’église au centre du village, c’est-à-dire reconnaître les caractères spécifiques du marché de l’électricité : un secteur capitalistique, comportant pour une part un monopole naturel et dont la continuité est vitale pour l’activité économique ce qui suppose donc d’en finir avec l’illusion du marché spot et de s’engager dans une planification de long terme.
  La deuxième orientation devrait être de prendre au sérieux l’objectif de décarbonation en se donnant une feuille de route crédible déclinée en objectifs quantifiés. L’adoption du programme « Fit for 55 » dans le cadre du « green deal européen » devrait être déclinée en actions cohérentes, en dispositifs opératoires et en financements soutenables.
  Le troisième volet de la nouvelle politique devrait porter sur les interconnexions : la fluidité nécessaire du marché, la prévention des black out comme la sensibilité des réseaux à l’intermittence en font une priorité. Or en la matière il y a fort à faire entre les pays de la plaque continentale mais aussi avec les îles, Royaume-Uni, Irlande, Grèce …,.
  Au-delà, on peut imaginer une éventuelle union de l’énergie qui ferait évoluer les mix énergétiques de concert avec une place faite au nucléaire et au gaz, au côté des énergies renouvelables. On pourrait imaginer des achats en commun pour sécuriser les approvisionnements, les mutualiser et en obtenir un meilleur prix.
  La certitude de devoir décarboner le mix, de faire supporter au consommateur final un coût grandissant et la volonté d’échapper au chantage politique des Poutine et autres détenteurs de la rente fossile devraient nous permettre d’écarter nombre de faux débats et éviter les arbitrages politiques de court terme. Mais ces évidences ont du mal à s’imposer.

Grande-Bretagne, brexit : ne serait-il pas au fond le meilleur allié du nucléaire, des Britanniques et du Climat?

  " La spéculation est un luxe tandis que l'action est une nécessité. "
  Henri Bergson
 

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L'effet Brexit

Jean Pierre Riou

  Le Gouvernement anglais vient de publier un étonnant communiqué pour quiconque est familier des Directives européennes sur les impératifs des États membres en termes d’énergies renouvelables ou des lenteurs de l’acceptation du financement du nucléaire dans la taxonomie « verte ».
  Mais surtout pour ceux qui sont sensibles au matraquage permanent des difficultés financières d'EDF, qui seraient dues à son parc nucléaire, alors que le vent est gratuit.
  Ce communiqué [1] annonce, en effet, que chaque nouvelle centrale nucléaire britannique fera économiser plus de 30 milliards de livres aux consommateurs.




  Et développe dans ce communiqué :
  - Le nouveau modèle de financement pour aider à réduire le coût des nouveaux projets d'énergie nucléaire en Grande-Bretagne, permettra aux consommateurs d'économiser plus de 30 milliards de livres sterling sur chaque nouvelle centrale nucléaire
  - La législation encouragera un plus large éventail d'investissements privés dans de nouveaux projets nucléaires, réduisant la dépendance de la Grande-Bretagne vis-à-vis des développeurs étrangers pour le financement de nouveaux projets nucléaires
  - L'énergie nucléaire à grande échelle est la seule technologie disponible pour fournir une électricité continue à faible émission de carbone et a un rôle clé à jouer dans la réduction de la dépendance du Royaume-Uni aux combustibles fossiles et de son exposition aux prix mondiaux du gaz volatils.

  Expliquant les précédents échecs de projets de réacteurs, en raison de la nécessité, pour les financeurs, de faire face à des investissements extrêmement couteux et de long terme avant de pouvoir commencer à les rentabiliser.
  Le nouveau système de financement, pour chaque projet à grande échelle, coûterait désormais une moyenne d’1 livre par consommateur pendant la phase de construction et laisserait un outil performant aux générations suivantes tout en permettant 30 milliards de livres d’économies par projet, par rapport à un mix uniquement renouvelable.
  Ce financement du nucléaire s’inscrit dans la publication, la semaine précédente, de la Net Zero Stratégy [2] destinée à décarboner intégralement l’économie britannique d’ici 2050.
  Un peu comme si le brexit avait donné de l’air à leur politique énergétique...

1 https://www.gov.uk/government/news/new-finance-model-to-cut-cost-of-new-nuclear-power-stations
2 https://www.gov.uk/government/publications/net-zero-strategy

Haute-Marne, Fayl-Billot, Pressigny & Pierrefaites : la zone industrielle de 17 éoliennes en construction, IX

Précédemment
https://augustinmassin.blogspot.com/2021/09/haute-marne-fayl-billot-pressigny.html
https://augustinmassin.blogspot.com/2021/09/haute-marne-fayl-billot-pressigny_23.html
https://augustinmassin.blogspot.com/2021/09/haute-marne-fayl-billot-pressigny_30.html
https://augustinmassin.blogspot.com/2021/10/haute-marne-fayl-billot-pressigny_6.html
https://augustinmassin.blogspot.com/2021/10/haute-marne-fayl-billot-pressigny_12.html
https://augustinmassin.blogspot.com/2021/10/haute-marne-fayl-billot-pressigny_13.html
https://augustinmassin.blogspot.com/2021/10/haute-marne-fayl-billot-pressigny_16.html
https://augustinmassin.blogspot.com/2021/10/haute-marne-fayl-billot-pressigny_22.html

Et de...8 et 9 éoliennes en construction.

