ENCORE ET ENCORE DES USINES ENR, JUSQU'AU BOUT DE LA NUIT FRANÇAISE

  Il était une époque où, nous, Français, avions l'extrême privilège grâce à une armada de réacteurs nucléaires, de vivre dans le confort et l'assurance d'une électricité 24 heures sur 24, tout au long de l'année, à un prix du kWh compétitif, comparé à la situation de nos malheureux voisins, jaloux. Cette aisance au quotidien nous amenait à penser que le simple geste d'allumer une ampoule était devenu naturel, comme respirer. Puis, patatras ! l'été pris fin et de gros nuages s’amoncelèrent et, l'avantage du nucléaire disparu ! Depuis, des ombres chinoises recouvrent nos territoires et pourrissent nos vies de privilégiés de la lumière ! Et dire, que tout cela s'est fait et se fait, avec l'accord, en toute conscience, de nos gouvernants migrateurs successifs !...

  Les information suivantes, sont extraites de : Comment évoluent les prix de l’électricité en France ?

 

Historique du " Marché de l'électricité "
    À partir des années 1990, l’Union européenne poursuit l’objectif d’achever le marché unique, en cours de réalisation, en l’étendant au domaine de l’énergie. Avec plusieurs législations, elle applique progressivement les principes de concurrence au secteur de l’électricité, remettant en question la position dominante des opérateurs historiques, à l’image d’EDF en France ou Enel en Italie, souvent constitués en monopoles publics.  

• 1990 : adoption des deux premières directives concernant l’électricité. La première vise à assurer une transparence sur le prix au consommateur, la seconde à soutenir le transport d’électricité entre États européens, même lorsqu’ils ne sont pas voisins.
• 1996 : adoption de la première directive sur la libéralisation du secteur de l’électricité. Après quatre années de négociations, l’UE acte l’ouverture à la concurrence dans les domaines de la production et de la fourniture.
• 2003 : une directive approfondit l’ouverture à la concurrence. Depuis 2007, tous les Européens peuvent choisir leur fournisseur d’électricité.
• 2009 : une directive précise la séparation des activités de transport et de distribution des entreprises du secteur.
  

Pourquoi les prix de l’électricité augmentent-ils ?
  Malgré l’ouverture du marché de l’énergie à la concurrence, le prix de l’électricité continue d’augmenter depuis plusieurs années. Les raisons de ces hausses sont multiples. D’abord, l’entretien et la modernisation du réseau électrique coûtent cher au contribuable. La transition énergétique et les investissements dans les énergies renouvelables ainsi qu’une forte taxation de l’énergie en France y sont également pour quelque chose.

 Historique des prix de l’électricité en France

  - Entre 2008 et 2012 : des évolutions tarifaires contenues dans un contexte de récession.

 

 Entre 2008 et 2012, les tarifs réglementés de l’électricité n’augmenteront pourtant en moyenne que de 2 % par an, malgré les dépenses faramineuses d’EDF.

 

   - Prix de l’électricité en 2015, 2014 et 2013 : des hausses pour rattraper l’augmentation des coûts d’EDF.

La décision est prise en concertation avec les associations de consommateurs et la CRE d’augmenter le prix de l’électricité de 5 % en 2013, puis de nouveau de 5 % l’année suivante. Cette seconde hausse sera finalement lissée sur deux ans : +2,5 % en 2014 et +2,5 % en 2015.

 

- Comment ont évolué les prix de l’électricité en 2016, 2017 et 2018 ? 

 

Sur cette période de 3 ans, la hausse des tarifs n’a pas excédé les 2 %. Cette accalmie pour les consommateurs n’a malheureusement pas duré avec les récentes augmentations que l’on connaît.

 

  - Très forte hausse des prix de l’électricité en 2019

   2019 est une année noire pour le budget des ménages, en ce qui concerne les prix de l’électricité. Avec près de 10 % de hausse en 12 mois, le pays a connu en un été sa plus forte hausse depuis la libéralisation du marché de l’énergie :

• +5,9 % TTC en juin 2019;
• +1,23 % TTC en août 2019.

