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Energy Pool a rendu 600 MW sur le réseau électrique français

2012-02-10T06:27:25Z

Le 3 février dernier, Energy Pool, un opérateur de modulation d'électricité, a libéré 600 MW de capacité électrique permettant au réseau français de faire face aux pointes de consommation provoquées par la forte chute des températures.

Cette capacité électrique a correspondu à la puissance nécessaire pour garantir l'alimentation électrique de l'équivalent des villes de Nantes et Nice au moment de la pointe.

Activée à la demande de RTE, la solution d'Energy Pool a consisté à réunir un panel (« pool ») de consommateurs industriels de nombreux secteurs** et être alors en mesure de « moduler » (interrompre et réactiver) une partie de leur consommation en fonction des nécessités d'équilibrage du réseau. Energy Pool joue en quelque sorte le rôle d'interlocuteur unique du gestionnaire du réseau de transport d'électricité, au nom de ces consommateurs, tout en les rémunérant pour le service rendu au réseau, simplifiant ainsi le dialogue entre consommateurs et gestionnaire.

"Eviter la défaillance du système électrique français, ce n'est pas uniquement rajouter des capacités de production. C'est aussi s'assurer que chaque consommateur, particulier ou industriel, ait accès à l'électricité dont il a besoin, au moment où il en a besoin, et au meilleur prix, déclare Olivier Baud, Président Fondateur d'Energy Pool. La modulation électrique est une partie de la solution ! Energy Pool rend, pour le secteur industriel, cette technologie simple à déployer, souple à actionner et l'ensemble des acteurs y trouve son compte."

Energy Pool a développé un business model original et unique, en pratiquant une modulation de « précision ».

Le Groupe réalise d'abord, chez chaque industriel volontaire, une analyse technicoéconomique, afin d'identifier, machine par machine, process par process, ce qui pourrait être arrêté rapidement, dans quelles conditions et à quel coût. Il rassemble ensuite ses clients-consommateurs en les connectant à son centre de pilotage basé à Savoie Technolac, près de Chambéry. Enfin, Energy Pool module en temps réel, à la demande du gestionnaire du réseau, et agit sur le réseau avec une ampleur et une réactivité que peu de consommateurs industriels pourraient atteindre isolément.

Fin 2010, Energy Pool s'est engagé dans un partenariat stratégique, financier et technologique avec Schneider Electric. Spécialiste mondial de la gestion de l'énergie, Schneider Electric fait bénéficier Energy Pool d'une expertise majeure dans la maîtrise du contrôle commande des équipements et processus pilotés chez les consommateurs industriels volontaires. Le partenariat permet ainsi à Energy Pool de proposer son offre à des industriels aux profils toujours plus diversifiés.

La capacité de modulation de la consommation en France par Energy Pool, toutes applications confondues, est actuellement d'environ 1.000 MW, mobilisables dans un délai de 1 minute à 2 heures. Elle pourrait être portée à plus de 1500 MW d'ici la fin d'année.

Qu'est ce que le Demand/Response ?

L'équilibrage du réseau électrique

L’électricité ne se stockant pas, les gestionnaires de réseau doivent à chaque instant équilibrer l’offre et la demande en électricité :

► Lors d’un pic de demande (par exemple le soir lorsque les particuliers rentrent chez eux), le système répond généralement par une augmentation de la production à partir de moyens de pointe coûteux et polluants ; en cas de manque de capacités de production, des pannes de courant peuvent se produire.

► Lors d'un creux de demande ou d'un pic de production (par exemple pendant une période de forte production éolienne ou solaire non prévue), le système répond généralement par une baisse de certains moyens de production, au risque de détériorer leur efficacité et leur rentabilité

La modulation de consommation

La « modulation de consommation » (Demand/Response) permet d’impliquer les consommateurs dans cet équilibre en les incitant économiquement à consommer au bon moment en fonction des conditions du réseau.

Cette consommation intelligente s’appuie sur les technologies de l’information du réseau intelligent (smart grid). Elle repose également sur une connaissance fine des capacités de modulation des consommateurs et des besoins du réseau électrique ainsi que sur la mise en place et la gestion de mécanismes permettant de distribuer équitablement la valeur créée entre tous les acteurs.

1 Industrie fortement consommatrice mais également secteurs de l'agroalimentaire aujourd'hui et demain, des entreprises moyennes, des centres commerciaux, des hôpitaux ou encore des centres de données.

Record historique de consommation d'électricité : Bis Repetita

2012-02-09T06:29:36Z

Et de deux. Mercredi, à 19h, la consommation d'électricité a atteint un nouveau pic estimé cette fois à 101.700 mégawatts contre 101.500 MW la veille au soir.

RTE, le gestionnaire du réseau électrique avait anticipé ce nouveau pic, en affichant dans ses dernières prévisions, une consommation de 102.700 mégawatts.

"Nous avons franchi ce pic dans de bonnes conditions et avec des marges de sécurité, en nous appuyant sur une forte disponibilité des moyens de production (d'électricité) nationaux, (...) et sur des importations de l'ordre de 7.800 mégawatts", a expliqué à l'AFP Hervé Mignon, directeur de l'économie, de la prospective et de la transparence chez RTE.

La France a été dans l'obligation pendant cette courte période d'importer de l'électricité (7.845 MW) auprès de tous les pays frontaliers a indiqué également RTE.

Pour aujourd'hui, RTE prévoit une consommation maximale de 96.800 MW à 19 heures.

Ci-dessous, la répartition de la production d'électricité à 19 heures précise, mercredi.

Pour terminer, sachez que les cours de l'électricité ont plutôt "chaud" en cette période de froid polaire. Ainsi, le prix du mégawattheure échangé mercredi en fin de matinée a tutoyé les 2.000 euros le mégawattheure sur la Bourse européenne de l'électricité Epex Spot.

Le chauffage électrique : "responsable des pics de consommation"

2012-02-09T06:20:36Z

"A chaque période de grand froid, la France se retrouve paralysée par l'irresponsabilité de la politique énergétique mise en place et perpétuée par les gouvernements successifs", a dénoncé hier le mouvement écologiste EELV.

Le tout-nucléaire associé à une trop forte propension de chauffage électrique handicape fortement les ménages français, tant dans leur confort qu'au niveau de leur porte-monnaie

Pour Michèle Rivasi, porte-parole d'Eva Joly, cette situation ne peut plus durer et nos gouvernants doivent prendre les mesures les plus simples et les plus efficaces.

