Une nouvelle conception des marchés de gros de l'électricité en Europe, Pr Steve Thomas, PSIRU Public Services International Research Unit Université de Greenwich,

 

De nombreux points intéressants dans cette analyse réalisée pour le syndicat européen EPSU (European Public Sector Union). Suite du blog précédent https://www.blogger.com/blog/post/edit/7992602882194696168/2030896158026849721

 

1) Le constat de l ‘échec du marché est maintenant partagé par la Commission elle-même

 

« La montée en flèche des prix de l'électricité met maintenant en évidence, pour différentes raisons, les limites de la conception actuelle de notre marché de l'électricité. [Le marché] a été développé dans des circonstances et pour des objectifs complètement différents. Il n'est plus adapté à sa finalité. C'est pourquoi nous, la Commission, travaillons maintenant à une intervention d'urgence et à une réforme structurelle du marché de l'électricité » (Ursula  Van Der Leyen , aout 2022, https://www.euronews.com/my-europe/2022/08/29/energy-crisis-ursula-von-der-leyen-calls-for-emergency-intervention-in-electricity-market)

 

2) Ce que devait faire le marché  et qu’il ne fait pas _ les conséquences

 

2a) Ce que devrait faire le marché

 

1) fournir un prix de référence visible et facilement accessible

 

2) équilibrer l’offre et la demande en rémunérant le producteur le plus cher

 

3)  Emettre des  signaux de prix émis par le marché stimulant les investissements nécessaires

dans de nouvelles capacités

 

Or il a échoué sur ces trois points. Les raisons :

 

-Le marché de l’électricité a été fondé sur le modèle des marchés internationaux des  matières premières échangées au comptant avec des prix publics.  Or l’'électricité est coûteuse à stocker et constitue un achat vital sans substitut immédiat. Les acheteurs seront donc incités à payer des prix très élevés plutôt que d'être confrontés au désastre économique et social des coupures de courant.

 

Les fluctuations inévitables des prix qui accompagnent le modèle des produits de base, bien illustrées par l'impact des prix élevés du gaz de 2021/22, ne sont pas appropriées pour un produit de base essentiel comme l'électricité. (Cycle du porc)

 

-La nécessité impérieuse d'un équilibre précis entre l'offre et la demande à chaque instant et la difficulté de stocker l'électricité font que cet équilibre ne peut être laissé aux aléas du marché.

 

-L'absence de substituts et le rôle vital de l'électricité dans la société moderne signifient qu'en période de pénurie, les prix sont susceptibles d'augmenter de façon spectaculaire

 

Ces lacunes ont longtemps été masquées par la position dominante des fournisseurs historiques, producteurs/détaillants intégrés, qui contournaient simplement le marché en se vendant leur production à eux-mêmes, ce qui signifie que les prix du marché n'avaient aucune crédibilité

 

-  les nouvelles capacités à faible émission de carbone ne peuvent pas être fournies par le marché :

 

Les énergies renouvelables et l'énergie nucléaire sont des options à coût fixe élevé et à coût  d'exploitation relativement faible. La technologie des énergies renouvelables évolue rapidement, avec des coûts en baisse et des performances en hausse. Pour le nucléaire, les risques de construction sont élevés et les coûts réels augmentent. Les risques pour toutes les capacités à faible émission de carbone (nucléaire, ENR) sont suffisamment importants pour que les nouvelles capacités ne soient construites que si elles sont totalement protégées du marché, ce qui peut se faire, par exemple, par le biais de tarifs de rachat (Feed-in Tariffs - FiTs) ou de contrats d'achat d'électricité à long terme à des prix non liés au marché, tels que les contrats pour différences (CfDs)

 

Intégriste du marché, la Commission européenne a essayé de faire en sorte que les prix des tarifs de rachat, généralement pour les sources de petite capacité comme le solaire photovoltaïque, soient liés aux prix de la bourse de l'électricité. Cela semble peu judicieux, d'une part parce que les prix de la bourse de l'électricité risquent de devenir de moins en moins représentatifs du prix de gros de l'électricité et, d'autre part, parce que ceux qui utilisent les tarifs de rachat, souvent de petites entreprises, n'ont probablement pas les compétences nécessaires pour juger commercialement du risque lié à un prix variable imprévisible. Lier les tarifs de rachat au marché risque  d'étouffer les investissements dans les énergies renouvelables à petite échelle.

- le problème de la pointe devient de plus en plus critique  :

 

Pour les centrales de pointe, le risque lié à la conception actuelle du marché est que les centrales nécessaires pour assurer la sécurité de l'approvisionnement ne reçoivent pas suffisamment de revenus.

L'influence de la météo deviendra plus importante à mesure que l'électricité prendra le relais du gaz pour répondre aux besoins croissants de chauffage et de refroidissement de l'espace. Par exemple, déjà en France, où le chauffage électrique des locaux est courant, une baisse de température de 1°C augmente la demande de l'équivalent de la production d'un grand réacteur nucléaire.

Pour contrer ce phénomène, les États membres ont commencé à introduire des "paiements de capacité", il s'est avéré difficile de concevoir des régimes qui ne visent que les centrales de pointe et la plupart des régimes prévoient des paiements pour un nombre suffisant de centrales au total pour répondre à la demande de pointe prévue. Les paiements de capacité ne sont généralement disponibles que pour les centrales répartissables, c'est-à-dire les centrales qui peuvent produire à tout moment et qui peuvent garantir qu'elles seront disponibles pour produire lorsque cela sera nécessaire.

