La justice britannique rejette un recours contre le projet de centrale Sizewell C porté par EDF
La justice britannique a rejeté jeudi un recours contre le projet Sizewell C de centrale nucléaire EPR au Royaume-Uni, porté par EDF, dont les opposants décrient l’impact sur l’environnement et envisagent de faire appel.
« La demande visant à introduire un recours (contre l’autorisation du projet) est rejetée », a tranché le tribunal dans une décision de la Haute Cour de Londres, consultée par l’AFP.
L’organisation Together Against Sizewell C (TASC, ensemble contre Sizewell C), qui avait introduit ce recours, « est évidemment déçue, mais ce verdict ne marque pas la fin de nos efforts », assure Jenny Kirtley, présidente de TASC, dans un communiqué. « La campagne se poursuivra sous une forme ou sous une autre. »
Les plaignants, qui demandaient l’annulation de la décision accordant l’autorisation de développement, dénonçaient l’impact du projet sur l’environnement, lié notamment à l’approvisionnement en eau de mer pour refroidir la centrale, mais aussi en eau potable pour alimenter le site.
« Les impacts environnementaux de la sécurisation d’un approvisionnement permanent en eau de deux millions de litres par jour (…) n’ont jamais été évalués », selon le cabinet Leigh Day, qui représente les plaignants.
Mais le gouvernement était fondé à « traiter dans le cadre d’un processus ultérieur distinct » la question de l’eau potable alimentant le site, selon la décision de justice consultée par l’AFP.
Contactés par l’AFP, le gouvernement britannique et EDF n’avaient pas réagi dans l’immédiat.
L’exécutif a donné son feu vert le 20 juillet à ce projet. Le Royaume-Uni, qui s’est engagé à atteindre la neutralité carbone en 2050, veut accélérer le développement de l’énergie nucléaire, qui ne diffuse pas de CO2 dans l’atmosphère.
Londres a annoncé en novembre prendre une part directe de 50% dans le projet de Sizewell C, en parallèle de la sortie du chinois CGN, initialement partenaire.
Le gouvernement britannique et l’énergéticien français doivent encore lever des capitaux en vue de la décision finale d’investissement, qui n’est pas attendue avant la fin de l’année au plus tôt.
La centrale Sizewell C, qui doit être constituée de deux réacteurs EPR de 3,2 gigawatts (GW), devrait coûter au total 20 à 30 milliards de livres (23 à 35 milliards d’euros). Elle ne devrait pas commencer sa production avant 2035.
COMMENTAIRES
Le pragmatisme britannique à l’oeuvre…
En route vers un Mix décarboné pour les Anglais !!! qui ne confondent pas Utopie et idéologie avec Réalité technique actuelle et optimisation des Ressources…
Les Anglais, qui ont bien plus d’intérêts économiques dans de grands acteurs miniers de classe mondiale, savent les limites de Flux potentiels des matériaux nécessaires à la soi-disant « Transition énergétique » … Le fait que le gouvernement britannique prenne des parts dans ce projet montre combien (malgré un régime très libéral) ils sont conscients de la nécessité « vitale » d’avoir une base de production sure, pilotée sur de grandes périodes et faiblement consommatrice de ressources… Jamais dans un état aussi libéral, ils n’iraient dans une telle direction (avec un acteur étranger qui plus est !) sans de solides certitudes établies (faute de mieux !) !!!
Avec un prix unitaire de 11,5 à 17,5 milliards d’euros pour des EPR qui ne sont pas des prototypes, mais éventuellement les 7e et 8e de la série EPR, cela n’augure rien de bon pour le coût réel des EPR2, s’ils sont construits.
C’est très différent du discours officiel sur les EPR2.
Enfin, si le gouvernement britannique a dû mettre au pot, c’est qu’aucun investisseur d’envergure ne voulait prendre le risque de se lancer dans cette aventure. Malgré un tarif d’achat garanti qui atteint maintenant plus de 120 €/MWh pour Hinkley Point.