Depuis la RN19 - E54. Le tronçon Langres → Lure, direction la Suisse, est non déclassé en D619.  Photo : PHP


Depuis le parking du restaurant Croc'osier, sur la D460. Photo PHP

Une partie de la zone industrielle depuis Pierrefaites, commune de Pierremont-sur-Amance

Depuis la sortie de Pierrefaites, RD 460, en direction du carrefour de la Folie, RN19 - E54. Les mâts d'une hauteur de 125m, sont à une distance de ~ 2km, à vol d'oiseau. Les éoliennes complètes culmineront en bout de pale à...180m. Photo PHP


Vu depuis la RD 460, direction le carrefour de la Folie, entre le " Chêne Martin " et le " pont de la Reine ". Les mâts sont à une distance, à vol d'oiseau, comprise entre moins 1.8km.

   Pour rappel, l' Autorité environnementale (Ae) a demandé dans son dernier " Avis délibéré sur le projet de construction et d’exploitation d’un parc éolien Haut Vannier ", du 4 août 2021  :
   " ... l ' Autorité environnementale recommande principalement à l’exploitant de :
  • supprimer les éoliennes implantées à moins de 200 m des boisements et à défaut, présenter les conséquences d’une telle implantation sur les secteurs boisés, les habitats et les espèces présentes, et proposer des mesures adaptées d’évitement, de réduction voire de compensation (ERC)... "
   Il s'agit, entre autres, des éoliennes : E4, E5, E7, E8 et E9.

Le modèle d'aérogénérateur
 Le choix s'est porté sur l' Envision 131, fabrication chinoise, de puissance unitaire 2,5 MW, de 180 m de hauteur totale en bout de pale, de 131 m de diamètre de rotor et de garde au sol de 49 m. Envision est classé 4ème au niveau mondial des fabricants, en terme de gigawatts installés à la fin de l'année 2020. À noter, qu'il gagne une place par rapport à 2018.

Source

   On pourrait dire enfin! Car, concernant la puissance nominale unitaire par éolienne et celle de la ZI complète, le moins que l'on puisse dire, c'est que le bordel a régné dans la présentation du futur exploitant, qui n'a toujours pas, à ce jour, l'autorisation préfectoral d'exploiter. Jugez-en plutôt :
  Tous les extraits concernent le MÊME document : Dossier de régularisation de la présentation des capacités financières de la société HAUT-VANNIER, février 2019
  " ... Le parc autorisé porte sur une puissance maximale de 59.5MW, 3.5MW de puissance unitaire maximale par éolienne, et des hauteurs d’éoliennes maximales de 182 m... ", p. 3. [...] " ... Ainsi, les parcs éoliens mis en service ou à un stade de développement très avancé sont les suivants : [...] Vannier Amance / Haute Marne / Autorisations obtenues / 17 / 47,3MW. p. 6. [...] Les plans d’affaires sont basés sur des éoliennes d’une puissance unitaire de 2.5MW, la plus représentative du gabarit machine choisi. [...] Le projet est composé de 17 aérogénérateurs et 4 structures de livraison, représentant une puissance totale d’environ 42,5MW, soit un investissement total d’environ 63 millions d’euros. p. 12... "
 Pour autant, pas de quoi se rassurer! À ce niveau de puissance et d'hauteur, les 17 éoliennes propageront, par vents de ouest/ sud-ouest / sud et nord-est, leurs nuisances, bruit, infrasons, sur la population riveraine avec des conséquences sanitaires pour nombre d'habitants. Sans oublier, le
calvaire des animaux, volants ou non, domestiques ou non.

L'enfer éolien, c'est cela


À suivre...

jhm 2021 09 30

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Électricité, puissance,W, et énergie, kWh : médias et personnel politique, et si vous profitiez des vacances scolaires pour réviser les fondamentaux?

    En hiver, qui étend son linge en extérieur pour le faire sécher par le vent et le soleil? Hein? Qui?
    Ce pays est foutu.
    Adieu! Va!

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KW et kWh nucléaires : une méconnaissance de nos dirigeants

Michel Negynas


  L’Europe va peut-être manquer d’électricité juste parce que la classe politique et les journalistes n’ont pas compris ce que sont des kW et des kWh nucléaires.