NB : ce qui exclut les ENR

 

Si la raison d'être de ces programmes est claire, ils passent outre un élément clé de la conception du marché, à savoir que l'entrée et la sortie du marché doivent être déterminées par les signaux de prix du marché au comptant. Ils constituent une grave distorsion du marché. Cela suggère qu'il n'y a jamais eu de marché libre fonctionnel, mais plutôt un projet politique nécessitant des ajustements constants.

 

3) Que doit réaliser une bonne conception du secteur de l'électricité : Il doit fournir des approvisionnements à prix abordables , fiables et écologiquement acceptables ou durables à court terme.

 

Prix abordables : Dans les monopoles réglementés, la "planification du moindre coût" a été utilisée. Dans ce cas, la combinaison de ressources la moins coûteuse nécessaire pour répondre à la demande de manière fiable est identifiée, et la planification du système est basée sur cette combinaison de ressources. Ce processus est généralement mené par un organisme indépendant qui n'a pas d'intérêt direct dans les options choisies… la philosophie de la planification du moindre coût, selon laquelle les consommateurs veulent le prix global le plus bas pour le service, et non le prix le plus bas du kWh, devrait être à la base de la conception du secteur de l'électricité.

 

Fiabilité : Les sources à faible teneur en carbone ont tendance à être basées sur des ressources nationales telles que le vent et le soleil, de sorte que la transition vers une production à faible teneur en carbone augmentera inévitablement l'autosuffisance nette. Pour lisser les fluctuations de la disponibilité des ressources, de sorte que lorsque, par exemple, le soleil ne brille pas à un endroit, l'électricité d'une région ensoleillée peut être exportée vers le pays qui en a besoin

 

Durabilité Le changement climatique signifie que la priorité doit être d'éliminer progressivement les

combustibles fossiles pour les nouveaux investissements. Les énergies renouvelables, l'énergie nucléaire et les mesures d'efficacité énergétique restent donc les principales options pour de nouveaux investissements.

 

4. Une nouvelle conception du secteur de l'électricité

Le principal obstacle à la réforme du secteur de l'électricité sous une forme adaptée aux réalités actuelles du changement climatique pourrait être les intérêts particuliers à la conservation de la concurrence… Cela semble suggérer une mentalité selon laquelle les marchés sont une fin utile en soi plutôt qu'un simple moyen d'aider les consommateurs à obtenir la meilleure offre. Si les marchés concurrentiels ne produisent pas des prix plus bas que les alternatives, ils ne sont pas justifiés

 

Depuis l'adoption de la première directive sur l'électricité en 1996, la FSESP a fait valoir qu'une conception du secteur de l'électricité fondée sur le marché libre n'est ni faisable ni durable. Les caractéristiques économiques des options à faible émission de carbone les rendent encore moins adaptées à un marché libre que les options de combustibles fossiles qui dominaient en 1996. Toutefois, cela n'exclut pas l'utilisation de mécanismes concurrentiels.

Par exemple, les ventes aux enchères de capacités ont très bien réussi à faire baisser les prix à la consommation et pourraient constituer un mécanisme utile pour garantir la construction de nouvelles capacités à faible coût.

 

Il est difficile de faire des généralisations sur les énergies renouvelables, car chaque pays dispose de ressources qui lui sont propres....Les ressources en énergies renouvelables et la structure de la demande variant considérablement d'un pays à l'autre, la conception du marché doit pouvoir s'adapter aux caractéristiques du pays…. la conception pour un pays d'Europe du Sud avec un bon potentiel solaire photovoltaïque décentralisé installé chez les consommateurs et un pic de demande estival (demande de refroidissement) sera très différente de celle d'un pays d'Europe du Nord avec un pic hivernal (demande de chauffage) et une bonne ressource éolienne offshore.

 

Le système doit également s'adapter à la culture économique et politique du pays. Le système qui conviendrait bien à un pays où le niveau de propriété publique locale est élevé serait différent de celui d'un pays fortement centralisé où la propriété publique privée ou nationale domine.

 

Les principaux défauts du modèle de marché libéralisé de l'énergie promu dans le monde entier étaient qu'il s'agissait d'un modèle "unique" ne tenant pas compte des caractéristiques nationales spécifiques

Les programmes d'efficacité énergétique doivent être fortement ciblés sur les ménages à faibles revenus. Un système public bien conçu et non motivé par le profit contribuerait à corriger le déséquilibre entre les mesures du côté de l'offre et celles du côté de la demande.

 

L'expérience des ventes aux enchères de capacité suggère qu'il s'agit d'un mécanisme utile, en particulier pour les énergies renouvelables ( ???), qui produit des réductions de prix remarquables. Le champ très restreint des fournisseurs nucléaires et les caractéristiques spécifiques de l'énergie nucléaire signifient que les enchères de capacité ne sont pas une option pour l'énergie nucléaire

 

Le secteur de la production en gros sera de plus en plus contrôlé par l'organisation contractante pour les ventes aux enchères de capacités, et il semblerait judicieux que celle-ci évolue vers un "acheteur unique". Outre l'octroi de contrats à long terme aux nouvelles capacités, il devra proposer des contrats à plus court terme, par exemple aux énergies renouvelables arrivant au terme de leur contrat initial, y compris certains contrats à court terme, afin que l'offre et la demande s'équilibrent aussi précisément que nécessaire. Que cela se fasse par une forme de marché de compensation ou par un processus d'appel d'offres est un détail que les États membres sont peut-être les mieux placés pour déterminer.