"Cette précarité énergétique devrait appeler à une réaction circonstanciée, mais non au lieu de cela, on culpabilise à chaque fois le quidam en l'appelant à faire des efforts. Oui, il faut faire des efforts, mais il faut surtout lutter contre le gaspillage d'électricité : les gisements d'économie sont partout. Le secteur de la publicité notamment devrait être mis à contribution : par exemple, les nouveaux panneaux publicitaires vidéo que l'on peut voir dans le métro parisien consomment chacun autant que six Français, c'est aberrant de ne pas les couper, au moins temporairement, personne ne s'en plaindra. De nombreuses autres enseignes aussi lumineuses qu'inutiles devraient aussi être coupées par civisme, et que dire des milliers de mètres carrés de bureaux éclairés la nuit ? Aussi, les municipalités devraient être saisies du problème et limiter l'éclairage public là où il est loin d'être nécessaire. Alors que l'on risque un black-out dans certaines régions, comme PACA ou la Bretagne, rien n'est fait : notre gouvernement est irresponsable."

Michèle Rivasi insiste particulièrement sur la responsabilité du chauffage électrique : "Actuellement, le chauffage électrique équipe 31% des logements, un record européen, et l'on continue à le favoriser : en 2009, 80% des logements français ont été équipés de chauffage électrique. Pourquoi ? Parce-que nos élites réfléchissent à court-terme, pour changer, et parce qu'il faut bien écouler les surplus engendrés par nos centrales nucléaires en temps normal. Le chauffage électrique est le premier responsable des pics de consommation."

"En fait, le chauffage électrique est surtout avantageux pour les propriétaires puisqu'il est peu cher à l'installation. Par contre c'est l'utilisateur final, le locataire, qui fait les frais du manque d'efficacité énergétique de son logement...parce que le propriétaire n'a pas jugé utile d'investir dans la rénovation thermique. Heureusement, l'étiquetage énergétique dans l'immobilier devrait mener à un changement de stratégie des propriétaires, on l'espère. En attendant, remercions nos voisins suisses et allemands qui nous revendent de l'électricité : la situation serait désespérée autrement."

Record historique de consommation d'électricité en France

2012-02-08T06:32:58Z

Hier soir, à 19 heures, un pic de plus de 100.500 mégawatts (MW) a été mesuré par le gestionnaire du Réseau de Transport d'Electricité RTE, soit presque 4.000 MW de plus que le précédent record établi le 15 décembre 2010, avec 96 710 MW.

Déjà lundi soir, le record de consommation avait failli être atteint avec 96 300 MW.

Par ailleurs, les craintes d'un black-out sur les départements du Var et des Alpes-Maritimes se sont révélées fausses.

En prévention, le RTE avait réduit la tension électrique de 5% dès lundi, tandis que de nombreuses villes, commerces, entreprises et particuliers avaient pris la précaution de ne pas utiliser "abusivement" leurs appareils électriques.

Le froid polaire devrait encore se prolonger durant plusieurs jours dans l'hexagone a toutefois prévenu le centre de prévision météorologique.

Comment fournir l'électricité dont le monde a besoin ? (I)

2012-02-08T06:22:36Z

L’accroissement considérable de la production d’énergie électrique dans le monde au cours des 25 prochaines années (70% dans le scénario nominal retenu par l’Agence Internationale de l’Energie) montre l’intérêt de faire les bons choix pour limiter les émissions de gaz à effet de serre.

Le rapport de la Cour des Comptes publié en janvier 2012 sur "Le coût de la filière électronucléaire" vient d’apporter des précisions très attendues sur ce sujet.

C’est pourquoi il est intéressant de comparer toutes les filières technologiques de production d’électricité, en partant de celles qui sont le plus utilisées actuellement et en couvrant bien entendu toutes les nouvelles énergies renouvelables.

L'IFRAP (Fondation pour la Recherche sur les Administrations et les Politiques Publiques) a réalisé une synthèse que nous nous proposons de relayer à nos lecteurs (en 2 partie).

Les centrales électriques à charbon : 40% de la production mondiale

Le charbon se trouve partout en grande quantité et est un moyen simple et économique pour satisfaire en toute sécurité les besoins en énergie électrique des pays en voie de développement. Selon l’AIE le rendement moyen mondial des centrales à charbon est de 30%. En Europe ce chiffre est de 38%. L’amélioration de l’efficacité énergétique des centrales existantes est donc un axe de progrès important, les centrales les plus récentes atteignant 45%. Si le rendement moyen des centrales à charbon était amélioré de 5 points les émissions de CO2 du secteur électricité baisseraient de 8%. Le deuxième axe de progrès serait d’abaisser le coût des procédés de capture et de stockage du CO2 (CSC), qui sont trop pénalisants pour pouvoir être déployés à grande échelle.

Les centrales électriques à turbine à gaz : 20% de la production mondiale

Les turbines à gaz en cycle simple sont peu coûteuses à construire et elles ont l’avantage de démarrer très rapidement ce qui permet de suivre les besoins de la consommation. Mais leur rendement ne dépasse pas 35%. Avec des centrales à deux cycles on obtient plus de 50%. Le gaz naturel est le plus propre des combustibles fossiles, mais pour limiter les émissions de gaz à effet de serre il faudra, là aussi, développer les procédés de CSC.

Les centrales nucléaires : 15% de la production mondiale

Les principaux pays producteurs sont par ordre décroissant les États Unis, la France, le Japon, l’Allemagne, la Russie et la Corée du Sud. La Chine et l’Inde ont un important programme d’investissement en cours. Il y a actuellement 442 réacteurs produisant de l’électricité dans 31 pays, dont une centaine aux Etats Unis. L’Europe produit le tiers de l’électricité nucléaire mondiale. Un gramme d’uranium 235 fournit la même quantité d’électricité que 2 tonnes de fuel ou 3 tonnes de charbon, sans émission de CO2. Les réserves de combustible sont d’un siècle au minimum avec les centrales d’aujourd’hui et elles deviennent millénaires avec les réacteurs surgénérateurs capables de recycler les déchets des centrales actuelles.

Les centrales hydrauliques : 15% de la production mondiale

L’hydraulique est de loin, et pour encore longtemps, la première source d’énergie renouvelable. L’hydroélectricité fait l’objet d’investissements importants en particulier en Asie et en Amérique Latine.

Les éoliennes : 2% de la production mondiale

Parmi les énergies renouvelables cette technologie est considérée comme mature.

Cependant elle pose certains problèmes :

l’énergie dépend de la puissance et de la régularité du vent et est donc fournie de manière intermittente : on compte en moyenne sur un fonctionnement à pleine puissance de 2400 heures par an, ce qui oblige à disposer d’autres sources de production en complément,

les éoliennes génèrent des nuisances visuelles et sonores et des conflits d’utilisation de l’espace terrestre ou marin.