                                                

        
JET tokamak reactor by Aglet (Creative Commons CC BY-NC 2.0)


  Cela paraît ubuesque, mais l’Europe va peut-être manquer d’électricité juste parce que la classe politique et les journalistes n’ont pas compris ce qu’est un kW et un kWh.
  Dans une récente interview, Mme Pompili disait :
  "  RTE estime qu’on va avoir 20 % de besoins en électricité en plus d’ici 15 ans. Nous n’avons pas le temps d’ici là de construire une nouvelle centrale nucléaire. Il va falloir développer le renouvelable. "
  Autrement dit, nous allons manquer d’électricité, on va combler vite fait avec du renouvelable : c’est-à-dire, en pratique, de l’éolien et du solaire!
  Notre Président lui-même a dit :
  " La France s’est engagée dans une réduction de la part du nucléaire. La part du renouvelable doit ainsi augmenter. "
  La loi de transition écologique et la PPE prévoient d’arrêter 14 centrales nucléaires, soit environ 10 GW, et d’installer 30 GW d’éoliennes supplémentaires : soit un équivalent pleine charge de 7 GW et 30 GW de solaire en plus, soit l’équivalent de 3 GW à pleine charge… Le compte est bon !
  Et on retrouve partout chez les institutionnels cet élément de langage : il faut baisser le nucléaire et augmenter le renouvelable pour pallier un risque systémique du nucléaire.
  Ben non, pas de chance, le compte n’est pas bon. D’ailleurs, c’est pour ça qu’EDF demande 6 EPR de plus, ça fait 9,6 GW. Là, le compte est bon !

Quelques notions de base sur les KW et kWh nucléaires
  La puissance, on dit aussi, pour un réseau électrique, la capacité, c’est l’énergie qu’on peut délivrer par unité de temps. La relation entre puissance et énergie est analogue à la relation entre vitesse et distance. La puissance est en quelque sorte un flux, ou un débit, d’énergie.
  En physique, la puissance est exprimée en KW. En électricité, on a coutume de comptabiliser l’énergie en kWh : c’est-à-dire des KW multipliés par des heures.
  La plupart des journalistes des médias non spécialisés confondent encore kW et kWh ; certains nous donnent même du kW/h ce qui serait en fait une variation de puissance, ce qui n’a rien à voir.
  Il faut dire que les promoteurs d’éolien et de solaire entretiennent la confusion car elle tourne à leur profit, puisque le taux de marche, donc le nombre d’heures où ils délivrent de la puissance, de ces engins est faible.
  L’électricité est un vecteur d’énergie qui ne permet pas de stocker, du moins avec les technologies connues et en quantité nécessaire. Il faut donc à la seconde près équilibrer l’offre et la demande.
  L’indicateur premier d’un réseau de production électrique est ainsi la puissance qu’il peut délivrer à chaque instant au cours de l’année, c’est-à-dire le débit d’énergie disponible, et pas l’énergie qu’il peut produire.
  Pour assurer la sécurité d’alimentation d’un réseau il faut donc qu’il soit capable de délivrer à tous les coups la puissance, kW, maximale demandée par les consommateurs ; c’est généralement autour de 19 heures entre décembre et février lorsqu’il fait très froid.
  C’est ce qui dimensionne le réseau. Et si le réseau est capable de cela, il sera forcément capable de
délivrer l’énergie, les kWh, demandée sur une année.

Les conséquences techniques de la différence kW et kWh nucléaires
  Le vent et le soleil fluctuent, et l’antienne répétée inlassablement par les défenseurs de l’éolien et du solaire est qu’il y a toujours du soleil et du vent quelque part. Sauf que c’est faux. La nuit, dans une situation météo d’anticyclone sur toute l’Europe, plusieurs fois par an, on n’a rien. Nada.
  Mais on pourrait objecter que d’un jour sur l’autre, ou même d’une semaine sur l’autre, la météo faisant des progrès, il est possible de prévoir la puissance probable que le vent ou le soleil donneront. Certes, mais le dimensionnement du réseau est un travail à très long terme, et doit tenir compte de toutes les situations possibles.
  Dans ces conditions, la puissance, ou capacité, en kW des énergies intermittentes doit être comptée pour… zéro.
  On ne peut donc « remplacer » des kW nucléaires par des kW d’énergies intermittentes et aléatoires.
  L’ambigüité entre kW et kWh, puissance et énergie, est totale. Elle se retrouve aussi dans l’objectif de réduire à 50 % la part du nucléaire. Parlons-nous d’un mix en capacité, kW ?, ou en énergie, kWh?, personne ne le précise, jamais.
  En énergie, si on truffe la France d’éoliennes et de panneaux solaires, on peut évidemment augmenter leur production, en arrêtant les centrales nucléaires quand il y a du vent et du soleil. Le mix énergétique peut alors passer à 50 %.
  Mais arrêterons-nous définitivement ces centrales ? Bien sûr que non, puisque nous risquons d’en avoir besoin certaines nuits d’hiver.
  On peut « remplacer » des kWh nucléaires par des kWh d’énergies intermittentes, mais on ne peut
donc pas « remplacer » des kW nucléaires par des kW d’énergies intermittentes et aléatoires.