120 €/MW pilotable, pour du nucléaire, c’est moins cher que les 130 €/MW éolien en mer pour le parc devant Dieppe/le Tréport qui nécessite en plus du gaz ou des moyens de stockage.
C’est toujours moins cher qu’un MWh d’électricité d’origine renouvelable absente une bonne partie du temps et devant être compensé par des moyens coûteux.
Le tarif d’achat pour la future électricité EPR britannique est 60% plus cher que celui des parcs éoliens en mer (britanniques) mis en service en 2022 et actuellement.
C’est plus du double du tarif d’achat des parcs éoliens en mer (britanniques) actuellement en construction.
Plus cher en comptant les réseaux à créer et les raccordements des parcs en mer !? surement un peu, mais quand on ajoute le Back-up et les interconnexions nécessaires pour stabiliser les productions intermittentes cela va être une sacrée inconnue si on ne connait pas les disponibilités futures en Gaz Fossile (et là il y a un gros sujet, et les british EUX ils connaissent ce qu’est le pic pétrolier…) !?
Perso, je pense que certains Anglais (des élites) ont poussé au Brexit pour faire « exploser » l’Europe à moyen terme (les Anglais ont assez peu pesé en Europe et cela les vexaient…).
Avec les Anglais on ne s’aime pas toujours mais on communique assez bien. Le « couple » Franco-Allemand a explosé il y a 25 ans avec Schroeder et risque de ne jamais se refaire (mais les politiques Français y croient encore et/ou entretiennent le mythe )… Tot ou tard on retrouvera une association France-Angleterre avec d’autres pays d’Europe (mais sans l’Allemagne Grand format), on est bien plus complémentaire des Anglais que des Allemands (avec l’Allemagne en format réunifié… et l’Europe qui s’élargit à l’Est).
Aller faire des leçons économiques aux British, on peut le faire, mais on peut aussi prendre une sacrée correction… (surtout quand les Anglais sont en mode « gestion de crise », là ils sont bons !).
Canado en est à confondre tarifs de rachat et coûts économiques nets. Avec des arguments comme celui-ci avance, les prix de vente aux consommateurs n’ont pas fini d’augmenter. Quelle incompétence !
Devant Dieppe/le Tréport,(parc éolien en mer de 60*8 MW) les travaux ne sont pas commencés mais le tarif garanti est déjà signé à 130 €/MW.h auxquels il faudrait ajouter une centrale gaz ou des STEP pour pouvoir stocker au moins 10 jours de production moyenne (45 GW.h) soit 162.000.000 de m3 d’eau (4 km*4 km*10 m) en haut des falaises de 100 m de la région.
Heureusement, nous devrions avoir 2 EPR tout neufs…
Après avoir atteint un point le plus bas à environ 50 euros le MWh, suite à une spéculation à la baisse sur le prix des matériaux, le prix de l’éolien offshore britannique est remonté en flèche en 2022, où les PPA britanniques ont atteint 145 euros le MWh. C’est redescendu depuis. Il faudra voir les derniers chiffres des appels d’offres passés en 2023.
Jancovici dit qu’une très grande partie du prix des EPR britanniques est due à des taux d’intérêt très élevés.
Je pense que le RU a raison de miser à la fois sur le nucléaire et l’éolien offshore. A ce jour, il n’a aucune raison de se priver de l’une ou de l’autre voie bas carbone.
Enfin, le back-up doit être total: pas plus tard qu’avant hier, la production solaire + éolien britannique est descendue à 1 GW.
Les tarifs de RAchat n’existent pas, bien que le terme soit galvaudé on ne sait pourquoi. On peut RAcheter une vieille armoire bretonne à celui auquel on l’avait vendue, après avoir changé d’avis. Pour RAcheter, il faut déjà avoir vendu et faire ensuite l’opération inverse.
Les tarifs d’Achat sont ceux auquel un organisme obligé Achète à un producteur. En fait, c’est un système utilisé pour les petits producteurs.