La variabilité de la production d'énergie renouvelable tendra à rendre nécessaire le renforcement des connexions internationales afin que, lorsque, par exemple, le soleil ne brille pas dans une région, l'énergie d'une région ensoleillée puisse être exportée vers le pays qui en a besoin. ( ???)

 

Marché de détail : Il semble très improbable que les économies réalisées par les consommateurs grâce à la concurrence puissent compenser les coûts associés à la concurrence, tels que les économies d'échelle perdues, les coûts de publicité et les coûts de changement de fournisseur. Le retour à un monopole réglementé, à l'échelle régionale ou nationale, semble donc logique. Les arguments en faveur de la propriété publique des entreprises de détail à monopole réglementé sont solides.

 

Conclusion : Il est important de consacrer le temps nécessaire à la conception d'une nouvelle structure sectorielle plutôt que de se contenter de poser de plus en plus de "sparadraps" sur une conception du marché qui est largement considérée comme défaillante, et ce depuis au moins une décennie. Ce qui doit disparaître, c'est le préjugé selon lequel un marché est toujours supérieur à un système planifié.

 

5) Quelques remarques

 

1) L’échec de la conception ultralibérale du « marché » de l’électricité  est patent et met en danger imminent l’ensemble de l’économie européenne, des gros industriel électrointensifs  à l’artisan boulanger du coin de la rue. Là où il a fonctionné, c’est surtout grâce à des entorses à son principe. Seul le développement des interconnections a été positif- mais est-il vraiment dû au marché ? Pourtant les économistes « mainstream » qui conseillent le Commission européenne ou des organismes comme le CREE ne veulent pas le reconnaitre…et cela donne des séquences assez surréalistes et déprimantes. Seule une pression politique fera évaluer les choses…de préférence avant l’explosion économique et sociale. Et puis, je me répète : un économiste « spécialiste de l’énergie sans formation physique de base est tout simplement non pertinent, en général. 

 

2) Le rapport ignore les responsabilités proprement politiques qui ont conduit à la destruction de capacités pilotables en Europe (par exemple la sortie du nucléaire en Belgique et en Allemagne, fermeture de Fessenheim))… sans que le marché envoie un signal d’alarme. De même, en France plus particulièrement mais pas seulement , des capacités thermiques ont été détruites trop rapidement et de manière non coordonnés qui auraient été permis de sécuriser l’approvisionnement en période pointe ( cf note de France Stratégie, Quelle sécurité d’approvisionnement électrique en Europe à horizon 2030 ?  janvier 2021…bien avant la guerre en Ukraine)

 

3) Le rapport ne fait pas suffisamment de différence entre les sources capables de fournir une électricité décarbonnée de base pilotable et les sources variables intermittentes. Pourtant, en ce qui concerne les indispensables mécanismes de capacité, le rapport insiste justement sur la nécessité de centrales répartissables «  pouvant produire à tout moment et pouvant garantir qu'elles seront disponibles pour produire lorsque cela sera nécessaire. », ce qui exclut les énergies variables intermittentes. Le problème deviendra de plus en plus aigu avec l’accroissement des ENR qui devraient être amenées à financer les capacités supplémentaires dont le système électrique aura  auront besoin.  

La transition énergétique allemande (Energiewende) au défi des Energies Renouvelables

Une étude critique des défis de la transition énergétique allemande, à partir de données et de critiques d’organismes allemands …et des leçons à en tirer pour la France. Extraits et commentaires :

https://allemagne-energies.com/energies-renouvelables/

auteur : Hartmut Lauer, Ingénieur diplômé et Docteur – Ingénieur (Université technique de Hanovre). A travaillé plus de 35 ans dans le secteur de l´électricité en France et en Allemagne. Ancien dirigent d´un grand énergéticien allemand, il a également été membre des comités consultatifs et  techniques dans plusieurs entreprises spécialisées dans le domaine de l´énergie.

Les contraintes techniques d’une forte pénétration des renouvelables

1) Le forte proportion et la très grande variabilité des énergies intermittentes menacent la stabilité du réseau allemand et européen

« Le gouvernement allemand s´est fixé comme objectif d´ici 2030 d´atteindre une part de 30% des énergies renouvelables dans la consommation énergétique finale et de 65% dans la consommation brute d´électricité. La priorité est donnée au développement des énergies éolienne et photovoltaïque intermittentes. »

« Bien que les résultats lissés sur l´année des énergies renouvelables intermittentes soient remarquables, c´est l´instant qui compte pour sécuriser l´approvisionnement en électricité et non pas la production lissée sur une période donnée. » 

« La capacité nette installée des énergies renouvelables intermittentes (éolien et photovoltaïque) représente environ la moitié de la capacité totale installée en Allemagne fin 2019. Cependant, éolien et photovoltaïque ont produit moins de 30% du courant en 2019, ce qui correspond à un facteur de charge d´environ 18% » (A titre de comparaison, le nucléaire allemand, qui représente avec 9,5 GW environ 4,7% de la capacité installée en 2019, a produit 12,4% du courant (75,1 TWh). Cela correspond à un facteur de charge moyen de plus de 90%)

