Delphine Batho, ministre de l’Ecologie, du Développement durable et de l’Energie a signé fin décembre 2012 un décret qui doit permettre de garantir durablement la sécurité d’approvisionnement en électricité des Français, dans un contexte de hausse de la pointe de consommation.
Depuis plusieurs années en France, on observe une croissance importante de la pointe de consommation électrique qui met en péril, lors des pics de consommation, l’équilibre entre la production et la demande d’électricité. Plusieurs raisons en sont à l’origine, notamment la place du chauffage électrique et le développement de nouveaux usages de l’électricité (équipements électroménagers, informatiques, recharges multiples).
Mais qu’est ce qui se cache réellement derrière la notion de pointe ?
Les pointes de consommation d’électricité sont par définition les périodes où la demande électrique est la plus élevée. Il existe plusieurs types de « pointes » de consommation d’électricité (1). En effet, elle dépend avant tout de la période (journée, saison) et de la zone géographique observée.
La pointe journalière
La pointe journalière correspond au moment où la consommation électrique totale en France est la plus importante de la journée. Elle se caractérise par une hausse importante de la consommation pendant quelques heures.
En hiver, elle est observée à 19h, et traduit la mise en service simultanée de plusieurs appareils électriques (éclairage, télévision, cuisson etc.). On observe également une pointe journalière le matin au moment de l’ouverture des commerces et des bureaux. En été, la pointe est plutôt observée à 13h.
La pointe saisonnière
La consommation électrique française est très sensible à la température en raison du fort équipement en chauffages électriques. D’ailleurs on observe ne croissance des consommations de pointe en hiver.
Les pics de consommation associés aux vagues de froid peuvent se prolonger pendant plusieurs jours, voire plusieurs semaines. La période de pointe saisonnière correspond donc à une période de tension sur le réseau qui se caractérise par une forte consommation qui se prolonge dans le temps.
En hiver à 19h, une baisse des températures de 1°C entraîne une augmentation des consommations d’environ 2300 MW.
Les records de consommation, qui ont souvent lieu lors de vagues de froid exceptionnelles, sont atteints lorsque la pointe journalière se superpose à la pointe saisonnière. Ainsi, le 8 février 2012 autour de 19h, la demande a atteint 102,1 MW, contre une moyenne sur l’année 2011 d’environ 55 MW (2).
La gestion du réseau
L’augmentation de la consommation électrique n’est pas la même dans chacune des régions. Par exemple, la consommation d’électricité moyenne en France a augmenté de 1.7 % entre 2003 et 2011, alors que celle de la seule Bretagne a augmenté de 12.4% dans le même intervalle.
Le réseau électrique possède donc un rôle important pour transporter l’électricité des zones de production aux zones de consommation.
L’équilibre offre-demande en France pourrait être tendu dès l’hiver 2015-2016
Réseau de transport d’électricité (RTE), le gestionnaire du réseau public de transport d’électricité de France métropolitaine, élabore et rend public tous les deux ans, un bilan prévisionnel pluriannuel de l’équilibre de l’offre et de la demande d’électricité en France.
Dans son dernier « bilan prévisionnel », publié en 2012, RTE observe que sur les dix dernières années, la pointe électrique a augmenté 2,5 fois plus vite que l’énergie
consommée.
RTE prévoit que la sécurité d’alimentation électrique devrait être assurée jusqu’en 2015. A partir de 2016, elle devient plus tendue en raison notamment de la fermeture de certaines centrales thermiques à énergie fossile. A cette échéance, la puissance manquante est estimée à 1.2 GW et à 2.1 GW en 2017.
(1) La consommation est mesurée en kWh ou en MWh. La puissance électrique appelée est mesurée en MW ou GW.
