Bruxelles approuve le projet de centrale nucléaire Hinkley Point C

La Commission européenne a approuvé les accords entre le Groupe EDF et le Gouvernement britannique devant mener à la construction d’une nouvelle centrale nucléaire à Hinkley Point C dans le Somerset.

Selon EDF, cette décision fait suite à un examen "rigoureux et détaillé" des accords mené pendant douze mois par la Commission européenne. Les accords proposés portent sur un contrat à long terme relatif à l’électricité produite à Hinkley Point C et sur une garantie concernant la dette du projet.

Suite à la décision de la Commission, les principaux éléments des accords d’octobre 2013 restent inchangés tandis que les mesures visant à partager les futurs gains potentiels avec les consommateurs sont renforcées.

Le « prix d’exercice » pour Hinkley Point C demeurera fixé à 92,50 GBP par MWh ou 89,50 GBP par MWh si le projet de centrale à Sizewell se réalise. Il sera pleinement indexé sur l’inflation par le biais de l’indice des prix à la consommation. Le contrat durera 35 ans et bénéficiera d’une protection contre certaines modifications imprévues d’ordre législatif ou réglementaire.

Les accords d’octobre 2013 prévoyaient déjà dans le « contrat pour différence » des mécanismes grâce auxquels les consommateurs pourraient bénéficier d’une partie des gains liés à des coûts de construction ou d’un retour sur investissement meilleurs que prévu. La Commission, le Gouvernement du Royaume-Uni et EDF ont convenu de renforcer ces mécanismes dits « de partage des gains » au bénéfice des consommateurs.

EDF Energy s’est également engagé à ce que toute l’électricité produite par la future centrale soit vendue au prix du marché et comptabilisée séparément de toute autre production d’électricité d’EDF Energy.

Il a également été convenu que le coût de la garantie de financement dans le cadre du programme « Infrastructure UK » proposée par le Gouvernement soit fixé à des conditions de marchéi. Ce coût de garantie de financement permet de fournir les rendements sur capitaux propres exigés par les investisseurs.

Articles connexes

S’abonner
Notification pour
guest
31 Commentaires
Le plus ancien
Le plus récent Le plus populaire
Commentaires en ligne
Afficher tous les commentaires
Goodhinkley

Il n’y a plus qu’à construire la centrale,tout est en ordre:C’est impécable. Welcome aux 2 EPRs d’Hinkley Point C.

Temb

Donc le nouveau nucléaire c’est 110€ du MWh en début d’exercice et 250€ du MWh ay bout de 35ans avec l’inflation. L’éolien c’est 82€ du MWh et 20€ quand il est amorti au bout de 10 à 15ans, et indexé sur l’indice dégressif L et non pas l’inflation. Le nucléaire c’est au dela de l’énorme subvention, une obligation d’avoir une garantie d’état sur le prêt à hauteur de 20milliards € (à quand ne serait-ce que le 10ème pour les ENR????? C’est aussi un cout unitaire de 10milliards € par EPR selon EDF et 15,75 milliards € selon la commission européenne!! Pas de meilleure publicité pour le fait que le nucléaire est une filière du passé, incapable d’être compétitive sans subventions massives et aides d’état énormes.

Luis

“The new Hinkley Point C nuclear power station will require debt financing of GBP 17 billion (around €21.6 billion) and will eventually have a capital of about GBP 34 billion (around €43 billion). The construction costs are estimated at GBP 24.5 billion (around €31.2 billion).” Un capital de 43 milliards d’euros (financé par qui ?) devrait suffire pour contruire 31,2 Md€ de nucléaire. Alors pourquoi emprunter 21,6 Md€ sur les marchés financiers ? Pour financer le capital ? Ce ne sont pas les chinois qui mettent la main à la poche pour avoir une partie du capital ? Après Peugeot, un EDF franco-chinois, au moins pour la filiale britanique ?