« La production très variable des énergies renouvelables intermittentes menace la stabilité du système électrique. Compte tenu des moyens de stockage très limités, les gestionnaires de réseau doivent en effet maîtriser en permanence l´équilibre du système électrique en s´appuyant notamment sur la flexibilité du système électrique, ce qui oblige à recourir régulièrement à un management du réseau accru. Depuis 2015, ces mesures de stabilisation du réseau ont gagné en importance et les coûts induits sont devenus significatifs, dépassant un milliard d´Euros par an. »

« Un autre défi des énergies renouvelables intermittentes est la répétition régulière des périodes de faible production.  L´expression courante, « Il y a toujours du vent quelque part » ne correspond pas à la réalité. L’Europe occidentale se comporte souvent comme une zone venteuse assez homogène, dominée par l’influence des grands courants océaniques ou continentaux. Le foisonnement de l´éolien au niveau européen se révèle donc peu efficace et le foisonnement solaire est lui-même limité parce que l´Ouest européen ne couvre que 1,5 fuseau horaire. Les énergies renouvelables intermittentes ne peuvent à elles seules assurer la sécurité d´approvisionnement. »

« Trois scenarios sont possibles  et se produisent effectivement : Production aléatoire soumise à une forte variation qui peut excéder la valeur de consommation maximale ; Chute brutale de la production sur une courte période ;  Longues périodes de production quasiment nulle ; »

Dans la semaine du 19 janvier au 26 janvier 2019, la production d’électricité à base d´énergies renouvelables a été particulièrement faible pendant 6 jours. La majeure partie de l’électricité a été fournie par des centrales conventionnelles.

Les trois scenarios ne sont pas une fiction théorique, ils sont bien réels. L´association européenne des producteurs d’électricité et de chaleur VGB PowerTech e.V. a publié deux études sur la performance des éoliennes en Allemagne et en Europe (VGB 2017b, 2018, 2017a). Le résultat des études sur la fréquence des épisodes de production quasi nulle d´éolien et de solaire montre entre 2010 et 2016 environ 160 épisodes de 5 jours avec une production éolienne inférieure à 5 GW et pour chaque année un épisode de 10 à 14 jours de vents faibles.

En pointe, le Photovoltaïque c’est zéro, l’éolien 1% !

Ce n’est donc pas sans raison que les GRT utilisent dans leurs bilans prévisionnels de l’équilibre offre-demande (GRT 2019a) une approche déterministe conservative, en accordant  au photovoltaïque une disponibilité de 0% et 1% à l´éolien dans la gestion des périodes de pointe pouvant atteindre une demande de ~ 82 GW.A noter toutefois que le bilan prévisionnel des GRT est une démarche théorique et suppose la simultanéité d’événements relativement improbables comme une situation de pointe combinée avec une production extrêmement faible d’énergies renouvelables, et ne tient pas compte des importations possibles dans une situation difficile.

Dans ses bilans prévisionnels annuels, RTE utilise une approche probabiliste moins conservative et considère que la puissance minimale garantie des éoliennes terrestres a 90% de chances d’être supérieure à 10 % de la puissance installée (Sapy 2018). »

Même l´approche plus optimiste de RTE ne change pas substantiellement la conclusion que l´éolien et le photovoltaïque contribuent très peu à la production en situation de pointe lors des vagues de froid et des conditions météorologiques peu favorables. De plus il ne s´agit pas d´un événement exceptionnel mais d´une situation qui se répète régulièrement. »

Rôle des interconnexions pour les échanges d´énergies renouvelables intermittentes- le mythe du foisonnement

Selon  l´UE,  les interconnexions peuvent faciliter les échanges d’électricité entre États membres et, partant, réduire la congestion et rendre les énergies renouvelables plus rentables dans certaines régions. Avec un objectif de 10 % de la capacité installée de production d’électricité d’ici à 2020 et de 15 % d’ici à 2030, les interconnexions permettront non seulement de faciliter les échanges d’électricité et d’améliorer les signaux transmis par les prix, mais aussi de renforcer la sécurité de l’approvisionnement et de garantir une approche européenne de l’électricité d’origine renouvelable.

Selon une étude française de 2014 (Flocard et al. 2014) « … le foisonnement de l’éolien au niveau européen se révèle peu efficace. L’Europe de l’Ouest se comporte souvent comme une zone venteuse assez homogène, dominée par l’influence des grands courants océaniques ou continentaux. La similitude entre les productions horaires est grande. . » …. » ..Le foisonnement solaire est lui-même limité parce que l’Ouest européen ne couvre que 1,5 fuseau horaire… « .

VGB Power Tech a démontré (VGB 2018) que la production éolienne dans 18 pays européens correspond en moyenne à 24% de la puissance installée (170 GW en 2017) et peut temporairement baisser à 4% – 5% (6 – 8 GW). Pour le transport et la distribution du lieu de production au consommateur il faut en plus tenir compte des pertes de réseau d´environ 7% à l´intérieur de chaque pays. Cela veut dire que le foisonnement, déjà assez limité, se réduit d’autant plus avec l’éloignement.

Les ingénieurs du VGB concluent que l’éolien et le photovoltaïque ne seront pas en mesure d´assurer à eux seuls la sécurité d´approvisionnement en Europe occidentale. Compte tenu du stockage d’électricité de masse, encore largement hors de portée, techniquement comme économiquement, il faut maintenir une importante capacité de centrales conventionnelles hautement flexibles en backup.

Modernisation du réseau électrique : échec et mat !

Sur 3600 km de réseau supplémentaire prévus en 2015, seuls 17% étaient réalisés en 2019!