Les conséquences sociales et économiques
  Le résultat est que l’on construit un double réseau : un réseau intermittent, finalement non nécessaire sur un plan technique, et un réseau pilotable à la demande, indispensable pour assurer la sécurité d’alimentation. Si ce dernier est nucléaire, le réseau intermittent n’épargne aucune émission de CO2. Il ne sert qu’à économiser un tout petit peu d’uranium. C’est marginal.
  On fragilise la situation du nucléaire, sur le plan économique, sur celui des compétences, et de la sécurité en le faisant fonctionner en yo-yo.
  Toute installation alimentée uniquement par les énergies intermittentes, et elles seules, ne peut avoir que le taux de marche dégradé de celles-ci. L’investissement de ladite installation est donc mal rentabilisé. Par exemple, si on veut produire de l’hydrogène, c’est en aval d’un réacteur nucléaire
qu’il faut le faire, pas en aval d’une éolienne.


Comment en sortir ?
  Les lecteurs de Contrepoints vont dire que c’est du rabâchage… sauf que ni les médias, ni le personnel politique, ni même certains experts autoproclamés ne semblent l’avoir compris.
C’est quand même bête d’emmener toute l’Europe au désastre sur l’incompréhension d’un concept enseigné en classe de seconde…
  Appelons-en aux conseillers, à l’entourage, aux conjoints : pitié, s’il vous plaît, révisez votre physique de seconde et apprenez à Mme Pompili, à M Macron, M Jadot, M Mélenchon, Mme Hidalgo et même à tout le personnel politique ce qu’est un kW et un kWh….

Sur le Web 

France, énergie : les prix s'envolent et l'hiver est en approche

   À la veille de la COP26, il est bon de se rappeler d'où proviennent les émissions de CO2. Remis en perspective, ces chiffres ne doivent pas nous empêcher de faire des efforts. Encore, faut-il faire les bons choix!?😕
 
 
   Certains pays produisent aussi pour le compte... des pays développés. Ce graphique est assez parlant et complète bien le précédent.
 
 
 
Les vieillards et les oiseaux affrontent chaque année le même problème : passer l'hiver.
Sacha Guitry
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Prix de l’énergie : winter is coming !


Maxence Cordiez
Ingénieur dans le secteur de l'énergie
2021 10 08


  Les déterminants conjoncturels de la crise énergétique actuelle ne doivent pas occulter les tendances structurelles qui l’accompagnent. Face à des perspectives de prix de l’énergie durablement plus élevés que par le passé, réduire notre dépendance aux combustibles fossiles reste une impérieuse nécessité, et une urgence.
  Les prix de l’énergie s’envolent un peu partout dans le monde. L’Union européenne dont les extractions de pétrole, gaz et charbon sont en déclin est particulièrement touchée. Cette crise a d’ores et déjà des conséquences très concrètes sur la population et l’industrie, notamment la production d’engrais dont le méthane est une matière première. C’est le cas notamment en Espagne où des manifestations sont organisées pour protester contre la hausse du prix de l’électricité.
  Au niveau européen, les gouvernements et l’Union européenne se mobilisent en urgence afin de contrer cette hausse, sans pour autant encore saisir la pleine gravité de la situation et l’ampleur des mesures qu’il serait nécessaire de mettre sur la table pour y répondre.

