Commentaires sur : UFC-Que Choisir : « Le réseau – électrique – se dégrade, EDF s’enrichi »

Par : Bachoubouzouc

Bachoubouzouc — Thu, 17 Jul 2014 08:25:07 +0000

Mais au final, vous voulez quoi, vous ? La remettre en question, cette péréquation tarifaire, ou la conserver ?

Par : Sandine

Sandine — Thu, 17 Jul 2014 08:04:14 +0000

Bonjour, Pour Chelya, attention à ne pas confondre tarifs réglementés et péréquation. La péréquation est historique. La péréquation tarifaire est un vecteur de l’aménagement du territoire qui permet la solidarité. C’est une conviction, aujourd’hui, il me faudrait des analyses économiques très poussées pour prétendre que le modèle n’est pas performant, j’ai directement travaillé sur plusieurs modèles économétriques « extrèmes » (mix, développement réseau, complémentarité) à l’échelle France, la péréquation est clairement un modèle intéressant de répartition des couts. Segmenter les activités à travers différentes entreprises de distribution a tendance à empiler des frais généraux, des couts de R&D, bref des couts fixes qui peuvent conduire à un dumping sur les coûts d’acheminement. Les élus qui souhaitent revenir en régie ou sur des modèles locaux sont très majoritairement des élus d’EELV, ce n’est pas le reflet des discussion que nous avons avec les départements, les syndicats, et les métropoles. Mais vous avez raison la réflexion arrive et mérite d’être instruite sur plusieurs angles dont l’angle économique. Le passage en régie suppose d’une part de payer un tickket de sortie au GRD, ensuite de financer l’investissement récurrent, ou la maintenance associée, d’anticiper les variations de territoires (extension des périmètres de la régie dans la durée) et contrairement à ce que vous dites, dans une régie municipale, les salariés sont fonctionnaires, c’est le droit du travail. Vous confondez probablement avec les SEM, où des salariés de droit privé peuvent être employés ; et là très clairement je n’y suis pas favorable – sauf quelques exceptions – , parce qu’avoir 49% d’une société d’économie mixte placés sous des actionnaires de droit privé ayant parfois des intérêt capitalistiques très forts (GDF Suez par exemple) n’est pas la solution non plus inéluctablement le jour où cet actionnaire voudra sortir les positions spéculatives seront les premières considérées au détriment de l’intérêt collectif. Les exemples issus de l’eau puisque vous les prenez invitent justement à la prudence sur ces montages. Sur la performance économique, là je ne suis vous suis pas, car encore une fois les disparités des territoires vont se renforcer – si vous pensez à la complémentarité des réseaux, le réseau de gaz est finalement peu développé en France – , le modèle français actuel en électricité est performant. Concernant l’énergie au sens large, la mise en place des schémas directeurs métropolitains, demain les schémas régionaux (en les rendant non opposables) seront des instruments de planification avec des cahiers des charges adaptés. Sur la CSPE, la réalité des couts détaillée sera probablement présentée l’an prochain par la CRE. La question n’est pas tout à fait celle que vous posez, c’est plutôt la part des productions centralisées par rapport aux productions décentralisées qui doit être explicitée, notamment pour le réseau de distribution. Le SER a poussé, EDF y a souscrit fin 2013, la CRE pose des questions sur la présentation des couts c’est tout. Un blackout ce n’est pas Dirk Chelya, attention à la sémantique. En revanche, vous avez raison, la sensibilité climatique est un élément que la FNCCR souhaite challenger. Vous pouvez malgré tout remarquer la rapidité du dépannage. @Dan1 Les pertes sont de l’ordre entre 6 et 7,5%. Les pertes commerciales (ou pertes non techniques) sont forcément liées connectées réseau terminal compte tenu du nombre de consommateurs versus le réseau de tranport, donc au réseau de distribution. C’est physique ! Le déploiement des compteurs communicants (gaz et élec) devrait assainir la situation.