Un approvisionnement d´électricité  basé sur des sources d’énergies renouvelables recèle de nouveaux défis pour les réseaux. Dorénavant, une grande partie de l’électricité sera injectée de manière décentralisée dans les réseaux électriques et transportée en partie sur de longues distances. On observe en effet l’accroissement d´un déséquilibre dans la production d’électricité en Allemagne.  Tandis que la production dans le nord et l’est du pays équivaut pratiquement au double de la demande, il y a un déficit dans le sud et l’ouest  où entre un quart et la moitié de la consommation annuelle d’électricité doit être assurée par des importations depuis d’autres régions.

L’électricité éolienne produite dans le nord doit être amenée à des centres de consommation électrique dans le sud et dans l’ouest de l’Allemagne. Par conséquent, le développement des grands réseaux de transport suprarégionaux et des réseaux de distribution locaux est une tâche essentielle.

C’est pourquoi 65 projets d’extension du réseau THT (très haute tension), pour un total de 7656 km, ont été décidés en 3 tranches : 1655 km en 2009, 2494 km en 2013 et 3507 km en 2015 (BNetzA 3, 2019b). L´épine dorsale est constituée par plusieurs tracés nord – sud en courant continu d´une longueur totale d´environ 2100 km.

Or la construction des lignes est lente. Outre les contraintes administratives, l’installation de nouvelles lignes se heurte aux refus des riverains et des associations de protection de la nature. Les autorités ont pris la décision de la mise en souterrain du réseau électrique pour une grande partie, sans parvenir à calmer toutes les résistances. Environ 17 % (1278 km) étaient réalisés fin 2019.

Une nouvelle loi (BMWi 2018c), approuvée en avril 2019 par le parlement, prévoit d’accélérer la procédure d’autorisation des lignes électriques. De plus, le gouvernement fédéral et les Länder se sont mis d´accord en mai 2019 sur un planning précis de mise en œuvre. Mais, en  l’état actuel des choses, les lignes à courant continu ne seront pas opérationnelles avant 2025/2026. La situation devrait donc s´améliorer après 2025…

Or l’ Energiewende complète exigerait 11.000 km…

Sauf que suite au nouvel objectif d´une part de 65% d´énergies renouvelables à la consommation d´électricité d´ici 2030, les besoins d’extension des réseaux électriques de transport sont plus importants. Il faut ajouter environ 3600 km de lignes THT aux projets actuels dont la plupart seront des renforcements de lignes existantes. Le besoin passera donc à plus de 11200 km. Entre autres des nouvelles lignes à haute tension en courant continu doivent être construites d’ici 2030 entre le Schleswig-Holstein, la Basse-Saxe et la Rhénanie-du-Nord-Westphalie, notamment pour transporter le courant produit par les éoliennes en mer du nord vers les centres de consommation plus au sud

En fait : « La très lente modernisation du réseau électrique qui ne suit pas le rythme du développement des énergies renouvelables. En attendant, le système européen est mis à contribution. Des flux appelés « loop flows » traversent les pays limitrophes pour acheminer du courant du nord au sud de l´Allemagne, perturbant les réseaux des pays voisins parfois fragiles. »

Sécurité d´approvisionnement : tant que le Parc allemand est doublement redondant, ça va , ùais quid avec la sortie du nucléaire en 2022 et du charbon en 2038 ?

« La poursuite de l’expansion des énergies renouvelables intermittentes, prioritaires sur le réseau, se révèle malgré tout exigeante pour le système électrique. La compensation des variations de la production éolienne et photovoltaïque demande une flexibilité accrue du système électrique, actuellement assurée par le recours au pilotage de la consommation (demande-site-management), l´écrêtement de la production des énergies renouvelables intermittentes et une importante capacité de centrales conventionnelles à réaction rapide en backup. Et ceci en tenant compte de la qualité de l’alimentation (respect de la tension et de la fréquence).

C´est pourquoi l’Allemagne a conservé jusqu´à maintenant un parc conventionnel confortable pouvant à lui seul faire face à une situation de pointe d´environ 82 GW. Il s´agit donc d´une vraie redondance pour suppléer aux énergies renouvelables intermittentes lors des périodes de faible production.

L’Allemagne a décidé de sortir du nucléaire d´ici 2022. A cela s’ajoute la sortie progressive des centrales à charbon et à lignite à l´horizon de 2038.  Au cours de cette transformation, des défis majeurs se manifesteront pour le maintien de la sécurité d’approvisionnement en Allemagne et en Europe…

 « Le stockage d´énergie ne remplit pas encore les conditions techniques et économiques requises pour être utilisé à grande échelle et ainsi pouvoir répondre aux besoins physiques du système.  Le développement de l’infrastructure de stockage d´énergie nécessaire pour une production « 100% d’énergie renouvelable » n’est pas une question d’années, mais de décennies. À très long terme, il faudrait encore des centrales conventionnelles pilotables pour compenser les fluctuations de la production des éoliennes et du solaire et assurer les services système. »

Les ingénieurs du VGB Power Tech ont calculé qu´il faudrait, en supprimant le parc conventionnel en support, une capacité de stockage de l´ordre de 21 TWh pour assurer l´approvisionnement lors d´un épisode de 2 semaines de vents faibles en hiver.La capacité de stockage actuellement disponible est de 0,04 TWh.. (soit 0/2%...)