Tiluit

Il faut comparer sur la durée de vie prévisionnelle : 80ans pour un EPR

O.rage

Ben didons elles sont chères les renouvelables de nos chères anti-nucéaires qui bizarrement ne généralisent pas du coup ces tarifs, mauvaise foi sans doute, n’est-ce pas Temb et Luis… Pourtant elles sont vraiment moins efficaces que le nucléaire, qui mérite là du coup, vraiment ses subventions…

Temb

Il faut vous mettre à jour, les tarifs pour les ENR aux UK ont été baissé depuis, c’est moins de 90£/MWh pour l’éolien on shore à compter de 2017 (moins que l’EPR) et la dégression se poursuit, moins de 140£ pour l’off shore, avec des tarifs fixes sur 10ans et une dégression continue de la base du tarif année après année. Pendant ce temps l’EPR c’est une indexation continue sur l’inflation !!!

Rpw

c’est moins de 90£/MWh pour l’éolien on shore à compter de 2017 (moins que l’EPR) et la dégression se poursuit, moins de 140£ pour l’off shore,.. A peines amorties les éoliennes(on ou off – shore),ils font tout de suite du repowering,c’est là,l’arnaque,et c’est cher.En plus le taux de charge même de l’off shore est bien inférieur à celui de l’EPR.Et en plus,le stockage + les éoliennes (on ou off – shore)Cela restera plus cher que les EPRs,pendant très longtemps.Alors l’EPR est très concurentiel versus les eoliennes.Et il peut durer même 80 ans.Les décideurs préfèreront l’EPR dans les cas comme hinkley point.

seb

Encore un fois j’ai du mal avec le graphique que vous nous proposez… Pourquoi ne citez vous pas vos sources et tronquez vous les informations ? C’est la première fois que je vois le protocole de Montréal présenté comme étant l’action la plus efficace (ou même juste comme ayant un effet) en terme d’aténuation du changement climatique. C’est d’autant plus surprenant que ce protocole a pour objet la protection de la couche d’ozone, principalement par l’encadrement et CFC. Pour le reste je suis toujours un peu perplexe devant un graphique comparant des actions (ou évènements: chutte de l’URSS) aussi hétéroclites et s’appliquant à des territoires aussi différents… Sinon c’est un joli dessin, mais si c’est juste de l’art allez donc faire un tour au Grand Palais, il y a l’expo Niki de St Phalle, moi je préfère, mais c’est une question de gouts !

Luis

¤ Avec l’inflation propre à certains discoureux, la durée de vie de l’EPR ce n’est plus 60 ans mais 80 ans. Bientôt un siècle et pourquoi pas deux siècles ! Pour parler plus sérieusement du coût du MWh EPR “hinkleyen”, son tarif est indexé sur l’inflation depuis la mi-2012. Avec 4,9 % d’inflation UK à mi-2014, cela nous fait déjà 97 £/MWh. Et comme le taux de change s’est modifié depuis, cela nous donne 122 ou 123 €/MWh. En 2023, si le premier EPR est en service, cela nous fera bien 116 à 121 £/MWh au minimum, toujours indexé sur l’inflation pendant trente-cinq ans. N’oublions pas que le tarif d’achat pour les énergies renouvelables dure seulement quinze ans en Grande-Bretagne. En Allemagne, où le tarif d’achat dure 20 ans comme dans la plupart des pays, le tarif d’achat pour une petite installation photovoltaïque mise en service maintenant (octobre 2014) de 10 à 40 MW est seulement de 123 €/MWh. Pour une installation de 40 à 500 MW, c’est 110 €/MWh et 88 €/MWh au dessus de 500 MW. L’ensoleillement étant un peu différent entre les deux pays, le développement du solaire anglais devrait permettre à moyen terme de se rapprocher de ces tarifs d’achat.