(2) 478,2 TWh de consommation d’électricité en 2011 (bilan électrique de RTE), ramenée au nombre d’heures de l’année.
qui ont sciemment ignoré cette envolée des pointes 2.5 fois plus rapide que le consommation, ce qui en exclut le chauffage électrique comme responsable puisque ce dernier consomme régulièrement sur les 24heures du jour. Une étude peu ancienne avait montré que les efforts cumulés 2000-2005 de l’industrie du blanc (electroménager ménage) de réduction de consommation des appareils avit été “bouffé” par l’arrivée des écrans plats consommant de 200 à 500watts. Pas de chance, ce sont eux qui tourne en pointe aussi. Malgré cette affaire, les autorités auraient pu inciter gratuitement les gens chauffés à l’électricité de se faire poser des délesteurs de chauffage en pointe avec horloge intégrée. Cela aurait élimoiné le besoin des ces TAC bouffeurs de pétrole produisant un courant hors de prix. Une ristourne en fin d’année portant sur une partie des économies réalisées aurait arrangé tout le monde. On y viendra d’office quand les sources éolien-PV seront encore plus grosses, faudra bien trouver d’office un esclave consentant à réduire ou augmenter son appel de courant à la demande: le chauffage électrique tant décrié des zélateurs EnR qui ne voient même pas que c’est là la seule façon d’absorber les aléas éoliens-PV jusqu’à une dose de peut-être 15GW (faut faire appel aux spécialistes du réseau). Mais ceci n’est absolument pas une bénédiction de ma part car leur coût restera toujours bien plus élevé que même le KWh “EPR-spécial Flamanville” qui fait rire la planète !
On estime le kwh EPR Flamanville à 11,2 cts. Aujourd’hui, en centrale PV au sol, on est capable de faire du 10,5 cts/kwh. Nous sommes donc bien en dessous, et pour des coûts d’investissement environ 100 fois moindre. Le mythe du nucélaire pas cher et du PV hors de prix est en train de voler en éclat. Bien à vous, LR ps : au fait, ça en est où le démantelèment de la première centrale nucléaire en France ? Ca fait 20 ans, on en a encore pour une bonne quizaine d’années. 15 milliards d’euros, et la facture continuera à s’alourdir car le coeur du réacteur n’est toujours pas démantelé.
@Pas Naïf Un chauffage électrique bien réglé ne fonctionne pas régulièrement sur les 24 heures du jour ! Au contraire, il doit être programmé pour ne fonctionner que lorsque les habitants sont dans le logement, chauffer en priorité pendant les heures creuses plutôt que les heures pleines (au moins pour que le consommateur profite des différences de tarifs), être au ralenti lorsque les habitants dorment bien au chaud sous leur couette… Et bien sûr le fonctionnement du chauffage dépend du climat extérieur et de l’isolation du logement. Faut-il rappeller que la température extérieure évolue au cours d’une journée ?
@Pas Naïf Juste une question : quelle est la production du PV en France métropolitaine à 19h en hiver ? =0 ? Mais il est vrai qu’en été à 13h elle est couplée au besoin de pointe. J’ai essayé modestement de faire installer des dispositifs de délestage lors d’une opération de remplacement de vieux grille-pains dans des logements cette année. Ma direction n’y a vu aucun intérêt… Encore de la pédagogie à faire…
“On estime le kwh EPR Flamanville à 11,2 cts” Ah bon ? Et qui donc se cache derrière ce “on” délibérément imprecis ? “Aujourd’hui, en centrale PV au sol, on est capable de faire du 10,5 cts/kwh.” Oui, en centrales de 100MWc et avec des panneaux chinois (au bilan carbone largement plus lourd que le nucléaire). Pas terrible pour une industrie qui parle de décentralisation et d’écologie (et d’emplois français). Et c’est sans tenir compte des investissements sur le réseau que cela nécessite. “Nous sommes donc bien en dessous, et pour des coûts d’investissement environ 100 fois moindre.” En êtes vous si sûr ? Sachant que pour ces deux énergies l’essentiel des coûts est l’investissement cela m’étonnerait. “ps : au fait, ça en est où le démantelèment de la première centrale nucléaire en France ? Ca fait 20 ans, on en a encore pour une bonne quizaine d’années.” Est-on pressé ? “15 milliards d’euros, et la facture continuera à s’alourdir car le coeur du réacteur n’est toujours pas démantelé.” Dire que 15 milliards d’euros ont déjà été dépensés dans le démantèlement est totalement faux, puisque le démantèlement total du parc actuel d’EDF est pour l’instant estimé à 18 milliards (p101 du rapport de la cours des comptes) et que 1,5G€ ont été déjà dépensés pour la filière UNGG (l’essentiel des démantèlements actuels, voir p88 du rapport).