Les contraintes économiques d’une forte pénétration des renouvelables

La loi sur les énergies renouvelables, entrée en vigueur en 2000, est le moteur du développement des renouvelables.  Cette loi a prévu la garantie d´un tarif de rachat sur 20 ans et l´obligation pour le gestionnaire de réseau d’acheter en priorité cette électricité.Les conditions très avantageuses des tarifs de rachat garanti ont attiré des investissements considérables, conduisant au développement massif des énergies renouvelables et à des coûts importants pour le consommateur. La hausse des épisodes avec des prix négatifs au marché spot, avec une part d´énergie renouvelable croissante, contribue également à l´augmentation des coûts.

Le prix du kWh payé par le ménage allemand est parmi les plus élevés d’Europe. La fiscalité représente plus de la moitié du prix du kWh. La majeure partie de la fiscalité est constituée par les charges de soutien aux énergies renouvelables qui ont pour le ménage allemand plus que triplé depuis 2010. Leurs coûts totaux annuels ont dépassé les 24 milliards d´Euros.

Cette loi EEG a été fortement critiquée : « Concernant l´adaptation régulière de la loi sur les énergies renouvelables électriques, on peut reprocher au gouvernement allemand cette navigation à vue et la prise de décision tardive pour stopper la hausse des coûts de soutien aux énergies renouvelables…. La Commission d’experts sur la recherche et l’innovation mise en place par le gouvernement fédéral se montre encore plus critique vis-à-vis du rôle joué par la loi « EEG ». Selon son rapport 2014 (EFI 2014)  « … la loi sur les énergies renouvelables ne contribue pas à la protection du climat, mais la rend plus onéreuse et ne montre aucun impact mesurable sur l’innovation. De ce fait, il n’existe aucune justification pour un maintien de ce dispositif de soutien aux énergies renouvelables… ».

Donc, fin des prix garantis : « Selon le Ministre Fédéral de l´Économie et de l´Énergie, les nombreuses révisions de la loi sur les énergies renouvelables (EEG) et notamment la mise en place des appels d´offres depuis 2017 ont contribué à limiter la tendance haussière des charges de soutien. Les tarifs d’achat étant valables vingt ans, les premiers contrats d´éolien terrestre et de photovoltaïque arriveront à échéance fin 2020, ce qui à partir de cette date, chaque année, «sortira » du soutien les anciennes installations, les plus coûteuses.

« Cependant, à court terme, la situation pourrait se dégrader suite la crise sanitaire liée au Coronavirus. La baisse du prix sur le marché de gros à cause de la baisse de la consommation pourrait augmenter mécaniquement la charge de soutien de 25% à plus de 84,5 €/MWh en 2021 selon une récente étude (EWI 2020), même si l’on inclut les mesures de limitation déjà prévues dans le paquet sur la protection du climat… »

Il n’y a pas qu’en France où les margoulins de l’éolien ont aussi été des profiteurs du Covid ! (cf. https://vivrelarecherche.blogspot.com/2020/04/les-enr-renouvelables-electriques-le.html)

RTE : vers le black out : Survivre à la pointe électrique !

Conditions hivernales attention !

On va commencer par un petit tweet de ceux qu‘affectionnent l’excellent Benjamin Laredo, graphe tiré tiré du site de suivi de RTE et commentaires afférents :

https://twitter.com/BenjiLAREDO/status/1201798779608940544

Premier pic à plus de 80 GW de la saison 2019-2020, on importe comme des porcs, on brûle du charbon, et l'éolien, ben ça se passe de commentaires...

Et il est où l’éolien, il sert à rien ?

Et il est où le solaire ? Il est par terre ?

Et on est encore loin des 50% de nucléaire que la loi nous impose en 2025...

Bon, si vous commencez à comprendre la problème de la pointe, bravo, vous êtes plus avancé qu’Elisabeth Borne et sa PPE bornée, et, pour en rajouter son scénario 100% ENR

Les avertissements sérieux de RTE – vers le black out !

16 février 2017 : « Cet hiver, on s'est fait un peu peur. » L'aveu hier de François Brottes, patron de Réseau de transport d'électricité (RTE), filiale d'EDF chargée de l'équilibre entre la production et la consommation d'électricité sur les lignes à haute tension, fait... froid dans le dos. Car oui, cet hiver, la France a échappé de peu, sinon au black-out général, du moins à de sérieuses coupures d'électricité.

7 octobre 2019 : RTE a baissé le courant d'une vingtaine de sites industriels énergivores lundi 7 octobre dans la soirée. C'est la deuxième fois que ce dispositif d'urgence anti black-out est activé depuis sa création dans le cadre de loi NOME de 2011. L 'incident a été discret et rapidement circonscrit, mais ce lundi 7 octobre le système électrique français a été mis à l'épreuve. Faute de production suffisante, le  gestionnaire du réseau de transport d'électricité (RTE) − qui doit assurer un équilibre permanent entre l'offre et la demande −, a dû réduire la consommation en urgence de 22 sites de production industriels aux alentours de 21 heures.

(NB il s’agit d’un arrêt brutal, qui est censé se produire sans trop de dégats, l’industiel étant censé avoir pris les précautions nécessaires, moyennant quelques indemnités)

Fin 2019 : Bilan prévisionnel RTE 2022-2023 : Une sécurité d’approvisionnement sous vigilance

La fermeture des moyens de production thermiques se poursuit avec l’arrêt des dernières centrales au charbon. En complément, le parc nucléaire connaît un programme chargé de visites décennales, entamant sa disponibilité.

De nombreux pays européens réalisent, dans le même temps, la fermeture de moyens de production thermiques à flamme et nucléaires.