Luis

¤ Avec l’inflation propre à certains discoureux, la durée de vie de l’EPR ce n’est plus 60 ans mais 80 ans. Bientôt un siècle et pourquoi pas deux siècles ! Pour parler plus sérieusement du coût du MWh EPR “hinkleyen”, son tarif est indexé sur l’inflation depuis la mi-2012. Avec 4,9 % d’inflation UK à mi-2014, cela nous fait déjà 97 £/MWh. Et comme le taux de change s’est modifié depuis, cela nous donne 122 ou 123 €/MWh. En 2023, si le premier EPR est en service, cela nous fera bien 116 à 121 £/MWh au minimum, toujours indexé sur l’inflation pendant trente-cinq ans. N’oublions pas que le tarif d’achat pour les énergies renouvelables dure seulement quinze ans en Grande-Bretagne. En Allemagne, où le tarif d’achat dure 20 ans comme dans la plupart des pays, le tarif d’achat pour une petite installation photovoltaïque mise en service maintenant (octobre 2014) de 10 à 40 MW est seulement de 123 €/MWh. Pour une installation de 40 à 500 MW, c’est 110 €/MWh et 88 €/MWh au dessus de 500 MW. L’ensoleillement étant un peu différent entre les deux pays, le développement du solaire anglais devrait permettre à moyen terme de se rapprocher de ces tarifs d’achat.

Rpw

L’inflation,tout le monde la subira dans le futur, car personne n’y échappe à terme,et toutes les ENRs la subiront aussi,comme le nuc et le fossile. Faire comme si seul le nucléaire la subira,et pas les ENRs est une escroquerie minable ou une bétise lamentable de militant débile.

Sandine

Il est assez faux de considérer un moyen de production sans considérer son back-up. Les méthodes de prévision ENR sont globalement correctes à l’échelle d’une région ou d’un état, mais restent encore incertaines à l’échelle locale, ce qui pose la question de la gestion du stockage. De fait, le stockage doit d’abord être “global” pour veiller à la stabilité du réseau car l’utilisation d’un stockage local sera encore délicate à anticiper de façon précise et son cout marginal reste peu attractif. Avec le développement actuel des ENR, les STEP ne sont pas suffisantes en quantité et puissance, il convient donc de mettre en service des centrales polluantes en back up comme on l’observe d’ailleurs en Europe. Le cout global de l’intégration des ENR est donc à considérer avec le back up hydraulique+charbon et pas uniquement sur un cout brut car la démonstration est incomplète sur l’analyse couts bénéfices pour le système. Pour ce qui concerne le nucléaire, la production est plutôt bien connue au niveau global (sauf aléas de fonctionnement), la consommation est aussi plutôt bien connue au niveau global, et la variabilité de la consommation permet en back / semi pointe l’utilisation anticipée de l’hydraulique, et enfin le thermique. L’anciticipation est en effet une des clés de l’optimisation économique dans un système électrique. Le cout global actuel plaide en faveur d’un mix nucléaire / hydro / charbon ultrapointe. Alors comment permettre le développement raisonné des ENR ? Dans la perspective d’un mix avec 50% de nucléaire, et 40% de renouvelable, il va falloir parler des 10% restants…s’ils sont ultracarbonnés ça ne vas pas aller, les marchés carbone sont inelectablement dans la prolongation des discussions à venir dans les marchés. La variabilité des ENR raccordées localement surtout dans le monde rurar va imposer solutions de stockage “local” qui seront j’espère enfin propres (sur l’ensemble de la chaîne), et surtout à des couts marginaux acceptables, pour permettre un développement raisonné d’un autre mix. A l’heure actuelle les incertitudes sur l’analyse économique globale, et les émissions de carbone en augmentation sur la part électrique (à laquelle on souhaite faire tout porter demain) dans le nord de l’Europe doit à minima imposer un peu de prudence plutôt que de souscrire à des arguments plus émotionnels qu’économiques systèmiques. Les retours en régie pronés par certains partis politiques, les politiques de réductions d’économie d’énergie à un rythme soutenu, etc…ne sont pas atteints dans la durée, la Ville de Grenoble citée en exemple après les élections municipales se fait muette, le retour en régie de la SEM centrale GEG n’est qu’un lointain souvenir, parfois le pragmatisme financier et l’impact de la fiscalité finissent par devenir des clés centrales d’une décision…politique !