Par : Bachoubouzouc

Bachoubouzouc — Thu, 17 Jul 2014 06:38:28 +0000

« vous pouvez très bien avoir péréquation tarifaire sans avoir d’instance centralisé… Il y a plein de prix réglementé des médicaments jusqu’au livre ! » Mais péréquation tarifaire et prix réglementés ne sont pas du tout la même chose ! « En plus la péréquation tarifiaire est une invention très récente (années 80) qui n’a jamais empêché d’avoir l’électricité… » M’enfin, la péréquation date de 1946 !! Ne pouvez vous pas écrire un seul commentaire sans lâcher une connerie plus énorme que les précédentes ??

Par : Dan1

Dan1 — Wed, 16 Jul 2014 19:40:57 +0000

A Sandine « Le modèle français a le mérite de chercher d’abord à calculer les pertes techniques (qui augmenteront si l’on joue trop sur le réactif) pour en déduire ensuite les pertes non techniques. » On a déjà pas mal parlé des pertes sur le réseau français : Confirmez-vous les ordres de grandeur annoncés pour les pertes techniques du réseau de transport et du réseau de distribution ? Enfin confirmez-vous que le réseau de distribution est largement victime de pertes commerciales 10 TWh / 25 soit 40% des pertes comptabilisées ?

Par : Sicetaitsimple

Sicetaitsimple — Wed, 16 Jul 2014 19:19:49 +0000

J’imagine que vous voulez dire » changement d’actionnariat d’ERDF », ERDF sortant du giron d’EDF? C’est bien entendu envisageable, mais quels bénéfices attendus (en dehors des caricatures de certains style « piscine de Proglio »? Je recopie ce que j’écrivais en page 1 des commentaires: Néanmoins, il me semble ( mais je suis preneur de toute explication posée) que l’etat fait ses fins de mois notamment sur un dividence copieux de l’ordre de 65% du résultat net du groupe EDF ( hors impot sur les sociétés qui vient en plus), dividende dont il décide le montant car actionnaire à plus de 85%. Dans ces conditions, il me parait normal ( mais encore une fois je suis preneur d’explications) qu’EDF demande à ses filiales francaise à 100% (RTE et ERDF) de verser leurs résultats net en dividende à environ la même hauteur. Bref, si comme Sonate le propose ERDF (ou RTE) était propriété directe de l’état et que l’etat était aussi gourmand, ça ne changerait strictement rien.

Par : Sicetaitsimple

Sicetaitsimple — Wed, 16 Jul 2014 18:09:02 +0000

j’ajouterais une question subsidiaire pour Chelya: « c’est quand les derniers black-out significatifs en France? » Et une subsidiaire au carré: « c’était quoi la cause de ces black-out »

Par : Dan1

Dan1 — Wed, 16 Jul 2014 18:06:19 +0000

A chelya « comme 5 GW de nucléaire qui s’arrête parce que ces trucs tombent tout le temps en panne » Vous avez le début du commencement d’une preuve pour affirmer cela ? Vous n’auriez quelques statistiques officielles des indisponibilités pour panne des réacteurs nucléaire ?