¤ Le chauffage électrique ne consomme pas régulièrement au cours de la journée, pour plusieurs raisons. Cela n’est peut-être pas généralisé, mais beaucoup de personnes réduisent le chauffage en journée lorsqu’elles sont absente de chez elles, conformément aux consignes d’économie d’énergie et au bon sens financier. Et elles augmentent le chauffage le soir en rentrant au foyer. Et comme il faut remonter en température, la consommation maximum dure plus longtemps que s’il fallait seulement compenser les pertes thermiques. Pour d’autres, c’est la sensation de froid (psychologique ou réelle) à la tombée de la nuit qui pousse à augmenter le chauffage. D’autant plus que l’effet bénéfique des journées ensoleillées (ça existe en hiver) disparait au coucher du soleil. Avec la baisse de la température le soir venant, une augmentation automatique du chauffage se produit avec la régulation des thermostats, lesquels équipent par nature les simples convecteurs électriques et tous les chauffages. Ainsi, le chauffage électrique contribue bien à la pointe électrique de 19 h en hiver.
Dommage que l’on ne parle pas assez des réseaux de chaleur avec cogénération. On en est à seulement 5% de RC en France comparé à plus de 50% dans les pays du Nord entre autres. Pour mémoire les réseaux de chaleur en Europe :
Et le chauffage gaz contribue bien à la pointe gaz, de même que le chauffage fioul, ou le chauffage à bois, à leur pointe respective? Et alors? C’est quoi le vrai problème? PS: vous avez vu, je vous ai fait un suivi d’une conversation assez récente sur le PV en Allemagne hier soir
“Le chauffage électrique ne consomme pas régulièrement au cours de la journée, pour plusieurs raisons. Cela n’est peut-être pas généralisé, mais beaucoup de personnes réduisent le chauffage en journée lorsqu’elles sont absente de chez elles, conformément aux consignes d’économie d’énergie et au bon sens financier. Et elles augmentent le chauffage le soir en rentrant au foyer. Et comme il faut remonter en température, la consommation maximum dure plus longtemps que s’il fallait seulement compenser les pertes thermiques.” Ce genre de variations sont réalisées avec des thermostats programmables. Et contrairement aux installations au gaz, je n’ai jamais vu de ma vie d’installation électrique qui en soit équipée. Cela peut s’expliquer par le fait que les installations électriques sont généralement plus “bas de gamme” que celle au gaz. Ou par le fait que les maisons chauffées à l’électricité sont généralement mieux isolées que celles au gaz (on en a discuté maintes fois sur Enerzine). “Pour d’autres, c’est la sensation de froid (psychologique ou réelle) à la tombée de la nuit qui pousse à augmenter le chauffage.” Connaissez vous une seule personne qui augmente le chauffage en se couchant ? “Avec la baisse de la température le soir venant, une augmentation automatique du chauffage se produit avec la régulation des thermostats, lesquels équipent par nature les simples convecteurs électriques et tous les chauffages.” Compte tenue de l’inertie thermique d’une maison, si cet effet était vrai il n’interviendrait que bien plus tard dans la nuit. Le chauffage électrique contribuerait alors plutôt à combler les creux de consommation de la journée. Bref, on sait bien que pour des raisons idéologiques vous cherchez à plomber le chauffage électrique mais cela ne prend pas.
Développer les réseaux de chaleur au détriment du chauffage électrique est aussi un excellent moyen d’augmenter nos importations de gaz et nos émissions polluantes. Mais bon, ça a l’air d’être le jeu en ce moment.
Si vous regardez bien les chiffres de pénétration des réseaux de chaleur du lien que vous citez, c’est un peu “gosplan”, non? Plus sérieusement, développer des réseaux de chaleur ce n’est pas évident, mais certains pays l’ont fait à une époque ou le “Gosplan” était soit obligatoire, soit dans les moeurs. Et chaque pays vit un peu sur cet héritage.