Dan1

“Et vous ne savez toujours pas répondre sur le comment on fait pour faire de la chaleur vu que les centrales électriques nucléaires ne font que de l’électricité alors que les autres centrales thermiques chauffent également les villes et les industries” Ben non, justement les centrales nucléaires électrogènes produisent d’abord beaucoup de de chaleur : 3 fois plus que d’électricité. Le problème est que la récupération de la chaleur résiduelle au niveau du condenseur n’est pas très intéressante car à basse température (entre 20 et 40°C selon les lieux), pour les serres c’est possible mais pour le chauffage urbain c’est trop juste. Et nous savons qu’un simple soutirage de vapeur (aux alentours de 130°C à Bugey par exemple) permettrait d’alimenter une grosse ville. C’est pour cela que la cogénération nucléaire existe déjà dans le monde (et en Europe) et fonctionne toujours : Et pour la France :

Dan1

Je reprends la dernière planche de l’étude de Nathalie Mazet : Il s’agit d’évaluer la cogénération depuis la centrale du Bugey vers la ville de Lyon : Grand Lyon : Les réseaux urbains fournissent ~ 760 GWh pour ~ 110 000 eq. logements Centrale de Bugey : • 4 tranches : (chacune) ~ 940 MW de puissance électrique ~ 2 800 MW de puissance du GV Rendement : 33,59 % Transport de chaleur entre ces 2 sites : • Soutirage : à 130°C, sur 2 tranches • Baisse du rendement électrique global à 32,47% => -1,12% • Rendement global électricité + chaleur : 33,54 % => -0,05% • Impact CO2 à quantifier On voit qu’avec seulement 2 réacteurs sur 4 et une baisse de rendement électrique de moins de 2 %, on peut alimenter 110 000 logements. A rapprocher de l’étude de Henri SAFA pour Nogent sur Seine et surtout des travaux engagés par les Finlandais avec LOVIISA 3 :

seb

Je pense que le principal inconvénient de la cogénération nucléaire n’est pas tant son impossibilité technique que les puissances énormes mises en oeuvre… Il y a plus de chance de trouver des besoin de chaleur pour un petite cogé bois (ou gaz, mais bon la vu le rendement des cogé gaz face aux Cycles combinés le calcul est différent) de quelques MW, que pour une centrale nucléaire ou on compte en GW… Sinon pour votre exemple du Bugey, si la cogénération fait baisser le rendemet global, je ne vois pas l’intérèt … Si on en est là, on change rien, et on continue à chauffer à l’électrique, non ?

Dan1

“Je pense que le principal inconvénient de la cogénération nucléaire n’est pas tant son impossibilité technique que les puissances énormes mises en oeuvre…” Oui, c’est exactement ce qu’écrit Bruno Comby de l’AEPN (premier lien cité). Je reprends sa prose à propos de Temelin : “Aujourd’hui encore, en République Tchèque, une partie de la chaleur secondaire du réacteur de Temelin est utilisée pour chauffer les immeubles et les maisons de la ville voisine de TYN NAD VITAVOU (8200 habitants) située à une dizaine de kilomètres au Nord de la centrale. La conduite qui transporte l’eau chaude de Temelin à TYN NAD VITAVOU fait environ 50 cm de diamètre. Initialement il avait été envisagé d’utiliser la chaleur secondaire de Temelin pour chauffer à plus grande échelle les quartiers Sud de Prague (environ un million d’habitants, à une centaine de kilomètres au Nord) ou à défaut l’ensemble de la ville de Ceske Budejovice (100 000 habitants, à une trentaine de km au sud-est) mais ces plans ont été abandonnés non pas pour des raisons thermiques mais économiques, parce que cela aurait représenté de gros investissements sur des durées très longues pour casser les immeubles, les maisons et les routes existant(e)s pour installer le réseau de distribution de chaleur dans des villes qui en étaient initialement dépourvues. Il est intéressant de noter que ce n’est pas l’acheminement de la chaleur depuis la centrale qui posait problème et était trop onéreuse (au prix du pétrole d’alors), mais la distribution de chaleur sur place dans la ville d’arrivée qui posait problème (trop onéreuse dans une ville déjà construite sans réseau de chaleur, de plus il s’agissait dans les deux cas de villes hautement touristiques protégées à titre de “monuments historiques” en ce qui concerne Prague et Ceske Budejovice ce qui renchérit encore plus le prix des travaux d’installation d’un réseeau de chaleur). On voit à partir de cet exemple que la cogénération (nucléaire ou pas) est particulièrement adaptée aux (rares) villes déjà pourvues d’un réseau de chaleur ou aux villes nouvelles dans lesquelles le réseau de chaleur a été prévu dès le départ (ce qui était le cas de TYN NAD VITAVOU, ville créée presque ex-nihilo à partir d’un petit village pour y loger les travailleurs de la centrale de Temelin). Cette contrainte (nécessité d’un réseau de distribution de chaleur) s’applique cependant d’une manière générale à tout projet de cogénération pour le chauffage urbain (y compris à la cogénération-gaz) et pas seulement à la cogénération-nucléaire.”