  - Les prix de l'électricité en hausse en 2020

   Une nouvelle hausse du prix de l’électricité est entrée en vigueur le 1ᵉʳ février 2020 : +2,4 % TTC,[...] Cette nouvelle hausse est principalement due au gel des prix de l’énergie durant l’hiver 2019. En plein mouvement des Gilets jaunes, le gouvernement avait choisi de ne pas augmenter les prix du gaz et de l’électricité afin de ne pas entrainer de nouvelles contestations.

  - Hausse du prix de l’électricité en 2021

   La Commission de Régulation de l’Énergie, CRE, a annoncé une première hausse du prix de l’électricité de 1,6 % TTC pour le 1ᵉʳ février 2021. [...] Les tarifs réglementés de vente de l’électricité, TRV, ont de nouveau augmenté au 1ᵉʳ août 2021. La CRE a en effet proposé une hausse du prix de l’électricité de 0,48 % TTC pour les particuliers et de 0,38 % TTC pour les professionnels. [...]   L’évolution du 1ᵉʳ août 2021 est principalement due à l’entrée en vigueur de la sixième version du TURPE — tarif d’utilisation du réseau public d’électricité. C’est ce dispositif qui permet de financer le transport et la distribution de l’électricité en France. La CRE a prévu d'augmenter progressivement le montant du TURPE jusqu’en 2024 pour financer les investissements d’Enedis et de RTE dans la maintenance du réseau et pour la transition énergétique. Le TURPE a augmenté d’1 à 2 % par mois chaque année et devrait de nouveau connaître une hausse en 2024.

 

  - Le prix de l’électricité en 2022 plafonné grâce au bouclier tarifaire

  [...] Le prix de l’électricité étant indexé sur celui du gaz – car ce dernier est fréquemment utilisé pour la production électrique – les marchés ont une nouvelle fois connu d’importantes hausses.  Pour préserver le pouvoir d’achat des ménages, le gouvernement du Premier ministre de l’époque, Jean Castex, a déposé un amendement au projet de loi de finances, PLF, 2022 qui plafonne à 4 % l’augmentation du TRV en février 2022 des tarifs réglementés de l’électricité.

 

  - Deux hausses des prix de l’électricité en 2023

   Si le bouclier tarifaire a été reconduit en 2023, notamment avec un maintien du gel des taxes, il n’a pas suffi à contenir les prix de l’électricité pour les consommateurs. En effet, le gouvernement a dû se résoudre à 2 augmentations successives du tarif réglementé de vente :

• 15 % supplémentaires au mois de février 2023; 
• une nouvelle hausse de 10 % en août 2023.

En conclusion :

• les prix de l’électricité ont augmenté de 50 % en 10 ans;
• la tendance est à la hausse constante.

Évolution du prix du kWh, entre 2019 et 2024. 

 

Dans ces conditions, pourraient-on, si l'État en avait la volonté, sortir du marché de l'électricité ? 

  " Le marché intérieur de l’énergie de l’Union est fondé sur le traité sur le fonctionnement de l’Union européenne — articles 114 et 194 — et le règlement sur le marché intérieur de l’électricité, adopté en 2019 par le Parlement européen et le Conseil – qui réunit les États membres. Le but affiché est de garantir le bon fonctionnement, mais aussi de soutenir la décarbonation du secteur énergétique de l’Union européenne, en supprimant les obstacles aux échanges transfrontaliers d’électricité et en permettant la transition vers une énergie propre. Le tout en honorant les engagements pris lors de l’Accord de Paris sur le Climat. Or, aucun de ces textes européens ne permet à un État membre de se retirer du marché européen de l’énergie. Deux voies légales existent pour faire échapper l’électricité à ce marché : d’abord convaincre le Parlement européen et une majorité suffisante d’États de réformer le système existant. Cela nécessiterait un nombre suffisant d’alliés au sein de l’Union européenne pour soutenir la réforme et la faire voter. C’est ce qu’ont fait l’Espagne et le Portugal. Autre possibilité ensuite, le retrait français de l’Union européenne,[...] Une troisième voie existe où la France pourrait décider d’enfreindre en toute connaissance de cause le droit européen. La Commission européenne réagirait certainement en lançant des procédures d’infraction. La Cour de justice de l’Union européenne pourrait alors intervenir avec pour conséquence ultime des sanctions financières pouvant aller jusqu’à plusieurs dizaines de millions d’euros. Et si le gouvernement refuse de payer, la Commission pourra déduire cette amende des subventions qu’elle verse chaque année à la France. "