@bachoubouzouc : EDF a provisionné 2 milliards d’euros pour le démantèlement de Chooz, sachant que les allemands et les anglais, qui ont plus d’expérience dans ce domaine, tablent sur des coûts 5 fois supérieurs. Donc on sera plutôt proche des 10 milliards. Avec un coût de construction de 8,5 milliards d’euros annoncé en décembre 2012, le coût du capital devient 89 euros dans le coût du MWh, soit un coût de production total de 107 euros/MWh (89+18) ou de 10,7 cts/kWh. La cour des Comptes, sur un coût de 6,5 Mds, table au minimum sur 7 à 9 cts. On sera donc très probablement au dessus de 10 cts. Concernant le PV, (oui, je suis du métier), on fait du 10,5 centimes le kwh avec les panneaux parmi les plus performants, marque européenne, silicium fondu avec une centrale hydroélectrique, meilleur bilan carbone du marché. Et concernant les investissements, on est évidemment bien loin de l’investissement d’un EPR. Bien à vous
Comment peut-on expliquer que le chauffage électrique est le principal responsable de l’augmentation forte de la puissance de pointe alors que le taux d’équipement fixe n’augmente plus depuis plusieurs années? Quelques pistes: – les équipements que l’on met en route vers 18-19h: ordinateurs, télévisions (contrairement aus idées reçues, un écran plat consomme au moins autant qu’un bon cathodique, car beaucoup plus grand, bonjour l’effet rebond!) – les “soufflants à 25€ chez casto” qu’on met en route aussi vers 18-19h parcequ’on se les pèle dans le logement mal isolé (les logement équipés d’origine de chauffage électrique sont mieux isolés), c’est pas forcement un bon calcul mais c’est comme ça. – les pompes à chaleur, qui se sont largement développé ces dernières années: leur rendement plonge dès que la température baisse et que la conso augmente, donc l’effet “amplificateur de pointe” est effroyable…
“EDF a provisionné 2 milliards d’euros pour le démantèlement de Chooz, sachant que les allemands et les anglais, qui ont plus d’expérience dans ce domaine, tablent sur des coûts 5 fois supérieurs.” Premièrement les allemands et anglais n’ont pas plus d’expérience que nous (avec neuf réacteurs de technologies différentes en cours de démantèlement rien que pour EDF). Deuxièmement, et comme cela été dit maintes fois face à cette objection des écolos, les technologies des réacteurs allemands et surtout anglais n’ont rien à voir aux nôtres. Le rapport de la CdC parle ainsi de la question de la technologie (p87) : “Les neufs réacteurs sont de quatre technologies différentes. Les coûts de démantèlement sont dès lors difficilement comparables, tant les caractéristiques techniques des enceintes ou des composants situés au plus près des combustibles sont différentes. Ainsi, d’après les derniers devis disponibles, le coût de démantèlement du réacteur de technologie REP (réacteur à eau pressurisée) de Chooz A représenterait 68 % du coût moyen de celui des réacteurs « graphite-gaz » et 59 % de celui de Brennilis (eau lourde).” “Avec un coût de construction de 8,5 milliards d’euros annoncé en décembre 2012, le coût du capital devient 89 euros dans le coût du MWh, soit un coût de production total de 107 euros/MWh (89+18) ou de 10,7 cts/kWh.” Vous n’avez toujours pas répondu à ma question : Qui est le “on” qui a réalisé ce calcul ? Bon, comme il nous est ressorti au moins une fois par semaine sur Enerzine, j’en déduis que vous n’êtes que le nième à copier/coller ce paragraphe qui circule parmi les lobbys écolos/ENR. Bref, attendez donc de voir de vrais chiffres calculés par des professionnels (j’ai lu quelque part que les écolos venaient de relancer une nouvelle commission parlementaire sur le sujet) plutôt que de spéculer sur des calculs magouillés par des désinformateurs professionnels. “Concernant le PV, (oui, je suis du métier), on fait du 10,5 centimes le kwh avec les panneaux parmi les plus performants, marque européenne, silicium fondu avec une centrale hydroélectrique, meilleur bilan carbone du marché.” Attention, vous avez oublié “avec des vrais morceaux d’écologie dedans”. Je suis mort de rire face à vous antinucs, qui tour à tour dénoncez EDF pompant les subventions de votre industrie en installant des panneaux chinois avec de la main d’oeuvre polonaise, puis qui nous parlez des mêmes centrales, mais cette fois ci avec des panneaux tout bien comme il faut ! “Et concernant les investissements, on est évidemment bien loin de l’investissement d’un EPR.” Ah bon ? Et ben voyons donc. Prenons l’exemple de la central de Rosières en Hayes (115MWc), inaugurée au milieu de l’année dernière : Un investissement d’environ 350M€, pour 115MWc, pour une durée de vie supposée de 20 ans. Soit 350M€ d’investissement pour environ 2,2TWh produits pendant 20 ans avec un taux de charge de 12% (l’article parle de 1100h de fonctionnement optimal par an). Soit 144€ par MWh d’investissement. L’EPR de Flamanville (le plus cher), va produire 670 TWh sur 60 ans avec un taux de charge d’en gros 80%, le tout pour un investissement de 8,5G€. Soit 12,6€ par MWh d’investissement. Conclusion, non seulement l’investissement dans l’EPR de Flamanville (encore une fois, le plus cher) est moins cher que pour une production équivalente de PV, mais en plus il est dix fois moins cher. Vous êtes sûr que vous êtes du métier ?