Dan1

“si la cogénération fait baisser le rendemet global, je ne vois pas l’intérèt … Si on en est là, on change rien, et on continue à chauffer à l’électrique, non ?” Pas forcément, car tout est affaire de rendement global et d’installations terminales disponibles. Je pense que si des villes disposent déjà de gros réseaux de chaleur (ou projettent d’en construire, il est alors intéressant de se poser la question de les alimenter directement en chaleur déjà disponible. Nous disposons déjà de 1 200 TWh “gratuits” mais difficiles à utiliser. Et la moitié suffirait à chauffer la France.

seb

“• Rendement global électricité + chaleur : 33,54 % => -0,05%” C’est vous qui le dites ! Pour moi si la cogénération amène à une baisse du rendement global, c’est qu’elle n’a aucun intérèt…

Sicetaitsimple

il y a quand même peu de cas où les conditions sont réunies pour faire quelque chose qui ait du sens (proximité, gros besoins de chaleur à suffisament basse température,…). Et si ce n’est pas prévu dès le départ, c’est encore pire. Peut-être du dessalement d’eau de mer dans certains pays. PS: c’est vrai, le résultat du calcul de rendement global dans le “slide Bugey” est troublant?

O.rage

Donc en plus d’être arrêtées 80 à 90% du temps, d’avoir des durées de vie merdiques – 20 ans maximum pour l’éolien, peu importe sur terre, sur mer ou sous la mer -, de pyramides de ponzi et les détournements d’argents l’éolien et le photovoltaïque sont inefficaces pour éviter des émissions, bien après d’autres politiques qui n’en n’avaient même pas pour priorité… à la demande générale le graphique avec sa source… Joli graph chelya dommage qu’il soit issu du lobby gazier “vert” allemand

Sandine

Peu importe la position de Chelya, la valeur globale de la production d’électricité est liée à une approche système, et à l’heure actuelle comme je le mentionnais dans mon précédent post, la question du stockage local, et de son cout marginal n’est pas soutenable. Certains savent très bien que je suis pas un pro nucléaire, mais je peux accepter qu’il s’agisse d’une production de transition et qui à cout intégré dans le système présente un bilan économique acceptable, c’est un fait, même si le cout marginal du kWh produit augmente, le nucléaire dans un système global présente de sérieux avantages économiques. Quant à la possibilité d’avoir une vision multiénergie à partir d’une centrale, il y a effectivement à faire sur la chaleur à exploiter: les cas restent minces en pratiques, Temelin est cependant un bon exemple. L’étude Bugey que je ne connaissais pas m’interpelle positivement, je vais demander la semaine prochaine des compléments à EDF et au Gd Lyon sur l’investissement. Pour revenir à la prose initiale, le transfert d’usages vers l’électricité, qui est carbonée en Allemagne par exemple, est un tendance populiste que je ne cautionne plus. C’est aujourd’hui ma position même si j’y ai cru aveuglé par des propos émotionnels et non pragmatiques il y a encore 2 à 3 ans.