À l’origine, l’envol des prix du gaz
  La crise actuelle trouve son origine dans l’envol du prix du gaz, qui tient lui-même à la fois de paramètres conjoncturels et structurels.
  Du côté des paramètres conjoncturels, les stocks de gaz européens sont bas après un hiver relativement long, et des importations accrues seraient nécessaires pour les remplir. Or la Russie se contente d’honorer ses contrats sans accroître ses ventes de gaz à destination de l’Europe, ce qui peut s’expliquer par plusieurs raisons.
  Tout d’abord, les stocks russes sont également vides et la Russie doit les remplir. Ensuite, la Russie a un intérêt à mettre l’Europe sous pression pour favoriser la mise en service rapide et dans les meilleures conditions pour elle de son nouveau gazoduc Nord Stream 2. Celui-ci suscite une vive opposition de la part de certains pays européens, et le monopole de Gazprom pour l’importation de gaz depuis la Russie éveille une hostilité croissante dans l’Union européenne. La Russie a donc un intérêt à rappeler à l’UE sa dépendance gazière afin de garantir l’absence de remise en question de la position de Gazprom.
  Une autre explication, évoquée cette fois à demi-mots par le Président Vladimir Poutine, consisterait à donner une leçon à l’UE qui privilégie depuis plusieurs années les achats de gaz au comptant plutôt qu’au travers de contrats de long terme. Il peut en effet sembler judicieux d’acheter au comptant lorsque le prix du gaz est très faible, ce qui était le cas pendant la décennie passée, mais il s’agit d’une vision court-termiste qui voit ses limites lorsque le prix du gaz remonte comme c’est le cas à présent.
  Enfin, pour reprendre les mots d’ Alexeï Miller, directeur général de Gazprom cité par le Financial Times, « the Asian market is more attractive for producers and investors » [le marché asiatique est plus attractif pour les producteurs et les investisseurs] (1). En effet, l’Asie du Sud-Est paie davantage pour son approvisionnement en gaz. Elle est donc servie en premier. Elle draine le marché mondial du gaz naturel liquéfié (GNL) et est perçue comme prioritaire par les fournisseurs de GNL du monde entier.
  Ces éléments conjoncturels ne décrivent cependant pas la totalité de la situation. Une tendance structurelle est également à l’œuvre. Les investissements dans l’amont de l’industrie pétro-gazière sont insuffisants depuis plusieurs années pour maintenir la pérennité de l’adéquation offre-demande. Si c’était déjà le cas avant le Covid, ça l’est encore davantage car la pandémie a entraîné une chute des investissements, qui peinent encore aujourd’hui à repartir.
  La situation est la suivante : le gaz est l’énergie dont la croissance de la consommation est la plus soutenue depuis 10 ans : auparavant c’était le charbon. Cette croissance est notamment portée par l’Asie du Sud-Est. Les extractions gazières européennes sont en déclin depuis 2005, déclin qui devrait s’accentuer dans les prochaines années lorsque la Norvège, 2e fournisseur de l’UE derrière la Russie, 1er pour la France, passera son pic d’extraction de gaz potentiellement vers la fin de la décennie. L’UE est donc de plus en plus dépendante d’importations de gaz russe et de GNL. Or, contrairement aux importations par gazoduc qui lient un fournisseur à son client, le marché du GNL est mondialisé. Il y a donc une compétition pour l’accès à la ressource, actuellement remportée par l’Asie du sud-est. Enfin, ce marché va progressivement se tendre du fait des sous-investissements dans l’amont.
  Il ne faut donc pas imaginer que la situation actuelle est temporaire. Elle peut évidemment se détendre plus ou moins si la Russie augmente ses exportations et/ou si l’hiver à venir est chaud, mais la tendance de fond demeure et il faut s’attendre à des prix plus élevés pendant la décennie à venir que pendant la décennie passée. Pour reprendre les mots de Claudio Descalzi, DG du groupe pétrolier italien ENI (2), la hausse du prix du gaz « is not something that is for a limited time, it's structural » [n'est pas quelque chose qui est pour un temps limité, c'est structurel]. En effet, l’approche des gouvernements a été de réduire l’offre sans s’intéresser suffisamment à la réduction de la demande.  Cela conduit nécessairement à tendre le marché. Dans le cas européen, c’est encore pire si l’on considère qu’un certain nombre de pays comptent accroître durablement leur consommation de gaz fossile : la Pologne pour remplacer une partie de son charbon, la Belgique pour remplacer l’énergie nucléaire qui représente 50% de sa production électrique, l’Allemagne pour remplacer le nucléaire et une partie du charbon, etc.