La puissance délivrée par une éolienne récente est de l’ordre de 2 MW. Les projets d’éoliennes offshore devraient mettre en œuvre des turbines de 5 à 10 MW, le principal intérêt de ces installations étant de pouvoir obtenir un fonctionnement de 3 à 4000 heures par an à pleine puissance. Les éoliennes sont exploitées dans des parcs contenant de 10 à 50 équipements pour faciliter le raccordement au réseau et éviter le mitage du paysage. En France des zones de développement éolien ont été instaurées qui permettent de bénéficier de l’obligation d’achat par EDF de l’électricité produite.

Le prix du MWh éolien terrestre est estimé dans les conditions décrites à 74 €. Il faut disposer en complément pour assurer une fourniture continue d’énergie, dans une solution sans nucléaire, de centrales à gaz qui vont fonctionner 6000 heures par an . Sur la base du gaz à 6,5$/MBtu le prix du MWh est de 65 €, ce qui donne un mix éolien/gaz à 67 €. Mais le prix du gaz sur le marché international est en train de baisser à 3,5$/MBtu ( sauf en France où nous avons des contrats d’approvisionnement à long terme ) ce qui donne un MWh à 50 € et par conséquence un mix gaz/éolien à 56 €.

Le prix du MWh éolien offshore est estimé à 118 €. On a alors un mix gaz/ éolien à 83€ avec le gaz cher et 73€ avec le gaz pas cher. Les trois pays disposant de la plus importante puissance installée sont les Etats Unis avec 35 GW, suivis de la Chine et l’Allemagne avec 26 GW.

Le solaire photovoltaïque : en devenir mais à quel prix ?

La production d’énergie électrique à partir de l’énergie solaire est négligeable au niveau mondial (moins de 2 millièmes), mais le potentiel de développement est intéressant. En effet l’énergie solaire captée par la terre en une heure équivaut à la totalité de l’énergie consommée par l’homme en un an. Deux technologies sont disponibles :

la plus répandue est le photovoltaïque non concentré. On obtient des rendements de 12 à 20%,

le photovoltaïque à concentration utilise un miroir parabolique ou une lentille de Fresnel qui focalisent les rayons du soleil sur une petite cellule à haute performance capable d’absorber l’énergie solaire dans la totalité du spectre. On divise par 500 à 1000 la surface des capteurs photovoltaïques, ce qui baisse leur coût. Mais on doit en contrepartie orienter précisément les miroirs vers le soleil. Les rendements obtenus avec cette technologie sont de 25 à 35%.

Les principales limites au développement de l’électricité solaire photovoltaïque sont, d’une part, son prix qui est beaucoup plus élevé que celui de l’électricité produite avec les énergies fossiles et, d’autre part, la faible densité énergétique du rayonnement solaire qui conduit à déployer les panneaux solaires sur de vastes espaces.

Situation de la France : le parc nucléaire

Avec une puissance installée de 63 GW en 2011, le parc nucléaire français est le deuxième au monde. Il compte 58 réacteurs répartis sur 19 sites et assure 80% de la production électrique. La standardisation du parc français, dit de deuxième génération, s’est organisée en cinq paliers successifs :

Palier CP0 : 6 réacteurs, dont 2 à Fessenheim qui sont les plus anciens,
Palier CPY : 28 réacteurs,
Palier P4 : 8 réacteurs,
Palier P’4 : 12 réacteurs,
Palier N4 : 4 réacteurs.

Les paliers se distinguent par des augmentations de puissance de 900 MW pour les premiers, puis 1300 MW et 1450 MW pour le dernier et diverses évolutions technologiques au niveau de la réalisation de l’enceinte de confinement, du circuit primaire de génération de vapeur et de la chaîne de contrôle/commande numérique des réacteurs. Un réacteur de 1650 MW est en construction à Flamanville. C’est un réacteur de troisième génération, l’EPR, qui bénéficie d’un niveau de sécurité accru avec deux épaisseurs d’enceinte de confinement et une peau d’étanchéité ainsi que des redondances des circuits critiques. Ce réacteur devrait être mis en service en 2014.

Le parc nucléaire français a une moyenne d’âge de 24 ans, les premières centrales en fonctionnement atteignant leur trentième année de production. L’allongement de la durée de vie des centrales au-delà de 30 ans est un enjeu économique majeur. La réglementation française ne fixe pas de durée de vie maximale mais oblige EDF à faire valider tous les 10 ans une autorisation d’exploitation par l’ASN (Autorité de Sureté Nucléaire) après une visite approfondie des installations. Suite à l’accident de Fukushima, l’ASN a demandé à EDF de faire évoluer la sûreté des anciens réacteurs pour les rapprocher de celle des EPR, ce qui correspond à un investissement important mais justifié si la durée de vie des centrales actuelles était prolongée.

[ Auteur : Gérard Bouy ]

[ Src : iFRAP ]

Comment fournir l'électricité dont le monde a besoin ? (II)

2012-02-08T06:20:49Z

L'IFRAP (Fondation pour la Recherche sur les Administrations et les Politiques Publiques) a réalisé une synthèse que nous nous proposons de relayer à nos lecteurs (en 2 partie).

Le recyclage du combustible nucléaire et les centrales de quatrième génération

Le combustible MOX (Mixed OXyde fuel) est un mélange d’oxyde d’uranium et d’oxyde de plutonium u tilisé dans certaines centrales nucléaires pour limiter la consommation d’uranium naturel en recyclant les combustibles usés qui contiennent 97% de matière recyclable. Ceci présente trois avantages principaux :

la limitation des quantités de plutonium produit par les centrales. En effet un réacteur qui fonctionne avec 30% de combustible MOX consomme autant de plutonium qu’il en produit, ce qui contribue à l’effort de stabilisation des stocks de matière nucléaire, la réduction par 10 de la toxicité à long terme des déchets et par 5 de leur volume, des économies importantes d’uranium enrichi et donc d’uranium naturel. Ce combustible est utilisé depuis 35 ans dans les réacteurs à eau légère qui constituent l’essentiel du parc nucléaire mondial et notamment 36 réacteurs en Europe, dont 20 en France.

Les recherches internationales en cours visent à développer des réacteurs nucléaires de quatrième génération qui constituent une rupture en termes de rendement, de longévité et de sûreté. Ils seraient mis en service vers 2040. Ces réacteurs à neutrons rapides exploitent la fertilité de l’uranium 238 naturel qui, irradié par des neutrons rapides, est converti en plutonium 239 fissile. Avec la même quantité d’uranium, on peut produire 50 à 100 fois plus d’électricité que dans les centrales actuelles. La ressource d’uranium deviendrait alors millénaire.

Ces systèmes à neutrons rapides permettent en effet le bouclage complet de l’aval du cycle du combustible par un multi-recyclage du plutonium, ce qui préserve les ressources en uranium. Dans les réacteurs actuels à eau pressurisée, le recyclage du plutonium est limité à un cycle sous forme du combustible MOX. L’un des grands enjeux des réacteurs de quatrième génération à neutrons rapides est de faciliter la gestion des déchets radioactifs en réduisant le volume et la radio-toxicité intrinsèque à long terme des déchets ultimes, qui retrouveraient le niveau de radioactivité de l’uranium naturel au bout de 300 ans.