Source.

  C'est dire qu'on est mal animal !... 

  Bonne nuit et bonne chance.

* Lire dans l'article ci-devant : Loop Flow  : "  lorsque l’électricité circule d’un pays A vers un autre pays B — qui n’est pas impliqué dans la transaction commerciale— et de là, à un autre endroit, vers le pays d’origine A, on parle de flux de bouclage en anglais : " Loop Flow ". L’électricité produite à l’intérieur d’un pays est donc consommée dans ce même pays, mais elle utilise entre-temps des lignes étrangères et réduit dans le sens du flux les capacités de transport disponibles pour les échanges d’électricité.

  Les flux d’électricité non planifiés peuvent certes être réduits par le renforcement et le développement du réseau, mais ils ne peuvent jamais être totalement évités. Par ailleurs, l’installation de transformateurs déphaseurs permet également de mieux gérer les flux d’électricité et de délester ainsi les réseaux voisins. "

Source. 

 

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L’entêtement : une exception française

  L’évolution de la production électrique européenne a amené son gestionnaire de réseau Entsoe à en identifier les 2 risques majeurs pour la sécurité de l’approvisionnement électrique :

• L’augmentation de la part d’énergies renouvelables qui augmente les risques d’écroulement du réseau par manque d’inertie.
• La diminution de la production renouvelable qui empêche alors de « couvrir la demande pendant les périodes de pénurie prolongées avec une très faible production d’énergie renouvelable variable (VRE), comme les semaines d’hiver sans vent ».
  

  L’Allemagne vient de faire l’expérience de ce second paramètre avec le Dunkelflaute de novembre, ou période sombre et sans vent, qui fait grimper les prix de l’électricité dès que le froid arrive. La prudence allemande, développée dans cet article, y sera confrontée à l’exception européenne de l'entêtement français qui préfère s’appuyer sur les caprices du vent.

La prudence allemande
  Le 6 novembre 2024, les éoliennes allemandes n’ont quasiment rien produit de la journée, tombant même à 44,2 MW, dont rien du tout pour l’éolien en mer à 14 heures, soit un facteur de charge de 0,06% pour les 71 720 MW éoliens installés en Allemagne.

Source : production électrique —éoliennes — institut Fraunhofer

  Sa mise en route de moyens de pointe a porté le prix du MWh allemand à 820 € lors du pic de consommation, contre 128 €/MWh en France au même moment, la saturation des interconnexions leur interdisant alors d’importer davantage. Malgré le prix à payer ponctuellement, l’électricité a été fournie. Pour mémoire, le coût de l'énergie non distribuée mentionné à l'article L. 141-7 du code de l'énergie est fixé à 33 000 €/MWh.

   Et le critère de sécurité d'approvisionnement du système électrique mentionné à l'article D. 141-12-6 du code de l'énergie est tel que :
   - la durée moyenne de défaillance annuelle est inférieure à trois heures; et
   - la durée moyenne de recours au délestage pour des raisons d'équilibre offre-demande est inférieure à deux heures.

  Pour répondre au défi de telles pannes de vent, l’Allemagne a fait le choix d’entretenir un doublon pilotable de centrales thermiques, essentiellement à gaz, dont les scénarios à long terme n’ont pas prévu de se passer, pour faire face à l’électrification programmée des usages. L’illustration de l’évolution du parc thermique envisagée dans le scénario de référence de l’institut Fraunhofer, ci-dessous, est édifiante sur ce point, malgré l’augmentation prévue, dans ce même scénario de 525% du parc renouvelable.