Si le développement des énergies renouvelables se poursuit durant cette période, en l’absence de mise en service de l’EPR de Flamanville, il ne suffit pas à compenser les fermetures réalisées.

Donc pour la première fois, le RTE et le très politique François Brottes, d’habitude très langue de bois PPE préviennent : en 2022, ça ne passe plus ! Et, soit dit en passant, l’EPR de Flamanville étant ce qu’il est ( un prototype qui a rencontré certaines difficultés), c’est moins le retard de Flamanville qui est en cause que la fermeture de Fessenheim qui elle n’a rien d’une obligation ou d’une impossibilité technique, mais est purement politique. E qui nous obligera à garder d cvharbon, génail les écolos, c’est bon pour le réchauffement climatique…

François Brottes, président de RTE, complète : « La sécurité de l’approvisionnement est un enjeu majeur. Cela nécessite des réseaux et la flexibilité des usages »

Verstand ? Cette fois-ci, ce ne seront plus quelques industriels mais tout le monde. Vous et moi !

Et ceci encore : au détour du Schéma décennal de développement du réseau Edition 2019, RTE nous annonce une drôle de chose, une surprise. RTE prévoit une très forte augmentation de la production électrique à 2035 (640 TWh) contre 548,6 TWh en 2018,  ce qui est tout à fait à l'opposé des prévisions de consommations  faites par RTE au moment de la PPE ... qui voyait une réduction dans 3 de ses 4 scenarios et un stabilité dans le 4ème (sans parler de l'ADEME et de son scénario 100% renouvelable issu des délires assez effarants de Negawatt)

Donc on rentre dans le sérieux, et soyons clair, RTE ne croit plus à une baisse forte de la consommation énergétique, ni électrique

Et si vous voulez vous faire encore plus peur, mais attention, une vraie peur, bien réelle, bien rationnelle, lisez Michel Negynas :

Électricité : vers un black out général en Europe en 2035 ? 

Personne n’est en mesure actuellement de prévoir ce qui peut se passer en cas de problème sur un réseau européen à majorité d’énergies renouvelables aléatoires et diffuses.,

https://www.contrepoints.org/2019/09/06/352971-electricite-vers-un-black-out-general-en-europe-en-2035

Pourquoi on ne passera plus la pointe . L’étrange alliance des ultra libéraux et des ultra écolos

Explications tirées d’un thread de l‘excellent lui aussi J.F. Raux :

https://twitter.com/RauxJF/status/1201420452469657600

Extraits : « 10 Md€ investis chaque année dans les EnR et les réseaux et malgré cela, la pointe électrique est moins couverte chaque année, le CO2 augmente, sans parler qu’on nous dit qu’il faut moins consommer ,donc l’équation économique n’est pas là»

Comment se fait-il ?

On entend souvent dire que telle nouvelle production d'ENR  va produire les KWh nécessaires à alimenter telle ville. C'est bien sûr une image simpliste, mais surtout fausse.  En effet, un raisonnement en moyenne en énergie (KWh) n'est pas valable en électricité. Puisque les ENR ne produisent pas toujours quand on en a besoin.

Le soir, en hiver, moment de grosse consommation, il n'y a pas de soleil. Donc pas d'électricité solaire. Quand il fait très froid, cela est souvent lié à la présence d'un anticyclone important, donc absence de vent également.

C'est pourquoi, le principe de base en électricité est qu'à tout instant "t" la puissance (MW) appelée par les consommateurs doit être équilibrée par la puissance des usines de production (centrale, barrage,...) en ligne : c'est la notion de puissance garantie, fondamentale. Si il y a un défaut de puissance garantie face à la puissance appelée par les consommateurs, il y a black-out. Le système s'effondre.

Par définition, la puissance des ENR n'est pas garantie. Elle dépend des caprices du vent et du soleil. Il faut donc pouvoir pallier à leur insuffisance par des centrales (Charbon, gaz, nucléaire...) dites de backup. Par exemple, pour l'éolien terrestre, 100MW installés (construits) donnent 20MW utiles en moyenne, mais non garantis : on n'est pas sûr qu'ils soient là quand on en a besoin, c'est tout bête.

Entre parenthèse, ne pas compter ces centrales de backup dans les coûts de revient des ENRI et leur bilan carbone est une escroquerie intellectuelle. Il en ira de même pour le coût des moyens de stockage demain ou après demain s’ils émergent. Donc, l’équation économique n y est pas

Mais ne peut-on pas jouer sur la flexibilité de la puissance appelée par les consommateurs ? En théorie, oui….

Sauf que  depuis la mise en place du marché de l'électricité, on a perdu 8GW d'effacements (clients qui diminuent la puissance appelée) soit l'équivalent de 5 centrales Fessenheim, car le marché ne rémunère plus les effacements suffisamment…

Le système électrique est un système technico-economique "dual" : sa tarification a pour object d'ajuster la demande en puissance à la production en puissance et réciproquement. C'est ce qu'avait inventé Marcel Boiteux. Le principe économique en est qu'un système électrique de dimensionne (nombre et taille des centrales à puissance garantie à construire, de système d'effacements garantis à mettre en place) par la puissance et s'optimise en exploitation par l'energie (on met en route les centrales par ordre de coût de production croissant).

Or, la mise en place du marché de l'électricité basé uniquement sur le prix de l'énergie "moyen" sur la plaque européennes avec des pays qui ont des profils de production/consommation différents, a détruit cette construction tarifaire, très performante en France.