La France, forte de l’expérience acquise dans la conception de réacteurs à neutrons rapides refroidis au sodium au travers des programmes Rapsodie, Phénix et Super Phénix a lancé le démonstrateur Astrid, placé sous la responsabilité du CEA, dont la mise en service est prévue en 2020.

Les coûts de production de l’énergie électrique

La Direction de l’Énergie au Ministère de l’Industrie entreprend tous les 3 à 5 ans l’étude des coûts de référence de la production électrique, qui est une évaluation du coût complet du mégawatt-heure (MWh) électrique issu des différents moyens de production. S’agissant d’informations commercialement sensibles pour les moyens de production centralisés (centrales à charbon, à gaz et nucléaires), les résultats sont publiés en valeur relative, la base 100 étant retenue pour une centrale nucléaire de type EPR mise en service en 2020. Les principales hypothèses sont un taux de rentabilité de 8% pour le capital investi, un prix de charbon à 60 Euros/tonne, de gaz à 6,5 $/MBtu et d’uranium à 52 $/lb. Les résultats sont présentés sans appliquer de pénalités sur les émissions de CO2.

Les moyens de production comparés sont une centrale EPR de 1650 MW, une centrale à charbon pulvérisé et traitement des fumées de 900 MW et une centrale à gaz de 450 MW fonctionnant en base, c’est-à-dire 8760 heures par an. Les résultats relatifs sont 100 pour le nucléaire, 110 pour le charbon et 125 pour le gaz, mais alors que pour le nucléaire la répartition entre l’amortissement de l’investissement et le combustible est de 75/25, elle est de 25/75 pour le charbon et le gaz.

Pour une durée annuelle d’appel inférieure à 5000 heures par an les centrales à gaz sont plus compétitives que les centrales à charbon et les centrales nucléaires. Leur coût de référence est alors de 150, ce qui est l’hypothèse à retenir lorsque la centrale à gaz est utilisée conjointement à des moyens de production électrique utilisant de l’énergie renouvelable comme les éoliennes. Mais les surcapacités de production de gaz que l’on constate actuellement ont fait baisser le prix du gaz par un facteur deux aux Etats-Unis par rapport aux hypothèses retenues dans l’étude de la Direction de l’Energie, ce qui rend la filière gaz particulièrement compétitive aujourd’hui. Dans l’hypothèse d’une taxe de 20 Euros/tonne de CO2, les coûts du MWh seraient grevés de 15 Euros pour le charbon et 7 Euros pour le gaz, tandis que le nucléaire ne supporterait aucun surcoût.

La production hydroélectrique sort du cadre de l’étude de la Direction de l’Energie car chaque barrage est spécifique. Néanmoins pour la petite hydroélectricité, sur la base d’un fonctionnement de 3500 à 4000 heures par an, l’étude donne une fourchette de 60 à 120 Euros par MWh pour des petites puissances comprises entre 50 KW et 7,5 MW.

Concernant la production éolienne, pour une mise en service en 2012 d’une éolienne terrestre de 3 MW fonctionnant 2400 heures par an à pleine puissance, on a un coût de 74 Euros par MWh. Pour une éolienne en mer de 4 MW fonctionnant 3000 heures on obtient 118 Euros par MWh.

Enfin la production solaire photovoltaïque, pour une mise en service en 2012 d’une installation de 3 KW pour une maison individuelle dans un environnement où l’énergie solaire incidente correspond au nord de la France, a un prix de revient de 680 Euros par MWh. Pour une centrale solaire à concentration de 10 MW située dans un environnement du sud de la méditerranée on est à 230 Euros le MWh.

Quelle politique d’investissement en centrales électriques pour la France ?

Le parc nucléaire français est homogène et bien que les centrales aient été conçues pour une durée de vie de 30 ans EDF envisage de les faire fonctionner pendant 40 à 60 ans en faisant évoluer la sûreté des anciens réacteurs pour les rapprocher de celle d’un EPR. Compte tenu de la structure des coûts de production de l’électricité nucléaire où l’amortissement de l’investissement initial est prépondérant, la prolongation de la durée de vie des centrales nucléaires devrait permettre de produire de l’électricité de manière très compétitive.

Ceci permettrait d’attendre d’avoir les premiers retours d’exploitation de la centrale EPR de Flamanville avant de décider d’un lancement de tranches industrielles significatives d’un nouveau programme nucléaire. D’autant que par conception, du fait de son très haut niveau de sécurité, l’EPR devrait rester coûteux par rapport à ses concurrents directs qui sont l’AP 1000 américano-japonais (estimation de 55 dollars le MWh) et l’APR 1400 Sud Coréen (estimation de 42 dollars le MWh), ces comparaisons restant à vérifier lorsque plusieurs centrales seront en fonctionnement.

En parallèle les études des réacteurs surgénérateurs de quatrième génération doivent impérativement être poursuivies et il serait important de partager ces travaux de recherche avec des partenaires étrangers américains et japonais, comme il a été prévu dans les déclarations d’intention signées en 2010.

En dehors du nucléaire, il est souhaitable de modérer l’essor des équipements individuels photovoltaïques qui se fait au mépris de toute rentabilité grâce à des subventions payées par la collectivité à travers une péréquation des prix de l’électricité qui a ses limites. L’éolien terrestre et offshore est une solution pour développer les énergies renouvelables, mais elle est coûteuse et ceci d’autant plus que son caractère intermittent oblige à mettre en réserve une capacité équivalente en centrales à gaz ou en centrales nucléaires. D’un strict point de vue économique, les centrales à gaz offrent pour la période à venir un très grand intérêt à cause de leur coût de production très compétitif tant que le gaz est bon marché. C’est la voie retenue par l’Allemagne, qui n’a pas investi dans les centrales nucléaires de troisième génération. Mais l’association gaz/éolien fournira à l’Allemagne une électricité plus chère que celle du parc nucléaire français actuel, dont on aura prolongé la durée de vie.

Concernant le coût du MWh nucléaire qui vient de faire l’objet du rapport de la cour des comptes, on a selon différents modes de calcul les résultats suivants (extraits du rapport) :

33€ du MWh de cout comptable sans reconstitution du capital nécessaire à la préparation de l’avenir,

38€ du MWh avec investissement de 3,7 G€ par an nécessaire au prolongement à 40 ans de la durée de vie des centrales actuelles et quelques EPR en remplacement des plus vieilles centrales en fin de vie.

Les coûts ci-dessus incluent les dépenses futures de démantèlement sur la base de 21G€ pour la totalité du parc et de gestion et stockage des déchets pour 30 G€.