Sicetaitsimple

Je suis en général “plutôt d’accord” avec ce que vous dites (vous savez, dans le genre sondage êtes-vous tout-à-fait d’accord, plutôt d’accord, pas vraiment d’accord, pas d’accord du tout). Je suis donc surpris par votre prise de position sur les transferts d’usage vers l’electricité, car personnellement j’y crois beaucoup, d’autant plus que vous la qualifiez de “populiste”, ce qui me gène encore plus! Vous pouvez préciser? PS: pour ce qui concerne la cogénération nucléaire à partir du parc nucléaire existant, interrogez bien entendu qui vous voulez sur Lyon, mais c’est un vieux phantasme du CEA qui ressort périodiquement et qui a chaque fois est remis au placard parce que ça n’a aucun sens économiquement.

Dan1

Je ne suis pas spécialiste de la cogénération nucléaire et encore moins de sa rentabilité économique. Cependant, Henri SAFA du CEA a essayé l’exercice dans sa présentation de décembre 2011 à Vienne. Pour le cas particulier de Nogent sur Seine et Paris c’est à la page 21 et suivantes. Il indique un gain net en énergie (électricité + chaleur) se traduisant par un gain net en Euros. Je résume, d’après lui, sur l’année, on gagnerait 9 TWh thermiques en perdant 1,8 TWh électrique. Du point de vue économique, cela donne + 540 M€ de chaleur pour – 180 M€ d’électricité le solde est donc positif à 360 M€/an. On notera l’hypothèse du MW de chaleur à 60 € et du MW électrique à 100 €. Je redonne le lien direct vers le document de Henri SAFA :

Sicetaitsimple

Je ne remets pas fondamentalement en cause les résultats de l’étude de M. Safa, simplement il part ( slide 26) sur une hypothèse de fourniture sous forme d’eau surchauffée à 120°C. Ce qui est dommage, c’est que le réseau de chaleur parisien exploité par la CPCU, il fonctionne en vapeur surchauffée à environ 25 bar et 240°C…. Il est peut-être possible de remplacer l’intégralité du réseau de chaleur parisien et les sous-stations dans tous les immeubles pour passer de vapeur surchauffée à 240° à de l’eau surchauffée à 120°,…, mais ça va couter bonbon…..et Nogent sera à mon avis arrété avant que les travaux ne soient finis! C’est bien pour ça que je disais vers 12h19 de gros besoins de chaleur à suffisament basse température. et un peu plus tard qu’il n’y a aucune possibilité ( sauf cosmétique) à partir du nucléaire existant.

Sandine

A Sicteaitsimple Effectivement nous partageons de nombreux points de vue. Je vais préciser ma pensée sur les transferts d’usages: Evidemment je ne peux qu’y souscrire dans la mesure où la société nous guide vers des évolutions technologiques et numériques et donc vers l’électricité. Ce que je ne cautionne plus, c’est le transfert d’usages “aveugle” sans regarder le système globalement. Le cas de l’Allemagne est édifiant. Alors que des efforts ont été fait pour réduire les réduction des GES et particulièrement de CO2 en Allemagne dans une vision énergétique globale, la production d’électricité carbonée conduit, elle, tendanciellement à augmenter la part des GES (dont CO2) depuis ces dernières années, ce n’est pas un scoop, mais c’est toujours fondamental de le rappeler. L’accélération des transferts d’usages renchérit potentiellement l’augmentation absolue des émissions, c’est le “germinal moderne”, vive les inauguration dans le Rurh de mines à ciel ouvert…ainsi, tant que le mix électrique ne satisfait pas des ambitions saines de réduction de CO2 (à minima stabilité, exemple de la France), il me semble qu’il faut être attentifs à ne pas encourager trop vite les transferts d’usages. En vertu d’une vision écologique climaique, je maintiens l’idée d’un mix équilibré, dont la part nucléaire ne réponde pas à des critère émotionnels ou populistes, et qui de l’autre côté conduirait à des choix de centrales charbon, polluantes…