Le prix du gaz entraîne celui de l’électricité
  Avant la libéralisation du marché de l’électricité, le prix de vente de l’électricité était régulé, c’est-à-dire qu’il était calculé à partir de coûts de production d’EDF, en France, de réseau et de commercialisation. Aujourd’hui, les tarifs réglementés sont amenés à disparaître, même si certains pays s’y opposent, pour être remplacés par une approche de marché reposant sur les coûts de production de la capacité marginale.
  En pratique, l’appel des centrales électriques pour répondre à un certain niveau de demande suit un ordre de mérite reposant sur les coûts variables croissants. Les coûts variables sont ceux qui dépendent de la production : combustible et droits à émettre du CO2, principalement. Ainsi, une fois construite, une éolienne ne coûte pas plus cher qu’elle produise ou non. Elle est donc nécessairement appelée avant une centrale à charbon, par exemple, dont l’exploitation nécessite d’acheter du charbon et des droits à émettre du CO2. En première approximation, la dernière capacité appelée pour répondre à la demande définit le prix de marché.
  Actuellement l’interclassement est le suivant : énergies renouvelables, hors hydraulique de lac pour lequel la ressource en eau doit être gérée, nucléaire, lignite, charbon, gaz puis fioul. Avec l’envol du prix du gaz, les coûts variables des centrales à gaz – marginales la plupart du temps – se sont envolés.
  Prenons l’exemple d’une centrale à cycle combiné moderne, 60% de rendement, qui s’approvisionnerait en gaz au prix de marché (3) : actuellement environ 100€/MWh pour la référence TTF hollandaise. Par rapport à la situation pré-Covid avec un prix du gaz à 30€/MWh, le surcoût pour un MWh électrique du seul fait du prix du gaz est d'environ 120€ (4) : ce calcul concerne une centrale efficace, évidemment si on considère une turbine à gaz de plus faible rendement, le surcoût est supérieur. À cela il faut ajouter l’augmentation du prix des droits d’émission sur le marché européen du CO2, passés d’environ 25-30 €/tonne avant la pandémie à 65€/tonne actuellement. Pour la centrale CCG considérée, cela ajoute un surcoût d’un peu plus d’une vingtaine d’euros par MWh.
  Enfin, du fait des interconnexions entre États, l’interclassement des capacités électrogènes en Europe s’effectue à l’échelle européenne et non plus nationale, comme ça pouvait être le cas il y a encore quelques années lorsque les interconnexions étaient moins développées, avec pour effet une uniformisation des prix de marché en Europe (5). Tant que les interconnexions ne sont pas saturées, les prix de marché entre les pays européens tendent à s’aligner, or les capacités croissantes d’interconnexion rendent la saturation de ces dernières de moins en moins fréquente.

Conséquences
  La première conséquence de la situation décrite précédemment est un envol du prix de l’électricité partout en Europe, qui découle principalement de l’envol du prix du gaz, et dans une bien moindre mesure de celui des droits à émettre du CO2.
  Avant la pandémie, l’augmentation du prix du CO2 face à un prix du gaz qui restait faible commençait à rendre certaines centrales à charbon moins compétitives que certaines centrales à gaz. C’est pourquoi, en 2019, un déclin prononcé du charbon avait pu être constaté en Europe. Cette situation est révolue et aujourd’hui le charbon a retrouvé toute sa compétitivité et est appelé en priorité par rapport au gaz. Actuellement, même la compétitivité du fioul devance dans certains cas celle du gaz. Cela entraînera une hausse des émissions de CO2 en Europe en 2021. Par voie de conséquence, il faut également s’attendre à une augmentation du prix des droits à émettre du CO2 vu que celui-ci est défini par un marché (6)…
  Pour les pays fortement dépendants des combustibles fossiles pour la production électrique, la situation actuelle constitue un coup dur pour les ménages et l’industrie. Dans le cas de l’Allemagne, si les prix élevés du gaz se maintiennent durablement, la sortie du nucléaire – au profit principalement des centrales à combustibles fossiles – prévue fin 2022 viendra encore aggraver la situation actuelle. Le constat est le même pour la Belgique qui prévoit d’abandonner l’énergie nucléaire en 2025.

Cas spécifique de la France
  Le consommateur particulier d’électricité français est relativement protégé grâce aux tarifs réglementés. Ceux-ci s’appuient principalement sur les coûts de production, même s’ils prennent également en partie en compte l’évolution des prix de marché depuis quelques années, afin de permettre aux fournisseurs alternatifs à EDF de proposer des offres compétitives par rapport aux tarifs réglementés. Ainsi, alors que le prix de marché de l’électricité a été multiplié par 3-4 depuis un an, le tarif réglementé de l’électricité devrait augmenter de 12% en janvier 2022. Bien entendu, il faut garder à l’esprit que les coûts de production ne constituent qu’un tiers environ de la valeur des tarifs réglementés, le reste concerne les coûts d’accès au réseau, de commercialisation et différentes taxes. Toujours est-il que l’augmentation prévue est très inférieure à l’envol du prix de marché.
  Notons que les tarifs réglementés présentent surtout un intérêt dans le cadre d’une production qui est elle-même largement indépendante des fluctuations des marchés des combustibles fossiles et du CO2. Si la production électrique s’appuie sur des combustibles fossiles, les tarifs réglementés sont de peu d’utilité, et c’est pour ça que bon nombre de pays européens ont moins de mal que la France à y mettre fin. En effet, pour faire bénéficier le consommateur de tarifs inférieurs au marché en profitant de coûts de production faibles… encore faut-il que les coûts de production soient faibles !
  On le constate avec les tarifs réglementés du gaz qui ont augmenté régulièrement et fortement ces derniers mois, car ils doivent intégrer la hausse du prix d’achat du gaz. C’est pourquoi le « gel » de la hausse des tarifs réglementés gaz décrété par le gouvernement jusqu’en avril 2022 sera rattrapé par la suite. Pour le dire simplement, Engie va faire l’avance à ses clients au tarif réglementé des augmentations des prochains mois, et ces clients rattraperont au printemps et à l’été prochain ce qu’ils n’auront pas payé cet hiver.
  De son côté, le consommateur industriel ne bénéficie plus de tarifs réglementés de l’électricité. Il est à ce titre bien plus exposé aux fluctuations de marché que le consommateur particulier.
  Enfin, le consommateur, particulier et industriel, est également en partie préservé grâce à l’Accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH) qui permet aux fournisseurs alternatifs à EDF d’acheter jusqu’à 100 TWh d’électricité à 42€/MWh, un prix fixe défini en 2012 et qui n’a jamais été réévalué depuis. Ce prix est aujourd’hui inférieur aux coûts d’exploitation du parc électronucléaire, évalués par la CRE (7) à 48€/MWh et par EDF à 53€/MWh (8). Ce dernier point est l’un des principaux freins à l’élévation du plafond de l’ ARENH, à 150 TWh, par exemple, demandé par les fournisseurs alternatifs : tant que l’ ARENH consiste pour EDF à vendre à perte, on ne peut pas décemment en élever significativement le plafond. Il faudrait pour cela en revaloriser le montant, ce qui complexifie le débat. Relever le plafond de l’ ARENH risquerait également de susciter une opposition de la Commission européenne qui y verrait une réduction du rôle du marché…