“Bref, attendez donc de voir de vrais chiffres calculés par des professionnels (j’ai lu quelque part que les écolos venaient de relancer une nouvelle commission parlementaire sur le sujet) plutôt que de spéculer sur des calculs magouillés par des désinformateurs professionnels.” des professionnels des calculs comme pour l’estimation du coût de l’EPR… Il faut donc multiplier cette estimation pour le démantelement par un facteur entre 2 et 3 ?
“des professionnels des calculs comme pour l’estimation du coût de l’EPR…” Bah oui. Et leurs calculs étaient bons. La preuve : les experts d’EDF, d’Areva et de la Cours des Comptes arrivaient à peu près au même résultat). Après, ce sont les aléas d’un chantier, qu’on ne peut pas totalement anticiper dans un calcul initial. Je suppose que vous avez très bien compris cela, mais que comme tous les antinucléaires vous préférez recourir à la désinformation et à la manipulation, plutôt que de participer à un débat rationnel.
Aux comparateurs impénitents. Nombre de commentateurs persiste à vouloir comparer une production EnR actuelle ou disponible dans un proche avenir au coûts (ou prix ?) futurs moyens de l’EPR sur 60 ans. Or cette comparaison ne tient pas dans le système français pour au moins les 20 prochaines années, car il faut tenir du passé et du présent : Notre parc nucléaire est à mi-vie en ayant déjà produit 11 000 milliards de kWh. Aujourd’hui, la cour des comptes estime que le coût comptable de production est de 33 €/MWh. Ce parc, convenanblement entretenu et modernisé, pourra produire encore autant de kWh. Voilà le drame français : avoir disposé, disposer aujourd’hui et disposer encore pour assez longtemps d’un moyen de production de masse d’électricité à bas prix (le coût marginal de production étant autour de 10 € le MWh). C’est bête, mais la France a atteint la compétitivité dans le domane de la production d’électricité. Au secours… vite cassons cet avantage compétitif ! Ceci étant, rien n’empêche de développer raisonnablement les EnR en parallèle. Rappelons nous que dans la vie, il n’y a pas que l’électricité, car la France dépend encore aux deux tiers des énergies FOSSILES qui alourdissent dramatiquement la balance commerciale et crées le déficit (contrairement à la production d’électricité qui redresse sinificativement la balance).
“En prenant en compte la rémunération du capital, selon la méthode dite du coût courant économique, qui permet des comparaisons entre modes d’énergie, le coût du MWh produit s’élève à 49,5 €.” Le coût marginal est vers 20 à 30 €. Un peu de pénitence.
A Cce; D’où tenez-vous que le coût marginal de production du nucléaire historique est de 20 à 30 euros ? Citez la source. D’autre part, je réitère que le Coût Comptable de Production est bien de 33,4 Euros/MWh selon la cour des comptes.