La comparaison brutale des coûts de l’énergie nucléaire à celle d’un mix gaz/éolien est éloquente. Le nucléaire en outre n’émet pas de CO2.

Le choc pétrolier de 1973 avait poussé le gouvernement français à lancer un vaste programme de construction de centrales nucléaires pour garantir notre indépendance énergétique. Cette décision politique devrait continuer à nous rapporter des dividendes jusqu’en 2040, pour peu que l’on sache expliquer aux Français leur intérêt bien compris, dans un contexte où les risques ont toujours été correctement maîtrisés.

[ Auteur : Gérard Bouy ]

[ Src : iFRAP ]

"L'Allemagne a exporté de l'électricité ces derniers jours"

2012-02-07T07:05:27Z

La porte-parole du ministère allemand de l'Environnement (BMU) a annoncé hier que son pays avait exporté de l'électricité et cela malgré la persistance du froid ainsi que la fermeture de plusieurs réacteurs nucléaires.

"La situation sur le réseau est très stable et ces derniers jours, il y a eu des exportations d'électricité" a-t-elle précisé à l'occasion d'une conférence de presse, sans pour autant donner de chiffres précis. Et d'ajouter : "cela montre que nous sommes sur la bonne voie avec notre révolution énergétique, qui vise à abandonner progreessivement l'énergie nucléaire d'ici la fin 2022, et que le développement des énergies renouvelables joue un rôle stabilisateur."

Comme ses voisins européens, l'Allemagne demeure confrontée à des températures situées en dessous des -20°C dans de nombreux länder. Les conditions météorologiques semblent néanmoins favorables aux énergies de substitution, comme le solaire et l'éolien. Ce climat propice aurait ainsi permis d'équilibrer le réseau électrique alors même que l'Allemagne a déjà procédé à l'arrêt de huit réacteurs nucléaires sur un total de 17.

La prédiction des cassandres, à savoir la pénurie d'électricité, ne s'est donc pas révélée pour l'instant. A contrario de la France, il faut savoir que nos cousins germaniques ont énormément recours aux centrales électriques alimentées par du combustible "fioul" ou "gaz naturel."

Electricité aux pointes : les maires appellent à la modération

2012-02-07T06:27:07Z

La France subit actuellement des conditions météorologiques inhabituelles qui sollicitent particulièrement le système électrique avec une consommation d'électricité qui devrait atteindre des niveaux très élevés, voire des pics de consommation aujourd'hui et demain.

Le système électrique est en effet sensible à la température : à cette période de l'année, une baisse de 1°C de la température entraîne une augmentation de la consommation d'électricité d'environ 2 300 MW, soit l'équivalent du double de la consommation de la ville de Marseille.

Dans le cadre de leur partenariat, l'AMF et RTE invitent les maires à prendre les dispositions nécessaires tout au long de l'hiver pour favoriser la maîtrise de la consommation d'électricité dans leurs communes, particulièrement entre 18h et 20h, et à relayer l'information.

C'est pourquoi, ils recommandent la modération de la consommation d'électricité des communes et des citoyens aux heures de pointe. Les Maires rappellent que "de nombreuses initiatives ont d'ores et déjà été prises ces dernières années (...) Il est essentiel de les poursuivre, par des gestes simples notamment."

Par ailleurs, l'AMF et RTE soulignent que ces actions contribuent également à la lutte contre le changement climatique : "Nombre des centrales de production répondant aux besoins de pointe sont en effet plus émettrices de CO2."

"En cette période de froid, j'invite les maires à prendre les dispositions nécessaires pour maîtriser la consommation municipale d'électricité entre 18 heures et 20 heures, notamment dans les équipements publics, les bureaux, pour les mises en lumière, l'éclairage public…L'implication de chacun est une contribution utile pour tous, tant sur le plan environnemental que pour la sécurité d'alimentation électrique du pays" a indiqué Jacques Pélissard, Président de l'Association des Maires de France (AMF).

Dominique Maillard, Président du directoire de Réseau de Transport d'Electricité (RTE), a précisé que "dans l'esprit du partenariat entre l'AMF et RTE, le soutien des communes à l'effort des citoyens prend tout son sens, particulièrement en Bretagne, dans le Var et les Alpes maritimes. En outre, les maires peuvent utilement consulter sur le site de RTE notre dispositif éCO2mix qui permet d'évaluer l'évolution du volume des émissions de CO2 en fonction du parc de production d'électricité démarré en France".

L'obsolescence programmée, fléau de notre société de consommation ?

2012-01-27T06:33:22Z

Dans les années 1920, des industriels américains ont trouvé la formule magique pour soutenir la consommation : l'obsolescence programmée. Fini les bas en nylon qui résistent à tout et les ampoules qui durent 1000 ans, "un bon produit est un produit jetable".

Tourné aux quatre coins du monde, Prêt à Jeter est une enquête sur les bases de notre économie moderne - consommation, gaspillage et pollution.

Dans une société où la croissance est tirée par la consommation, les produits durables sont une catastrophe ! Et c'est une constatation qui ne date pas d'hier. Dès 1928, on pouvait lire dans une revue spécialisée, "un produit qui ne s'use pas est une tragédie pour les affaires".

Pour rentabiliser les machines et soutenir la consommation, on a contraint les ingénieurs à réduire la durée de vie des produits.

Les consommateurs, à la fois victimes et complices, n'ont pas d'autres choix que d'entretenir ce système court-termiste et gaspilleur. La preuve, quand un produit tombe en panne, la réparation coûte plus cher que de racheter du neuf. Mais une fois hors d'usage, les produits ne se recyclent pas aussi facilement. Alors que deviennent-ils ?

"À l'époque, le développement durable n'était pas au centre des préoccupations", rappelle Warner Philips, arrière-petit-fils des fondateurs de la marque du même nom. Mais alors que les ressources de la planète s'épuisent, l'industrie semble engoncée dans ses principes. Pourtant d'autres modèles économiques existent, plus durables. Ils sont présentés dans Prêt à jeter- comme une invitation à la réflexion et au changement.

Le cas de l'ampoule électrique :

Le filament de l'ampoule à incandescence a été conçu par Adolphe Chaillet. Comment ce produit simple est 'il devenu la première victime de l'obsolescence programmée ?

Extraits :

"Au début, les fabricants cherchent à produire des ampoules de longue durée 'grâce à un filament particulièrement stable'... Les premières ampoules de Thomas Edison commercialisées en 1881 avaient une durée de vie de 1.500 heures. En 1924, quand le Cartel Phoebus fut fondé, les fabricants annonçaient déjà des durées de vie de 2.500 heures et insistaient sur la longévité de leurs ampoules."

C'est à partir de 1925, que le Cartel a pensé à limiter la durée de vie à 1.000 heures par des moyens techniques.