Pour les grands producteurs, c’est un tarif de référence, que les britanniques appellent Contract for Difference (CfD), fixé par l’Etat à partir du « coût économique » : coût de production sur x années (investissements et charges courantes) + un bénéfice raisonnable.
Les producteurs vendent sur le marché et une caisse de compensation (l’Etat) verse un complément si le prix du marché est inférieur au tarif de référence, ou l’inverse.
C’est pour cela que la CRE a estimé que les énergies renouvelables allaient verser à l’Etat français près de 31 milliards d’euros pour 2022-2023 :
https://www.cre.fr/content/download/26322/file/221103_2022-272_CSPE_2023.pdf
« … toutes les filières d’énergies renouvelables en métropole continentale représenteront des recettes pour le budget de l’Etat, pour une contribution cumulée de 30,9 Md€ au titre de 2022 et 2023. »
@Canado,
Vu les prix de marché européen aux Heures de Grand Soleil, la PREDICTION de la CRE exprimée : « » « … toutes les filières d’énergies renouvelables en métropole continentale représenteront des recettes pour le budget de l’Etat, pour une contribution cumulée de 30,9 Md€ au titre de 2022 et 2023. » « » n’est absolument pas garantie… Et je dirais même plus, le retour de manivelle risque d’être violent sur le budget de l’état… (Est-ce encore une fois EDF qui paiera donc le citoyen « moyen » !??? pour satisfaire les profits des ENRistocrates !?)
Ces mêmes filières renouvelables ont encaissé tellement d’argent avec la hausse vertigineuse des cours de marché ! https://www.liberation.fr/idees-et-debats/tribunes/taxation-des-superprofits-le-precedent-des-energies-renouvelables-20220906_SDHR3VQNU5ADLPH27RIXCH5RNQ/
La loi récente est en fait une extorsion par l’Etat aux dépends des énergies renouvelables.
Auparavant, dans le cadre des tarifs de référence (grandes entreprises et vente sur le marché), éolien et solaire étaient seulement tenus de rembourser les sommes perçues et pouvaient garder leurs bénéfices (hors taxes et impôts habituels) une fois leurs « subventions » remboursées.
Maintenant, avec la nouvelle loi, ce n’est plus le cas et on leur soutire abusivement de l’argent. Rien sur les superprofits d’autres acteurs économiques : curieux.
Ne pas confondre les tarifs d’Achat ou tarifs de référence (CfD britanniques) avec les Power Purchase Agreement (PPA) qui sont deux choses complètement différentes.
Les PPA sont en dehors des appels d’offres et des « tarifs d’Achat » qui leur sont associés. Ce sont des contrats de vente de gré à gré établis pour plusieurs années entre un fournisseur (un parc éolien ou photovoltaïque par exemple) et une entreprise (la SNCF par exemple).
Ces contrats ont généralement une durée de 5 à 25 ans, les modalités pratiques n’étant pas publiques. D’autres contrats sont à plus court terme et ce sont uniquement ceux là qui sont négociés sur les contrats à terme (comme le blé ou l’aluminium).
Si les taux d’intérêts pour le nucléaire EPR britannique ont été élevés, c’est que la prime de risque était élevée. Les investisseurs prêtent à un taux plus élevé si le risque de perdre leur mise est plus élevé, cas avéré pour Hinkley Point.
Le risque de prêter à EDF est en effet élevé, ce qu’indiquent les grandes agences de notation qui ont fait trembler le ministère des finances récemment (la « France » s’en est sortie de peu de ne pas voir sa note dégradée).