Ce prix n’est pas de 33 €/Mwh comme le dit Dan1, mais de 42 €/Mwh. Qui le sait d’ailleurs très bien… En revanche, comme le dit Dan1, parler de prix de pointe pour les centrales nucléaires est un contresens puisque le nucléaire est un moyen de production de base et de semi-base. Pour la pointe, la France a importé de l’électricité produite au charbon d’Allemagne. D’ailleurs, en 2012, la France a plus importé d’électricité d’Allemagne qu’exporté. Car, la France est exportatrice d’électricité de base / semi-base, et importatrice d’électricité de pointe. Tous les fournisseurs d’énergie ont accès à un prix de “gros” sortie centrale historique qui s’appelle l’ARENH (accès régulé à l’électricité nucléaire historique d’EDF). A compter du 1er juillet 2011, et pour une durée de 15 ans, les fournisseurs alternatifs d’électricité ont droit à l’ARENH pour un volume total ne pouvant dépasser 100 TWh, soit environ 25 % de la production du parc nucléaire historique. En cas d’atteinte de ce plafond, celui-ci est réparti par la CRE entre les fournisseurs de manière à permettre le développement de la concurrence sur l’ensemble des segments du marché de détail. La méthode de répartition est définie par décision de la CRE ; à défaut, cette répartition est effectuée au prorata des volumes d’ARENH demandés par les fournisseurs. Le prix de l’ARENH est fixé à 40 €/MWh au démarrage du dispositif puis ensuite à 42 €/MWh dès 2012 Le prix de l’ARENH est fixé dans un premier temps par le gouvernement après avis de la CRE. A partir du 8décembre 2013, il le sera par la CRE. Le code de l’énergie prévoit que le prix initial doit être fixé en cohérence avec le TaRTAM, de telle façon qu’un consommateur au TaRTAM au 30 juin 2011 puisse se voir proposer par la suite une offre de marché au même niveau de prix. La CRE a estimé que le prix proposé de 40 €/MWh au 1er juillet 2011 permet d’atteindre cet objectif ( avis du 5 mai 2011 ). Par ailleurs, le code de l’énergie dispose qu’afin d’assurer une juste rémunération à EDF, le prix doit être représentatif des conditions économiques de la production d’électricité de ses centrales nucléaires sur la durée du dispositif. Un décret en Conseil d’Etat doit préciser les conditions dans lesquelles sont fixés les prix de l’ARENH. En l’absence de ce texte à la date de la délibération, la CRE a dû, pour rendre son avis sur le prix de 42 €/MWh au 1er janvier 2012 , établir la méthode d’identification et de comptabilisation des coûts qu’elle estime pertinente pour refléter les conditions économiques de production de l’électricité nucléaire historique. Cette méthode de calcul conduit à un prix de l’ARENH compris dans une fourchette allant de 36 €/MWh à 39 €/MWh. L’écart avec le prix de 42 €/MWh est justifié par le gouvernement par une prise en compte anticipée des investissements indispensables à la mise en sécurité des centrales nucléaires, sur lesquels la CRE n’est pas en mesure de se prononcer.
Ne mélangeons pas tout, je parlais de coût et non de prix. La CdC parle de coût et non de prix. Je sais effectivement ce qu’à écrit la CdC, c’est marqué en détail ici : Et je reprends l’explication : 1) Le Coût Comptable de la Production (CCP) à un moment donné (C’est les fameux 33,4 €/MWh) 2) Le Coût Courant Economique (CCE) : coût global moyen sur toute la durée de fonctionnement 3) L’approche de la commission Champsaur : coût de production en France sur les 15 prochaines années, en tenant compte du fait que le parc est déjà en grande partie amorti 4) Le Coût Comptable Complet de Production (C3P) : d’un coût dégressif dans le temps tenant compte d’un objectif de renouvellement du parc dans les conditions de construction actuelle. Au final, la CdC a publié 4 valeurs différentes de coûts : 1) CCP = 33,4 €/MWh 2) CCE = 49,5 €/MWh 3) Champsaur = 33,1 €/MWh 4) C3P = 39,8 €/MWh Je confirme donc que 33,4 €/MWh n’est pas le prix du MWh…. mais son coût de production comptable sans inclure la rémunération du capital. Et ça tombe bien, car je n’ai jamais écrit autre chose. L’ARENH est un arrangement “original” qui impose à une entreprise d’alimenter ses concurrent à prix convenu pour qu’ils puissent ensuite revendre cette électricité au consommateur. C’est donc une autre logique qui ne pas être confondue avec le coût comptable de production.