"En 1929, une liste indique les amendes (en Francs Suisses) payés par le cartel si par exemple leurs ampoules dépassaient 1500 heures."

"Avec la mise en place de l'obscolescence programmée, la durée des ampoules a chuté. En seulement 2 ans elle est passé de 2.500 h à moins de 1.500h. Dans les année 1940, le cartel a atteint son but. La durée standard d'une ampoule est désormais fixée à 1.000 heures."

"General electric a produit un film éducatif pour expliquer aux consommateurs que la durée en vigueur était la meilleure."

La publicité est assez explicite : "Regarder ce filament ; La durée de vie dune ampoule dépend grandement de la température du filament ; Des échantillons de toutes les usines sont testés dans un souci de qualité."

"En 1942, le Cartel est découvert et le gouvernement américain porte plainte contre GE et d'autres fabricants d'ampoules. On les accuse de fixer le prix, de concurrence déloyale et de limiter la durée de vie des ampoules à incandescente. Après 11 ans de procès, la cours prononce son jugement en 1953. GE et ses associés sont contraints en autres, de lever leur restriction sur la longévité des ampoules".

"En réalité, ce jugement n'a eu que trés peu d'effet, les ampoules ont continué à durer 1.000 heures". "Dans les décennies suivantes, des centaines de brevets de fabrication d'ampoules ont été déposés, dont une, pouvant durer 1000 heures. Aucune d'elle n'est jamais parvenue sur le marché."

Prêt à jeter, raconte également l'histoire de la Centennial Light. Installée en 1901 dans une caserne de pompiers en Californie, cette ampoule brille encore aujourd'hui. D'ailleurs vous pouvez la voir en direct à l'aide de la webcam (cliquez sur ce lien >>>> ici).

Interview de Philippe Frémeaux :

Philippe Frémeaux est éditorialiste et président d'"Alternatives Economiques". Dans un article consacré à l'obsolescence programmée, il est revenu sur le fonctionnement de notre économie moderne. Selon lui, les industriels sont tout à fait capables de créer des produits durables et réparables quand cela est dans leur intérêt. Mais tant qu'ils ne seront pas contraints d'assumer le gâchis entraîné par une production accrue de biens rapidement obsolètes, l'obsolescence programmée perdurera. Il étaye ici son propos, développant notamment la notion de recyclabilité, selon lui "au coeur du problème"

[ Accéder à l'interview : ICI ]

A voir ou à revoir :

Le reportage "Prêt à jeter" a été diffusé ce mardi 24 janvier sur ARTE. Il est intégralement visualisable gratuitement via internet : http://www.arte.tv/fr/3714422.html

Ukraine : hausse significative de ses exportations d'électricité

2012-01-27T06:18:49Z

Totalisant 6,4 milliards de kWh, la production d'électricité en Ukraine a augmenté de 2,2 milliards de kWh en 2011, selon le ministère ukrainien de l'Énergie et de l'Industrie du Charbon, et dans le même temps, son volume d'électricité exportée a augmenté de 52,5% par rapport à 2010.

Le volume total d'électricité exporté en 2011 était équivalent à environ 3 % de la production annuelle du pays s'établissant à 193,9 milliards de kWh.

Le Bélarus, la Hongrie, la Moldavie et la Slovaquie sont devenus les plus grands importateurs d'électricité ukrainienne en 2011**, pour une part totale de 97,8 %. En 2011, le Bélarus a importé 39,8 % du volume total d'énergie exporté par l'Ukraine. La Hongrie, la Moldavie et la Slovaquie ont respectivement acquis 38,4, 10,3 et 9,2 % de l'électricité exportée par l'Ukraine. La Pologne, la Russie et la Roumanie, entre autres, importent également de l'électricité ukrainienne.

La majorité de l'énergie électrique ukrainienne en 2011 a été produite par des centrales électriques thermiques (92,6 milliards de kWh), par des centrales nucléaires (90,2 milliards de kWh) et par des centrales hydroélectriques (8,8 milliards de kWh).

L'Agence nationale ukrainienne de l'efficacité énergétique et de l'économie d'énergie a par ailleurs estimé une multiplication par 5 de la production d'énergie issue de sources renouvelables - jusqu'à 1 milliard de kWh en 2012.

Fait important, l'Ukraine prévoit d'introduire la technologie hydro-charbon dans ses centrales à combustion. Cette technologie est une alternative plus "propre" et moins coûteuse au gaz russe onéreux. D'après Yuriy Boyko, ministre ukrainien de l'Énergie et de l'Industrie du Charbon, cela permettrait de réduire les émissions nuisibles conformément aux normes environnementales internationales.

Depuis 2010, l'Ukraine a commencé à synchroniser son propre système énergétique avec le système européen. Cela exige une conformité avec les normes de l'Union pour la coordination du transport de l'électricité. Dans le cadre de cet effort, l'Ukraine a prévu la construction d'une nouvelle ligne de transport d'électricité qui devrait connecter le système énergétique ukrainien au système européen ENTSO-E. En septembre 2011, la société ukrainienne NPC Ukrenergo a signé un accord de 175 millions d'euros pour la construction d'une nouvelle ligne de transport d'électricité sur la plus grande centrale nucléaire d'Europe à Zaporizhzhya, dans le Sud de l'Ukraine.

De plus, l'Ukraine a modifié son système de commerce énergétique afin de rendre son énergie plus facilement accessible aux acheteurs étrangers. En conséquence, les exportations d'énergie de l'Ukraine ont connu une hausse significative de 52,5 % en 2011 comparativement à 2,7 % en 2010. L'Ukraine exporte traditionnellement son énergie aux pays suivants : Bélarus, Bulgarie, Hongrie, Moldavie, Pologne, Russie, Roumanie, Slovaquie, etc.

** src : RBK.ua

Quel a été le temps de coupure d'électricité moyen en 2011 ?

2012-01-25T06:52:32Z

ERDF a indiqué la semaine dernière avoir obtenu "une nette amélioration de la qualité de la distribution de l'électricité" grâce notamment à la poursuite de la reprise de ses investissements sur le réseau électrique.

Ainsi, selon ERDF, le temps de coupure annuel moyen par client (toutes causes confondues) est passé de "119 minutes en 2010 à 73 minutes en 2011", soit une diminution de 39%.

L'entreprise ERDF - filiale à 100% d'EDF - qui gère 95 % du réseau de distribution d'électricité du territoire métropolitain a investi 2,82 milliards d'euros afin d'améliorer le développement et la modernisation du réseau, soit une augmentation de plus de 10% par rapport à 2010.

Dans les faits, ERDF précise avoir enfoui 5.300 km de lignes électriques existantes, majoritairement en zones boisées et en milieu rural, et renouvelé près de 1.000 km de câbles dans les zones urbaines.