Par : Sandine

Sandine — Wed, 16 Jul 2014 07:56:56 +0000

@Chelya (je viens de comprendre votre surnom) Pour ce qui concerne la séparation comptable d’ERDF, je suis presque d’accord, à condition de conserver un acteur national et c’est là où nous ne serons pas d’accord, il faudra aussi adosser à ERDF une vraie R&D. Je milite pour la péréquation tarifaire, c’est une conviction, c’est pour cela qu’un acteur national me convient parfaitement. Et j’ai mes convictions comme vous avez les votres sur ce sujet. Sur les services systèmes, à ma connaissance ERDF participe notamment au plan de tension d’abord avec le réglage de tension aux postes sources, il n’y a donc pas de pertes liées au réactif ; ensuite et seulement sur ordre du TSO pour des questions de tensions basses, ERDF met en service le soutien par compensation réactive sur un réglage du cos phi. Pour ce qui concerne la rémunération de la BAR, vous avez plusieurs possibilités notamment pour l’emprunt. A cout total, des prêt court terme sont garantis par une rémunération de la BAR à 7% ce qui permet des négociations de taux bas pour le recourt à l’emprunt. Ce qui est dommageable c’est la remontée de cash vers EDF parce que l’Etat demande à « ses » entreprises de remonter en gros 2/3 du résultat ce qui devient vrai pour les filiales des groupes concernés. Si l’Etat redistribuait en conséquence une partie du cash remontées, les collectivités locales auraient probablement un nouveau levier local notamment pour permettre des mesures d’efficacité énergétique. Là, les cahiers des charges de concession doivent évoluer pour inviter l’Etat actionnaire de se positionner différement vis à vis des collectivités locales demain AODE notamment pour les Métropole. Par ailleurs, dans un modèle concessif, je ne suis pas supris d’une rémunération à 7% du capital concédé à condition de challenger « correctement » les distributeurs. D’où une remise de nouveau à plat des cahiers de charges autour des choix d’investissement concertés avec des données (FNCCR). C’est le propros des mes posts précédents. Le levier juridique coute moins cher à la société que d’absorber des actifs, des salariés, et un recourt à l’investissement local sans tenir compte des investissement de la zone d’a coté. Pour les transferts financiers, et la fiscalité au sens large placée dans des activités industrielles indispensables à une nation (dont l’énergie), il me semble indispensable en effet de réétudier les répartitions, comme celà doit être également vrai pour la CSPE, vous qui souhaitez la transparence, autant l’avoir jusqu’au bout. Sur les pertes, les questions réglementaires concernent davantage les pertes prises globalement que les pertes techniques seules. La modélisation des pertes techniques peut être discutée mais elle permet à minima d’avoir une idée de leur volume, je suis par exemple contre les visions belges ou allemandes sur les pertes non techniques qui sont d’abord calculées puis par différence on en déduit les pertes techniques. Le modèle français a le mérite de chercher d’abord à calculer les pertes techniques (qui augmenteront si l’on joue trop sur le réactif) pour en déduire ensuite les pertes non techniques.

Par : Sicetaitsimple

Sicetaitsimple — Tue, 15 Jul 2014 20:30:52 +0000

« Il n’y a aucune énergie renouvelable qui n’est pas pilotable à la baisse en quelques secondes.. » Comme vous nous l’avez déjà dit plusieurs fois, les renouvelables intermittents ( PV et éolien) sont pilotables à la baisse. C’est super, même si dans les faits ce n’est pas vraiment beaucoup mis en oeuvre, même si ça viendra forcément. La difficulté, c’est qu’en général il est plus facile dans un système énérgétique ( tiens, vous sur un vélo par exemple) de freiner plutôt que d’accélérer. C’est comme un tandem, on a trouvé celui qui levait le pied, mais va falloir nous dire celui qui fait l’effort quand il y a une côte….

Par : Sandine

Sandine — Tue, 15 Jul 2014 20:03:53 +0000

Tiens vous faites plusieurs erreurs. Déjà l’argument de corruption est le votre et je vous le laisse vous n’avez pas répondu à la question initiale. Pour le réglage réactif j’espère que vous plaisantez, le réseau de distribution en HTA est heureusement équipé de réglage de tension soit réactif soit par rapport de transformation. La question d’utiliser du réactif en plein réseau n’est pas la plus pertinente pour des questions de pertes c’est pourquoi je préfère les solutions de réglages par transfo régleurs. Pour le transit, si vous admettez un pilotage EnR à la baisse ça me va, même si ça ne plaira pas à tout le monde, en tout cas je suis très défavorable à la mise en place de solutions qui augmentent le transit pour des questions de réactif car bonjour les pertes. Pour l’îlotage hormis les solutions de contraintes transport je ne vois pas trop l’intérêt, c’est d’ailleurs le projet danois, idem à Nice d’ailleurs, et ce n’est pas le modèle allemand que j’envie et encore moins danois, les coûts ne sont pas aussi attrayants que vous le décrivez. Je préfère largement mon petit cahier des charges de concessions bien révisé avec des vrais objectifs pour les concessionnaires en regardant attentivement les coûts d’acheminement. Le réglage primaire avec les EnR pourquoi pas quand on n’a pas d’autres choix, sur la conso difficile sans mettre en place une usine à gaz en commande chez les clients, qui paie ?