Enfin, les coûts économiques pour un distributeur ne sont pas tout à fait ceux auquels vous faites référence : « Les études disponibles soulignent par ailleurs l’importance d’aborder le coût économique d’un mix électrique en élargissant le chiffrage au système électrique dans son ensemble, qui comprend, en sus des moyens de production, tous les moyens de stockage, de
flexibilité de la demande, mais aussi le réseau de transport et de distribution et les interconnexions. » P 74 de https://www.ccomptes.fr/sites/default/files/2021-12/20211213-S2021-2052-analyse-couts-systeme-production-electrique-France.pdf
https://www.latribune.fr/entreprises-finance/industrie/energie-environnement/nucleaire-les-pistes-pour-financer-les-nouveaux-reacteurs-francais-950754.html
« Avec un taux d’intérêt de 2%, le mégawattheure sortirait à 40 euros. A 8%, le prix grimperait à plus de 90 euros le mégawattheure. A 11%, il dépasserait la barre des 120 euros le mégawattheure, précise EDF dans son dossier de maître d’ouvrage produit dans le cadre du débat public en cours sur la relance du nucléaire. »
Au 23/06, le taux de l’obligation France à 30 ans est à 3,3%. Comme EDF appartient désormais à nouveau à l’état français à 100%, on peut imaginer que les taux d’intérêt soient de cet ordre-là.
La note d’EDF par les agences de notation est pire que celle de la France et, toutes proportions gardées, la situation financière d’EDF est pire que celle de la France, malgré l’injection de capitaux de l’Etat français.
Puisque le nucléaire est incapable d’augmenter sa production pour satisfaire une demande qui augmente rapidement chaque matin, le nucléaire a lui aussi besoin d’un back-up, qui est fourni par l’hydraulique mais aussi par le gaz. Cela se voit depuis 10-11 ans sur les données horaires de RTE.
Par exemple, en 2022, lors des 800 heures pendant lesquelles la demande a augmenté de plus de 3000 MW en une seule heure, le nucléaire a faiblement suivi 45 fois seulement, sans jamais dépasser les 1000 MW d’augmentation.
Le nucléaire a même diminué sa production à 200 reprises alors que la demande augmentait de plus de 3000 MW/heure (sur les 800 heures).
En particulier, une baisse de 1300 MW/heure du nucléaire en mars alors que la demande augmentait de 3800 MW/heure. Le suivi de charge ou la fuite ?
Canado: le back-up du nucléaire n’a rien à voir avec celui des ENRv, dont la puissance délivrée peut tomber à moins de 1 GW.
Il y a des centrales thermiques fossiles en back-up en cas de panne du nucléaire (en France et chez nos voisins).
(2022 a été une année exceptionnelle du fait de ces CSC).
Quant à la couverture des hausses de demande du matin et du début de soirée, des STEP ont été construites en complément du parc nucléaire de première génération à cet effet.
Le PV couvre désormais une grande partie du surplus de consommation journalier.
Même chose en 2019, sans problème particulier pour le nucléaire (pas de CSC).
Lors des 1030 heures de 2019 pendant lesquelles la demande a augmenté de plus de 3000 MW en une seule heure, le nucléaire a faiblement suivi 127 fois seulement, dont 90 heures avec seulement 1000MW à 2000 MW d’augmentation.
Le nucléaire n’a réussi que 15 fois à augmenter sa production de plus de 3000 MW (sur 1030 heures), sans rapport direct avec l’importance de l’augmentation de la demande et parfois alors que la demande baissait.
Le nucléaire a même diminué sa production plus de 200 fois alors que la demande augmentait de plus de 3000 MW/heure (sur les 1030 heures).
Par contre, le nucléaire n’a réussi que 3 fois en 2019 a augmenter sa production de 3000 MW ou plus. Alors, qu’on ne vienne pas parler du suivi de charge du nucléaire.
Et toujours la même chose les autres années, avec des variations selon la consommation. Le nucléaire est incapable de faire du suivi de charge et c’est pour cela que les STEP et certains barrages ont été construits.
Jusqu’à éclairer les autoroutes en pleine campagne, en Belgique, pour maintenir le rythme des réacteurs la nuit.
Canado: le caractère peu flexible du nucléaire n’a rien de problématique.