Par ailleurs, des efforts de modernisation ont été poursuivis avec "l'automatisation du réseau désormais équipé de plus de 60.000 appareils télécommandées qui facilitent son pilotage à distance et permettent de réalimenter le plus grand nombre de clients dans les meilleurs délais en cas d'aléas climatiques."

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Enfin, ERDF a annoncé le raccordement en 2011 sur le réseau de 442.950 nouveaux clients (particuliers et entreprises) et 86.000 nouveaux producteurs (principalement photovoltaïques).

Restructuration en profondeur chez le Suisse Axpo

2012-01-24T07:12:28Z

Le Groupe énergétique suisse Axpo a annoncé lundi un net recul de son résultat d'exploitation sur l'exercice 2010/2011, s'élèvant à 139 millions de CHF (ou 115 ME), nettement inférieur à celui de l'exercice précédent : 538 millions de CHF (ou 445 ME).

Axpo explique cette contre-performance par plusieurs facteurs, dont principalement "des turbulences sur les marchés financiers et monétaires, des conséquences de l'accident de Fukushima, de l'établissement des coûts liés à l'arrêt et au démantèlement des centrales nucléaires ainsi que de décisions réglementaires."

Afin d'anticiper un marché "difficile", le groupe helvétique a décidé de procéder à des restructurations, ainsi qu'à d'importants investissements en matière d'infrastructure qui selon lui "se révèlent nécessaires pour garantir la sécurité de l'approvisionnement."

Ainsi, d'ici à 2030, Axpo compte dégager "21 milliards de CHF (ou 17,4 Mds d'euros) afin d'accroître les capacités de production et développer les réseaux." En ce sens, il a annoncé 3 grandes orientations à venir.

Tout d'abord, dans la "flexibilisation de la stratégie de production" : après avoir renoncé aux centrales nucléaires de remplacement initialement prévues, Axpo va miser sur un mix flexible de sources d'approvisionnement, en Suisse comme à l'étranger.

Ensuite, dans "l'amélioration de la rentabilité" : le regroupement des activités de négoce d'EGL SA et d'Axpo AG devrait offrir de nouvelles opportunités commerciales, grâce à une concentration des compétences et à une gestion optimisée du parc de centrales.

Enfin, une "réduction des coûts" : suite à la réorganisation des fonctions d'encadrement et de service ainsi qu'au regroupement de secteurs opérationnels, Axpo va supprimer jusqu'à 140 emplois à compter de mars 2012, "en partie par le biais de départs naturels et de départs à la retraite anticipée". Cependant, Axpo précise que "des licenciements sont également prévus".
Le groupe compte environ 4.400 collaborateurs.

Stratégie flexible, objectif de production doublé pour les énergies renouvelables

Explications :

"Le revirement politique en matière énergétique, décidé par le Conseil fédéral et le Parlement suite à l'accident de Fukushima, a complètement changé la donne pour Axpo et modifié en profondeur les conditions d'un approvisionnement sûr en électricité. Il a aussi créé un contexte très instable pour ce qui est de l'évolution future."

"Axpo veut pouvoir réagir avec flexibilité à l'évolution, aujourd'hui difficilement prévisible, des conditions cadres. Dans un mix de production et d'achat encore plus large, l'énergie nucléaire produite par les centrales suisses et françaises restera un élément important pour les années à venir. L'énergie hydraulique restera/deviendra une source de production importante, en Suisse particulièrement, mais aussi dans les pays limitrophes. Vu le potentiel d'extension limité et compte tenu des règles plus sévères en matière de débits résiduels et de l'attitude vraisemblablement plus restrictive des concédants, le simple maintien des volumes de production existants en Suisse constitue déjà un objectif ambitieux."

"Le plus grand projet en Suisse reste Linthal 2015, avec la nouvelle centrale de pompage-turbinage de 1000 mégawatts de Limmern. Les installations éoliennes à l'étranger ainsi que la biomasse et la petite hydraulique en Suisse restent les piliers de la stratégie du groupe dans le domaine des nouvelles énergies renouvelables."

"L'objectif de production pour ces dernières passe de 2,2 milliards de kWh à 5 milliards de kWh à l'horizon 2030. Axpo restera ainsi le principal producteur d'énergie renouvelable en Suisse. Cela dit, plus de la moitié des gains de capacité se feront à l'étranger."

"A plus long terme, la construction de centrales combinées à gaz et éventuellement de centrales de cogénération – pour autant que les critères légaux et économiques soient satisfaits – sera également une option pour Axpo. Par ailleurs, Axpo s'emploiera encore davantage à améliorer l'efficacité énergétique de ses propres installations, bâtiments et véhicules, mais aussi au niveau des clients."

Projet « AmpaCity » : le plus long câble supraconducteur au monde

2012-01-23T06:51:44Z

Le groupe énergétique allemand, RWE, et ses partenaires s'apprêtent à remplacer un câble haute tension long de 1 kilomètre, reliant deux postes transformateurs dans la ville allemande d'Essen (Ruhr), par une solution supraconductrice de pointe.

Il s'agira du plus long câble supraconducteur installé au monde. Ce câble concentrique triphasé de 10 kV conçu pour une capacité de transport de 40 mégawatts sera produit par Nexans. Dans le cadre de ce projet, l'Institut Technologique de Karlsruhe (KIT) se chargera d'analyser les matériaux supraconducteurs et isolants appropriés. Cette installation sera également la première à associer un câble supraconducteur à un limiteur de courant supraconducteur assurant la protection contre les surintensités. Le limiteur sera fabriqué par l'unité Nexans spécialiste des supraconducteurs basée à Hürth en Allemagne.

Le projet pourrait marquer le franchissement d'un tout nouveau palier dans la restructuration des réseaux intra-urbains. A la suite d'un test in-situ concluant sur deux ans, RWE pourrait installer des liaisons supraconductrices de 10 kV sur de vastes tronçons du réseau principal de distribution de la ville d'Essen dans le souci de délester les liaisons à haute tension. A moyen terme, cela devrait engendrer des gains d'efficacité et réduire les coûts d'exploitation et d'entretien, ainsi que la superficie des terrains utilisés.

Le démantèlement d'un grand nombre de postes transformateurs 110/10 kV contribuerait ainsi à libérer de précieux espaces dans les zones intra-urbaines. Le projet AmpaCity bénéficie du soutien de la direction de la recherche énergétique du Ministère fédéral de l'Economie et de la Technologie (BMWi). Le coût total de ce projet de recherche s'élève approximativement à 13,5 millions d'euros, incluant 6 millions d'euros de fonds gouvernementaux.