Un envol du prix du pétrole est à attendre
  Au-delà de la situation décrite précédemment dans les secteurs du gaz et de l’électricité, des tensions sont à attendre dans les prochaines années sur le pétrole, pour des raisons similaires à celles évoquées pour le gaz : insuffisance des investissements dans l’amont par rapport à une demande mondiale croissante, là-encore tirée par l’Asie du Sud-Est. Cette situation n’est pas une nouveauté et elle était anticipée dès avant la pandémie (9) qui l’a à la fois probablement repoussée et aggravée en réduisant les investissements (10).
  Depuis le passage du pic d’extraction de pétrole conventionnel en 2008 (11), c’est le boom des pétroles non conventionnels qui a permis de répondre à la croissance de la demande mondiale : pétroles de réservoir compact, « schiste », aux États-Unis et, dans une moindre mesure, pétroles synthétiques issus de sables bitumineux au Canada. Or, l’industrie du pétrole non conventionnel des États-Unis a changé de stratégie. Après avoir investi pour maintenir une croissance forte pendant la dernière décennie sans atteindre la rentabilité, elle vise désormais à assurer sa rentabilité plutôt que de poursuivre sa croissance. Ses bénéfices sont donc reversés à ses investisseurs plutôt que d’être réinvestis dans de nouveaux forages. Le DG de Pioneer, l’une des principales entreprises du secteur, a d’ailleurs récemment déclaré qu’il ne fallait plus compter sur l’industrie du pétrole « de schiste » pour répondre à la croissance de la demande, en se défaussant pour cela sur l’ OPEP(12).
  Le résultat de tout cela est un risque de pénurie, reconnu par l’industrie. En février 2021, Helle Kristoffersen, Vice Présidente Stratégie de Total, annonçait un possible écart offre-demande au niveau mondial de 10 millions de barils par jour à horizon 2025 (13), ce qui représente peu ou prou 10% de la consommation mondiale pré-Covid. Plus récemment Patrick Pouyanné a de nouveau évoqué ce sujet lors de la REF(14) du MEDEF en août (15).
  Ainsi, si le prix du baril est aujourd’hui modérément élevé, environ 80$ pour le Brent, il faut s’attendre à ce qu’il augmente en tendance dans les prochains mois ou années. Enfin, pour des raisons de substituabilité, ce qui se passe sur le pétrole et sur le gaz est partiellement lié : le niveau très élevé du prix actuel du gaz entraîne le fonctionnement de centrales électriques à fioul, ce qui joue marginalement sur la demande de pétrole. Demain l’inverse peut être vrai, le gaz étant le substitut le plus direct au pétrole pour un certain nombre d’applications, chauffage, mobilité lourde, industrie…, . C’est ce qui s’est passé entre 2008 et 2014 lorsque le prix du pétrole était supérieur à 100$/b.