Dan1

A Sandine Ah ben non, vous n’allez pas vous y mettre vous aussi à taper sur le charbon-lignite ! Avant sur Enerzine, c’était ultraconfidentiel et réservé à quelques inconscients qui essayaient d’obtenir quelques commentaires à propos d’une rubrique charbon qui d’ailleurs n’existait pas sur Enerzine au début. Il faut dire que KING COAL vit caché dans l’ombre du nucléaire, bien que ce soit lui le roi de l’électricité dans le monde (plus 40% de la production et en expansion plus rapide que les EnR). En Europe KING COAL est bien représenté avec un tiers de l’électricité produite.

Dan1

A Sicetaitsimple “Ce qui est dommage, c’est que le réseau de chaleur parisien exploité par la CPCU, il fonctionne en vapeur surchauffée à environ 25 bar et 240°C….” Vous avez raison, le problème de la cogénération (nucléaire ou autre à longue distance) se situe bien plus du côté du système de consommation de la chaleur que du côté du système de production et du système de transport. Ce que je voulais montrer, c’est que la cogénération nucléaire était techniquement possible (en France, il faut modifier le circuit secondaire puisque cela n’était pas prévu à la construction) au niveau des centrales et techniquement possible au niveau du transport sur 100 km voire plus. Evidemment économiquement c’est discutable par rapport à l’existant. Mais, le point le plus dur est évidemment le raccordement à des réseaux de chaleur (en eau) de très grande dimension. Par exemple pour Paris, l’eau chaude devrait être raccordée directement aux réseaux terminaux qui fonctionne à l’eau et non à la vapeur, c’est à dire aux 19 boucles d’eau chaude de CPCU… et là c’est pas gagné : Conclusion : c’est théoriquement possible mais pratiquement très difficile à réaliser

Sicetaitsimple

Je ne suis pas vraiment convaincu que les transferts d’usage, phénomêne plutôt lent (voir par exemple le véhicule electrique), aient un grand impact sur les émissions électrogènes de CO2 en Europe par rapport aux variations beaucoup plus erratiques liées d’une part au choix de l’Allemagne de sortir du nucléaire et d’autre part aux variations de la compétitivité gaz/charbon. Il est clair que d’ici une dizaine d’année il sera très compliqué pour l’Allemagne de faire autre chose que de compenser par des renouvelables et un appoint fossile si necessaire la perte de 12000MW de nucléaire qui sont encore en service et qui doivent fermer d’ici fin 2022.

Sicetaitsimple

Conclusion : c’est théoriquement possible mais pratiquement très difficile à réaliser Je ne disais pas autre chose!

Luis

¤ La débilité insultante de certains intervenants transitoires n’y changera rien. Pour le nouveau nucléaire, les coûts augmentent sans discontinuer. Pour les énergies renouvelables, le coûts des nouvelles réalisations diminue, plus ou moins vite selon les domaines. Un exemple avec le photovoltaïque allemand, dont les tarifs d’achat reflètent plus ou moins le niveau des coûts de réalisation et du kWh. Pour une nouvelle installation de 10 à 40 kW, le tarif d’achat était de 18,5 c€/kWh (185 €/MWh) en avril 2012 / de 14,8 c€/kWh en mai 2013 et de 12,6 c€/kWh en avril 2014. Les coûts et tarifs d’achat diminuent moins vite que par le passé, mais ils diminuent, malgré l’inflation.

Withstorage

Pour les énergies renouvellables,le cout des nouvelles réalisations diminue,plus ou moins vite selon les domaines. …coûts et tarifs d’achat diminuent moins vite que par le passé, mais ils diminuent, malgré l’inflation…. Dans le futur,ENR+stockage seront + cher que le nouveau nucléaire. Et à l’avenir, l’inflation touchera aussi,l’ensemble ENR+stockage,Malgré l’enfumage professionnel permanent des antinukes,toujours de très mauvaise foi. Le nouveau nucléaire a beaucoup d’avenir.

31
0
Laissez un commentairex
Available for Amazon Prime