Une étude souligne l'efficacité économique des supraconducteurs

Le projet a été précédé d'une étude détaillée à laquelle divers instituts de recherche, sous la direction du KIT (Karlsruher Institut für Technologie), ont participé aux côtés de Nexans et de RWE afin d'analyser la faisabilité technique et la viabilité économique d'une solution supraconductrice à moyenne tension. Cette étude a révélé que les câbles supraconducteurs constituent la seule alternative raisonnable aux câbles haute tension dans les réseaux urbains et que leur utilisation permettrait de supprimer des postes transformateurs qui consomment beaucoup de ressources et de terrains. Bien qu'il soit également possible d'utiliser des câbles moyenne tension en cuivre dans des zones intra-urbaines pour le transport de puissances élevées, le ratio coût-efficacité de cette solution serait annihilé par les pertes ohmiques nettement plus élevées. En outre, des câbles moyenne tension classiques sont également exclus pour le projet d'Essen car ils nécessitent nettement plus d'espace : au lieu d'un seul câble supraconducteur de 10 kV, cinq câbles en cuivre devraient être posés en parallèle, ce qui est souvent impossible compte tenu du manque d'espace sous les rues dans les agglomérations.

Une technologie efficace qui va vite concurrencer les solutions classiques

Les supraconducteurs à haute température (refroidis à l'azote liquide) tels que ceux utilisés dans le projet AmpaCity sont prêts à être déployés dans des applications énergétiques depuis quelques années déjà, même s'ils n'ont pas encore été mis en œuvre à grande échelle. Grâce à l'optimisation des procédés de production, les fils supraconducteurs sont devenus disponibles en longueurs et quantités suffisantes. La supraconductivité devient donc une technologie efficace car elle contribue à économiser les matériaux et les ressources énergétiques. Les experts prévoient que ces câbles innovants seront bientôt en mesure de concurrencer les solutions à base de cuivre dans les applications grosses consommatrices d'énergie. Le BMWi considère les équipements supraconducteurs comme des composants majeurs des futurs concepts d'approvisionnement énergétique.

La supériorité technique des conducteurs refroidis

La supériorité technique des câbles supraconducteurs est due aux propriétés du matériau constituant le conducteur. A des températures avoisinant -200°C, le matériau se transforme en un conducteur électrique quasi parfait, capable de transporter au moins 100 fois plus d'électricité que le cuivre. La compacité du supraconducteur, en dépit de son enveloppe de refroidissement, lui confère une capacité de transport d'électricité cinq fois supérieure à celle d'un câble cuivre de même section, et ce avec des pertes électriques bien moindres.

Afin d'atteindre la température idéale, le câble supraconducteur concentrique est refroidi avec de l'azote liquide. Il peut alors transporter des courants élevés avec un minimum de pertes et des sections inférieures à celle d'un câble en cuivre de même capacité.

Electricité : la France "largement" exportatrice en 2011

2012-01-20T06:37:09Z

"L'arrêt de 7 réacteurs nucléaires allemands a fait passer le solde des échanges entre la France et l'Allemagne d'importateur à exportateur", tel est le constat que fait le gestionnaire de réseau RTE dans son bilan annuel 2011 publié jeudi.

Ainsi, il apparaît que le solde français des échanges aux frontières (Allemagne, Belgique et Espagne) est devenu exportateur en 2011. Il a presque doublé par rapport à 2009 et 2010 (55,7 TWh en 2011, soit + 89% par rapport à 2010) et retrouve même un niveau comparable à celui de 2007.

Les échanges d'électricité avec les pays voisins ont été influencés d'une part par la baisse de la consommation d'électricité intérieure et la disponibilité des moyens de production en France, mais aussi par la décision de sortie du nucléaire prise par le gouvernement allemand.

Les échanges avec l'Allemagne ont été fortement impactés par la décision d'arrêt définitif de 7 tranches de production nucléaire allemandes. D'après RTE, le différentiel de prix sur les marchés spot français et allemand s'est inversé avec le moratoire allemand sur la production nucléaire : "le prix de marché allemand dépasse souvent le prix français. Dans ce contexte, le solde mensuel des échanges avec l'Allemagne a été largement exportateur entre avril et septembre."

Par ailleurs, le solde mensuel des échanges avec la Belgique a été exportateur onze mois sur douze. La convergence des prix entre la France et la Belgique a été quasiment permanente en 2011, grâce notamment au couplage des marchés mis en place par les gestionnaires de réseau de transport et les bourses du centre ouest européen.

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Enfin, les échanges avec l'Espagne ont été fortement exportateurs sur 6 mois en 2011 contre un mois seulement en 2010. Ils sont fortement dépendants de la production hydraulique disponible côté espagnol.

France : la consommation d'électricité a chuté de 6,8% en 2011

2012-01-20T06:27:25Z

Suite à la publication par le gestionnaire de Réseau de Transport d'Electricité (RTE) du "bilan électrique 2011", on apprend que la consommation française d'électricité a atteint 478,2 TWh, en recul de 6,8% par rapport à 2010, soit 35 TWh de moins.

D'après l'étude, cette diminution provient principalement, "de la douceur des températures de 2011, l'année la plus chaude que l'Hexagone ait connue depuis 1900 selon Météo France, après une année 2010 exceptionnellement froide."

Corrigée du facteur météorologique et de la baisse de consommation du secteur énergie (due à l'évolution en cours du procédé d’enrichissement de l'uranium), la consommation est en hausse de 0,8 % sur l'année. Cependant, on observe un infléchissement significatif à la baisse à partir de l’été 2011.

En effet, après une reprise au premier semestre, on constate l'effet de la crise économique qui se répercute sur la consommation de l'industrie, mais également sur celle des professionnels et particuliers. Seule la consommation des PMI/PME continue à croître sur le second semestre.

Par ailleurs, la production nucléaire (en hausse de 3,2%) a permis l'an passé de compenser le déficit de la production hydraulique (en baisse de 26,5%), du aux conditions de sécheresse du printemps et de l'automne dernier. La production issue des énergies renouvelables (hors hydraulique) a fortement augmenté (+26,4%). La production éolienne a couvert 2,5% de la consommation annuelle en moyenne (contre 1,9% en 2010), avec un maximum à 10% le 17 juillet. La production photovoltaïque a plus que triplé par rapport à 2010.

Le parc de production installé en France poursuit son développement, en augmentation de 2 600 MW par rapport à 2010. Cette évolution est notamment due au développement du parc éolien (6 640 MW fin 2011), soit une augmentation de 15% par rapport à l’année précédente. Le parc photovoltaïque a poursuivi sa forte croissance et dépasse 2 200 MW à fin 2011. De plus, 2 cenrales à cycles combinés à gaz d’une puissance totale de 850 MW environ ont été mis en service.

Enfin, la quantité estimée de CO2 émis par le parc de production en France est ainsi en baisse en 2011 de 19,8 %. Les émissions de CO2 représentent cette année 27,4 millions de tonnes ; elles restent environ 5 fois plus importantes les mois d’hiver que les mois d’été.