Source : scénario de référence institut Fraunhofer

 

L’entêtement français

  Pour éviter des coupures, voire des blackouts lors de telles périodes critiques, la France a mis en place, en janvier 2017, un mécanisme unique en Europe en créant un marché de capacités. En octobre 2021, la Commission de régulation de l'énergie, CRE, constatait cependant que les bénéfices de ce mécanisme pour la collectivité, mis en évidence par le retour d’expérience, se fait « au prix d’un transfert financier important des consommateurs vers les exploitants de capacités ». 

  Ce mécanisme donne obligation à tous les fournisseurs de disposer de certificats de capacité établissant leur aptitude à répondre aux besoins de leurs clients.

  Le Réseau de Transport d'Électricité, RTE, tient le registre du niveau de capacité certifié : NCC. En toute logique, on y trouve 1 614,3 MW de charbon sur les 1 800 installés, valorisant ainsi une capacité de secours dont le facteur de charge n’était que de 5% sur l’année 2023 avec une production de 0,8 TWh, mais dont la disponibilité quasi intégrale est garantie toute l’année, ainsi que l’illustre ci-dessous le site RTE de ces données en temps réel.

 

  On trouve également dans le registre de certification celle de 3 560,9 MW d’effacement, de 713,5 MW de batteries, ainsi que la quasi-totalité de celle des turbines à combustion, soit 1 799,6 MW sur les 2 GW installés, dont 1,4 au fioul, selon le bilan RTE 2023, qui précise que ces dernières, dont le recours d’« extrême pointe » est indispensable pour passer les périodes critiques, ne seront pas autorisées à produire davantage que l’équivalent de 400 heures par an pleine puissance dès 2025. D’où la nécessité de leur valorisation par le mécanisme de capacité dont le coût est répercuté sur le consommateur. 

 

L’invité surprise

  Mais il est plus étonnant d’y trouver la certification de capacité de 3 833,7 MW éoliens terrestre et 159,2 MW en mer, soit 3 992,9 MW certifiés sur un total de 2 3273 MW installés, qui représentent 17,1 % de leur puissance totale, ainsi que l’illustre le registre de RTE reproduit ci-dessous.

L’usine à gaz

  RTE a participé à l’élaboration d’une fiche pédagogique expliquant le mécanisme financier de certification, qui fait obligation au portefeuille de tout fournisseur de détenir autant de MWh de capacité à la pointe qu’il ne consomme de MWh à la pointe. De plus, le gestionnaire de réseau de distribution, GRD, a l’obligation de conclure un contrat avec chaque entité de certification, EDC, c'est-à-dire notamment tout parc éolien raccordé à son réseau.

 Un régime dérogatoire fait exception au régime générique, qui se fait certifier par la « méthode de calcul sur le réalisé », tandis que les capacités soumises au régime dérogatoire sont « les capacités des filières solaire ou éolien — OA ou non, dont la source d’énergie primaire est soumise à un aléa météorologique conférant un caractère fatal  à la production. »

  Leur capacité est évaluée par la méthode normative, c'est-à-dire : qui se dispense de toute collecte de données sur la capacité effectivement réalisée. Des coefficients spécifiques aux filières étant utilisés pour l’évaluation du Niveau de Capacité Certifié, NCC, en méthode normative.

  L’illustration ci-dessous n’est destinée qu’à montrer le parcours du combattant destiné notamment à valoriser le développement des capacités certifiées des éoliennes lors des prochaines périodes critiques, qui seront structurellement sans vent.

Prime unitaire de gestion

  Cette usine à gaz a pourtant un coût, porté par le consommateur, dont le prix à payer à chaque étape de cette certification. Laquelle est compensée pour le producteur par une prime unitaire de gestion , qui est « représentative des coûts supportés par le producteur pour valoriser sa production sur les marchés de l'énergie et de capacité ». L’arrêté tarifaire du 6 mai 2017 pour l’éolien prévoit une prime unitaire de gestion de 2,8 €/MWh.