Nos voisins reçoivent des excédents de production nucléaire durant la nuit, notamment au printemps et en été.
La France a tout de même 4,0 GW de puissance de pompage et 5,0 GW de puissance de turbinage de STEP ce qui fait 9 GW de capacité de régulation, avec 184 GWh de capacité.
Le PV va, d’ici quelques années couvrir l’intégralité du surplus de consommation journalier, et même plus.
Si la production est excédentaire durant certaines nuits, des tarifs variables peuvent inciter à la recharge des véhicules électriques lors de ces périodes.
PS: aujourd’hui, le nucléaire est passé de 27,1 GW à 15h30 à 33,7 GW à 20h, soit +6,6 GW en 4h30
Les prix SPOT en France, étaient à 0 euros en milieu de journée, et à 120 euros à la pointe de 21h.
La puissance de pompage sollicitée n’a atteint que 1,3 GW en milieu de journée, et les centrales à gaz sont montées en puissance dès la fin d’après-midi.
Une fois de plus, on préfère faire tourner les centrales à gaz que de faire davantage de nucléaire + STEP.
Et personne, chez EDF ou RTE ne nous dira pourquoi !
Et pas question de voler l’argent du livret A pour le donner au nucléaire.
L’argent versé sur le livret A doit servir à la construction de logements sociaux, qui manquent depuis des années en France.
Besoins en logements sociaux qui ne font qu’augmenter avec la précarisation qui atteint maintenant le bas des « classes moyennes ».
Canado: dans les campagnes, « grâce » au pétrole bon marché pendant 50 ans, il y a eu un étalement urbain énorme.
Chacun a voulu sa (grande) maison, avec son (grand) jardin, un rêve compréhensible.
Le modèle américain a été copié dans bien des domaines…
Mais, désormais, ces campagnards ou péri-urbains sont hyper dépendants de l’usage de leur voiture. Ce n’est pas un problème pour les CSP+, mais pour les CSP-, ça risque de coincer le jour où la situation économique se dégrade nettement.
Rien n’a été pensé pour structurer ces territoires ruraux en petites villes et bourgades denses (avec notamment des logements sociaux) desservies par des transports en commun et axes de covoiturage efficaces. Vendre le plus de terrains à bâtir possible a été la norme pendant très longtemps, et le reste encore. Certains maires sont prêts à tout pour avoir un nouvel habitant dans leur commune, jusqu’à acheter des terrains pour les proposer « gratuitement » à de nouveaux habitants pour aller peuplés des villages reculés.
Les transports en commun en zone rurale sont très peu utilisés et donc très coûteux pour la collectivité. On y voit de grands bus vides circuler, avec parfois une ou deux personnes dedans à peine un peu plus en période de vacances.
@Canado,
Vous avez raison sur le Livret A ! Il doit garder sa vocation première en entière.
Il est plus que temps de créer un « Livret Atomique » en France !!! Moi j’y souscrirais volontiers…
Pour financer ses parcs de renouvelables, l’Allemagne a choisi de taxer lourdement les consommateurs via, entre autres, la taxe EEG : https://allemagne-energies.com/energies-renouvelables/ Là bas, les logements sociaux ont d’autres financements que les livrets d’épargnes. Ce sont souvent des aides publiques qui les financent et ces logements sont particulièrement chers pour les plus démunis.
@Cochelin,
Très « amusant » et intéressant votre document !
La notion de consommation « brute » d’ENRi dans l’électricité est très sujette à controverse dans le Futur (déjà que les Allemands se soulagent d’une partie de leur production de PV vers la France en milieu de journée, QUID dans quelques années !?).
En base 100 de consommation, on peut produire 80 d’ENRi et 50 de pilotable thermique, tout en exportant bcp de production issue des ENRi et en fin d’année dire que l’on a consommé en « brute » 80%d’ENRi –> Cela promet des analyses « brutales » et vraiment pas fines (et basées sur les vraies réalités…).