“D’ailleurs, en 2012, la France a plus importé d’électricité d’Allemagne qu’exporté. Car, la France est exportatrice d’électricité de base / semi-base, et importatrice d’électricité de pointe.” Petite précision. Cela était historiquement vrai mais un phénomène vient changer la donne : Les ENR, et plus précisemment l’éolien, qui aujourd’hui en Europe a atteint une puissance installée assez considérable. Les éoliennes ont la caractéristique de démarrer toutes en même temps lorsqu’il y a du temps, et les réseaux ont l’obligation d’écouler l’électricité qu’elles produisent, quelle que soit la demande. Cela amène à des baisses considérable du prix spot de l’électricité lorsqu’un épisode venteux apparait en même temps qu’une période de baisse de consommation. D’où un effet d’aubaine pour les pays voisins, qui peuvent ainsi acheter à bas coût (même parfois à prix négatif) une électricité qu’ils auraient très bien pu produire eux même. Une part de plus en plus importante de nos importations électriques d’Allemagne est due à cela (notamment la nuit). Exemple : A l’instant où j’écris, la France est exportatrice nette d’environ 5,4GW d’électricité, mais importe tout de même 1,5GW d’Allemagne. Le prix SPOT est autour de 51€/MWh en France, et autour de 33€/MWh en Allemagne : Cela nous fait donc une économie de 8€/MWh sur 1,5GW, cadeau des allemands !
Les éoliennes démarrent quand il y a du vent et non pas du temps, et c’est 18€/MWh et non pas 8€/MWh qu’on se met dans la poche.
Pour ceux qui s’intéresse au coût du nucléaire (historique), je reprends ci-dessous in extenso la définition du Coût Comptable de Production (CCP) tel que l’a écrit la Cour des Comptes (c’est à la page 271 du rapport) “a) Le coût comptable de la production à un moment donné. La méthode la plus simple consiste à prendre en compte le montant des amortissements comme seul élément de calcul de la part des investissements et du capital dans le coût de la production électronucléaire. Elle permet de mesurer le coût comptable de la production électronucléaire à un moment donné. Le montant des amortissements est très dépendant des méthodes comptables appliquées dans le passé mais aussi de la durée de fonctionnement du parc. Lorsque le parc est complètement amorti, ce montant devient nul. Cette méthode ne tient pas compte du coût du capital, c’est-à-dire de sa rémunération, comme pour n’importe quel facteur de production. Par ailleurs, le total des amortissements permet de reconstituer le montant du capital investi dans le parc mais à sa valeur initiale, sans tenir compte de l’inflation ni, bien entendu, de l’évolution des coûts de construction dans les réacteurs nucléaires au cours du temps.” Ce coût intègre toutes les dépenses y compris les amortissements mais ne permet pas de reconstruire un parc équivalent en fin de vie (dans 20 ans) car les coûts de construction ont évolués. Mais si on décide d’arrêter le nucléaire à la fin de vie des 58 réacteurs actuels, le coût du parc calculé avec le CCP est le bon. Le MWh aura bien coûté en moyenne 33,4 euros. En revanche, si on veut poursuivre le nucléaire et progressivement remplacer les 58 réacteurs 2G par XX réacteurs 3G ou plus, il faut alors rémunérer le capital pour permettre un nouvel investissement plus important mais qui produira massivement de l’électricité beaucoup plus longtemps, on retombe alors sur le fameux coût courant économique de 49,5 euros/MWh : J’en déduis que les ardents défenseurs du coût le plus élevé pour le MWh nucléaire historique sont aussi des ardents défenseurs de la prolongation du nucléaire en France… sinon ils militeraient pour le coût le plus bas (33,4 €/MWh) en argumentant cette position par le fait qu’il ne faut pas forcer EDF à faire trop de bénéfices qui risqueraient de servir à investir dans de nouveaux réacteurs nucléaires !
Là où c’était vraiment intéressant “d’acheter” de l’électricité aux Allemands, c’était le 25 décembre. C’est bien connu, au pied du sapin il y a des cadeaux. Et là c’était un gros cadeau : L’électricité était bradée à – 220 Euros le MWh. Je me demande même qui était l’acheteur dans ce cas là : – celui qui reçoit la marchandise ? – celui qui la “donne” ?
A Cce. Vous n’avez toujours pas trouvé l’origine de votre affirmation : “Le coût marginal est vers 20 à 30 €.”
je vends à mes clients entreprises des appareils qui leur font économiser de l’electricité; qui touche les points de capacité , mes clients ou bien moi? qui les achète? je vais dans quelle boutique? merci