  Cette usine à gaz, vient s’ajouter aux différents autres mécanismes décrits dans l’article « Pourquoi il est urgent de dégraisser le mammouth ».

  Et fait regretter la grande époque du quasi-monopole d’État de EDF, libre d’opter pour les solutions qui lui semblaient les plus efficaces.

 

L’excédent français

  La France est premier exportateur mondial d’électricité quasiment chaque année depuis 1990, tandis que sa consommation affiche une baisse structurelle qui accuse, en 2023, la plus basse consommation brute jamais enregistrée depuis 2004. Même en corrigeant ces chiffres pour en supprimer les effets du réchauffement des températures sur la baisse de la consommation, ainsi que l’illustre ci-dessous le bilan 2023 de RTE.

Ce n’est pas pour autant que le parc de production est capable d’affronter une vague de grand froid sans devoir recourir aux importations, dont la disponibilité est elle-même tributaire de celle des interconnexions. Mais cela ne justifie alors que le soutien public de la disponibilité des moyens de production pilotables d’extrême pointe.

Car ce mécanisme a un coût.

La CRE évalue régulièrement le prix plafond de négociation de ces capacités certifiées. En 2021, elle le fixait à 60 000 €/MWh pour 2023 et 2024.

EDF a publié un éclairage sur leurs enchères. Celles-ci connaissent une baisse tendancielle des cours et un maximum de 35,37 €/kW pour les livraisons en 2024. (35 379 €/MW). On peut se demander la raison d’une telle valorisation des MW éoliens installés dont les parcs ainsi rémunérés sont susceptibles de ne rien produire du tout au moment des pointes de consommation.

Annus horribilis [année horrible ]

  L'année 2022 fait exception dans l'histoire de notre parc de production qui, pour la première fois depuis 1990, a connu un solde import net d'électricité. Le 4 avril, le marché français atteignait le plafond autorisé de 3 000 €/MWh, entraînant ainsi automatiquement son relèvement à 4 000 euros. Ce nouveau plafond de 4 000 euros a d’ailleurs été atteint dans les pays baltes, faisant déjà annoncer son relèvement automatique à 5 000 euros le 20 septembre 2022.

  Mais ce 4 avril, les interconnexions étaient saturées par les loop flows [ flux de bouclage*] allemands qui transitaient sur notre réseau, selon le rapport de la CRE qui expliquait « Les capacités d’import de la la France sont plus limitées en cas de forte production éolienne en Allemagne » et relevait seulement 3 597 MW de capacité d’import disponible depuis la Belgique et l’Allemagne, le 4 avril à 8 heures, contre une capacité moyenne disponible de 8 364 MW.

  Dès lors, RTE avait dû faire appel au coûteux mécanisme d’ajustement, avec des offres d’activation jusqu’à 3 512 €/MWh qui dépassaient ainsi le plafond du marché.

   Notons que l'offre la moins chère correspond en toute logique au cours exact du marché et que la plus chère le dépasse largement, mais sans se répercuter sur le marché qui était alors plafonné à 3000 €/MWh.
  Malgré son coût, ce dispositif a permis d’éviter des délestages dont le prix de l’électricité non distribuée est évalué à 33 000 €/MWh, celui-ci correspondant, selon la définition de la CRE, à « la valeur des pertes économiques subies par les consommateurs lors des coupures d’électricité ». 

  La question n’est d’ailleurs même plus de savoir ce qu’on aurait pu faire de plus rationnel avec cet argent des contribuables-consommateurs que subventionner à l'avance les éoliennes pour le secours qu'elles seront supposées rendre en pareil cas, mais de chiffrer les coûts que l’entêtement dans cette fuite en avant induit sur les réseaux, ainsi que sur la rentabilité des moyens pilotables décarbonés tels que le nucléaire ou l'hydraulique.

 

Sur le Web.