En conclusion : que peut-on faire ?
  Il est tout d’abord nécessaire d’acter le fait que la situation actuelle est mondiale et qu’au-delà des éléments conjoncturels qui se résorberont avec le temps, d’autres éléments structurels laissent à penser que le prix de l’énergie en général sera significativement plus élevé dans la décennie à venir que ce à quoi nous nous sommes habitués pendant la décennie passée.
  Pour ce qui est du prix des matières fossiles, pétrole et gaz principalement, le charbon n’est plus un sujet en France, il n’y a pas 36 solutions : réduire notre exposition aux fluctuations des marchés impose de réduire notre dépendance à ces matières, donc de planifier notre sortie progressive du pétrole et du gaz fossile. Cette trajectoire est d’ailleurs également nécessaire pour que la France atteigne ses objectifs climatiques. Si l’on prend du recul et que l’on considère le problème à l’échelle européenne, c’est encore loin d’être gagné. Autant dans le cas du pétrole, il existe une volonté d’en réduire significativement la consommation : la Commission européenne prévoit par exemple d’interdire la vente de moteurs thermiques en 2035, autant sur le gaz la situation est bien plus problématique. Comme cela a déjà été mentionné, de nombreux pays européens prévoient d’accroître durablement leur dépendance au gaz fossile. C’est d’ailleurs pour cela que les éléments de langage apportés par la Commission européenne en réponse à la crise actuelle sont encore largement en décalage avec les déterminants de cette crise : comment dire à des Etats qui comptent s’appuyer davantage sur du gaz fossile que répondre à cette crise impose au contraire de réduire leur dépendance au gaz fossile ?
  Dans le secteur de l’électricité par contre, il y a plus de marges de manœuvre, du moins en France. À court terme, la baisse des taxes annoncée par le gouvernement pour janvier est une mesure pertinente. Les taxes sur l’électricité ont fortement augmenté entre 2002 et 2016 pour financer les énergies renouvelables. Alors que le prix de l’électricité sur les marchés a explosé et que les compléments de rémunération versés par l’Etat pour soutenir les filières renouvelables diminuent d’autant, réduire la taxation de l’électricité apparaît comme un levier approprié, et surtout actionnable rapidement.
  À moyen terme, il conviendrait de maximiser le bénéfice pour les consommateurs particuliers et industriels français de la « rente » nucléaire et hydraulique. Ces installations produisent en effet à faible coût et indépendamment du prix des combustibles fossiles et des droits à émettre du CO2, vu qu’elles n’en émettent pas. On pourrait donc par exemple envisager un système dans lequel ces actifs seraient nationalisés et la totalité de la production vendue à un tarif réglementé, qui couvre les coûts d’exploitation, aux différents fournisseurs pour qu’ils en fassent bénéficier leurs clients. Pour que cette « rente » soit durable, il faudrait également décider rapidement d’investir dans de nouvelles centrales nucléaires destinées à venir renforcer le parc actuel et, à terme, à le remplacer.  Sans cela, la France sera à terme contrainte d’ouvrir de nouvelles centrales à gaz et elle perdra cet avantage pour l’environnement, la société et l’économie.
  Enfin, la réduction de la consommation d’énergie, à la fois sobriété et efficacité, l’électrification des usages, la flexibilisation de la demande électrique, le développement de certains moyens de stockage comme les stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) et les services réseau rendus par les véhicules électriques, Vehicle to Grid ou Vehicle to Home, ainsi que la promotion des énergies non fossiles et bas carbone thermiques, biogaz, pompes à chaleur, solaire thermique…, sont autant de leviers à actionner simultanément pour réduire notre exposition aux combustibles fossiles dans tous les secteurs.

Sources / Notes

  1. European governments consider billions in aid to weather soaring gas prices, Financial Times. 
  2. Ibid.
  3. En pratique, l’approvisionnement en gaz s’appuie sur différents contrats, dont certains de long terme. Tout l’approvisionnement gazier n’est donc pas dépendant des prix spot.
  4. Soit un prix du gaz de 100 €/MWh contre 30 €/MWh avant le Covid, le surcoût est de 70€/MWh de gaz. Pour une centrale ayant un rendement de 60%, le surcoût est donc de 117 €, arrondi à 120€, par MWh électrique. 
  5. Regarder les données de marché de RTE éco2mix pour s’en convaincre. 
  6. Sauf si l’augmentation du prix de l’énergie entraîne une destruction de demande compensant ce surcroît d’émission.
  7. Commission de régulation de l’énergie 
  8. Info Contexte - Le « vrai coût » du nucléaire d’EDF est de 48 euros, 10 septembre 2020. 
  9. P. Hacquard, M. Simoën et E. Hache, Is the oil industry able to support a world that consumes 105 million barrels of oil per day in 2025?, Oil Gas Sci. Technol. – Rev. IFP Energies nouvelles, 74 (2019) 88. 
  10. M. Cordiez et B. Louvet, « Coronavirus : déjà complexe, la situation pétrolière devient critique », Marianne, 2 avril 2020
  11. IEA, World Energy Outlook, 2018 
  12. US shale drillers cannot contain oil price rise, Pioneer boss says, Financial Times. 
  13. https://oilprice.com/Energy/Energy-General/Oil-Major-Total-Sees-10-Million-Bpd-Supply-Gap-In-2025.html 
  14. Rencontre des entrepreneurs de France 
  15. https://www.youtube.com/watch?v=RmzByMzYfHU

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