Depuis, on rame et on nage en pleine pensée magique car le marché ne remplit aucun de ses deux rôles fondamentaux : investir (aucune centrale nouvelle ne peut vivre du marché) - optimiser (les prix de points sont nettement trop bas).

En plus, la production aléatoire des ENR a foutu le bazar sur ce marché : par exemple, quand il y a beaucoup de vent et peu de demande, on a des prix négatifs. On paye pour consommer. La black Friday est une plaisanterie à coté !

Il faudrait et inciter les politiques et l'Europe à revenir à un système rationnel qui colle aux fondamentaux du système électrique actuel ; mais cela c'est une autre paire de manche ! »

Pas mieux !

Chauffage électrique ou pas ? Le monde enchanté (plutôt terrifiant en fait) de negaWatt

Dans un communiqué du 11 juin 2019, negaWatt a trouvé la solution du problème de la pointe et vise le chauffage électrique : Réduire la pointe électrique en France : une action nécessaire et bénéfique.

« En France, la pointe de consommation électrique  est 55 % plus élevée que dans les autres pays européens. En cause, le développement massif du chauffage électrique depuis les années 1970 et bien d’autres usages tout aussi dispendieux…

Le chauffage électrique, exception française : Conséquence du programme nucléaire, la France s’est progressivement dotée d’un parc important de convecteurs électriques permettant de chauffer logements et bureaux. La consommation électrique française est de ce fait très sensible à la température extérieure : en hiver, chaque degré en moins entraîne une hausse de 2400 MW de la consommation d’électricité ; autant que dans tout le reste de l’Europe. La réduction de la pointe électrique passe donc aant tout par un programme de rénovation thermique performante des logements les plus énergivores équipés de convecteurs électriques, et par un remplacement de ces appareils par des pompes à chaleur performantes. La rénovation performante des seuls logements classés F ou G (avec remplacement des convecteurs par des pompes à chaleur) engendrerait une baisse de 13 GW de la puissance électrique appelée en période de grand froid (-13 %).

Si elle est indispensable, cette mesure est loin d’être la seule permettant de réduire la pointe électrique. »

Commentaire : en effet ! Sur la prétendue efficacité et rentabilité de la rénovation énergétique, cf. l’article de Gaël Blaise et Mathieu Glachan, chercheurs à Mines -Paritech

https://vivrelarecherche.blogspot.com/2019/12/la-sobriete-energetique-est-mal-partie1.html

https://www.larevuedelenergie.com/quel-est-limpact-des-travaux-de-renovation-energetique-des-logements-sur-la-consommation-denergie/

Pour un résumé, http://www.slate.fr/story/184323/renovation-thermique-reduire-facture-energie

1.000 euros de travaux ne diminuerait en moyenne la facture énergétique que de 8,4 euros par an. Pour un investissement moyen de l'enquête, cela correspond à une diminution de 2,7% de la facture. Le nombre d'années nécessaires pour récupérer le coût de l'investissement initial, est de 120 ans

Chauffage électrique ou pas ? La réalité par Brice Lalonde

En fait, ce qui se passe c’est que le chauffage électrique est de plus en plus remplacé par le chauffage au gaz, et que dans un pays où l’électricité est fortement décarbonée grâce au nucléaire, c’est une hérésie climatique ! Ceci  a été très bien expliqué par Brice Lalonde, qui, l’âge et la raison aidant, est devenu un partisan du nucléaire.

M. Dupont possède une maison chauffée à l’électricité. Elle est correctement isolée, combles étanches et doubles vitrages. Il a choisi des radiateurs connectés de nouvelle génération. Il a souscrit des contrats de fourniture d’électricité verte, d’origine renouvelable ! Soucieux de contribuer à la transition énergétique, il a fait réaliser un diagnostic de performance énergétique (DPE). Surprise, sa maison est classée F, c’est-à-dire que sa performance est jugée médiocre. Comment l’améliorer ?

C’est simple lui répond-on : « Passez au gaz ».Car la même maison, chauffée au gaz, pourra sauter deux grades et être classée D !

Pourquoi ? C’est grâce au facteur de conversion de l’électricité en énergie primaire »qui atteint un maximum européen de 2.58 en France (contre, par exemple, 1.6 en Suède), ce qui favorise excessivement le gaz par rapport au nucléaire.

Conséquence : M. Dupont possède une maison chauffée à l’électricité. Elle est correctement isolée, combles étanches et doubles vitrages. Il a choisi des radiateurs connectés de nouvelle génération. Il a souscrit des contrats de fourniture d’électricité verte, d’origine renouvelable ! Soucieux de contribuer à la transition énergétique, il a fait réaliser un diagnostic de performance énergétique (DPE). Surprise, sa maison est classée F, c’est-à-dire que sa performance est jugée médiocre. Comment l’améliorer ?

C’est simple lui répond-on : « Passez au gaz ».Car la même maison, chauffée au gaz, pourra sauter deux grades et être classée D !

Le résultat, c’est que 75 % des logements collectifs neufs installent un chauffage au gaz.

Et ceci grâce à l’action efficace  des lobbys du gaz, avec la complicité des soi-disant écolos, mais surtout antinucléaires !

Cf. https://www.equilibredesenergies.org/14-06-2019-ubu-et-les-gaziers-tribune-de-brice-lalonde

https://vivrelarecherche.blogspot.com/2019/09/transition-energetique-et-grandes.html