Solaire et éolien contribuent en milliards aux finances de l’État, selon la filière
Les énergies solaire et éolienne, devenues compétitives, contribuent désormais au budget de la France, ont calculé les représentants du secteur, qui appellent l’État à redistribuer ces milliards d’euros pour soutenir le pouvoir d’achat des Français.
Sur 2021 et 2022, ces deux énergies devraient permettre d’économiser et/ou apporter plus de 14 milliards d’euros aux finances nationales, selon des estimations présentées mardi, dans un entre-deux tours présidentiel dont l’issue affectera aussi la transition énergétique.
Les renouvelables « ne coûtent pas, elles rapportent, » dit Michel Gioria, délégué général de France énergie éolienne (FEE), qui dénonce les positions « à l’emporte-pièce » de certains politiques accusant l’éolien d’être « cher et inutile ».
Ces 14 milliards incluent 3,3 milliards que les producteurs de solaire et d’éolien restitueront à l’État pour trop-perçu pour 2021, et les 5,1 milliards prévus pour 2022 que l’État n’aura pas besoin de débourser. S’y ajoutent 6 milliards supplémentaires nets que verseront les exploitants d’énergies renouvelables électriques, dont 3,7 fournis par l’éolien à lui seul.
Pourquoi ? En France, les énergies renouvelables (ENR) sont soutenues par un système de complément de rémunération par rapport à un prix « cible ». Or ces énergies ont vu leurs coûts chuter, tandis que le marché de l’électricité explosait, une flambée des prix qui devrait se prolonger un certain temps. Phénomène inattendu, ce soutien est donc devenu source de revenus pour l’État : les exploitants reversent désormais la différence entre prix de marché et prix cible.
À ce rythme, l’éolien devrait avoir remboursé d’ici fin 2024 « tout ce qu’il a perçu depuis 2003 », soit 11 milliards d’euros, estime la filière, qui, pour ses estimations, a travaillé avec des analystes de marché et sur les prévisions d’évolution du marché de la Commission de régulation de l’énergie (CRE).
Le secteur suggère que l’État réaffecte ces crédits « pour qu’ils contribuent à protéger les plus vulnérables du choc énergétique », et aimerait aussi qu’il le fasse savoir.
« Il faut +remettre l’église au centre du village+ : c’est grâce aux ENR qu’on peut amortir l’augmentation de la facture électrique des Français », dit Jean-Yves Grandidier, le président de Valorem.
« L’éolien participe activement à la préservation du pouvoir d’achat, à la maîtrise du prix de l’énergie, à notre indépendance énergétique, c’est un levier essentiel dont la France ne peut permettre de se passer », appuie Anne-Catherine de Tourtier, la présidente de FEE.
COMMENTAIRES
Un peu facile de calculer sur base d’hypothèse que le prix actuel sera maintenu. Pour une industrialisation future il faudra un prix compétitif. Pourquoi pas cibler le prix américain comme base.
C’est déjà une avancée : les promoteurs reconnaissent qu’ils s’en mettent plein les poches, sans risque.
Ils ont reçu 11 milliards depuis 2004? On comprends l’empressement des promoteurs éoliens à venir « sauver la planète » en France: c’est sacrément juteux !
Le discours nucleophile change du tout au tout…! C’est passé du « ces subventions qu’on leur donne nous coûtent une fortune » à « ça leur rapporte une fortune ». De toutes les façons il faut les clouer au pilori….. Jalousie ?
Ce sont bien les fameuses « subventions » négatives mentionnées depuis quelques temps.
Pour ceux qui n’ont toujours pas trouvé le code … du Code de l’énergie,
qui commence par un « 3 », un petit dessin :
https://www.eoliennesenmer.fr/sites/eoliennesenmer/files/images/2021/10/dispositif-soutien_1.png
Par exemple, en décembre 2021, avec un prix du marché aux heures éoliennes de 250 €/MWh, un parc éolien au tarif de référence pour le complément de rémunération de 65 €/MWh (ou 60 €) reversait 185 €/MWh (ou 190 €) au budget spécifique de l’État.
Avec un prix du marché aux heures solaires de 310 €/MWh, une grande centrale photovoltaïque au tarif de référence pour le complément de rémunération de 55 €/MWh reversait 255 €/MWh au budget spécifique de l’État
Une petite installation sur le toit d’une maison, avec son tarif d’achat, ne coûtait rien mais ne reversait rien au budget de l’État (mécanisme différent).
Par ailleurs, les « promoteurs » ne s’en mettent pas « plein les poches ». Leur rentabilité (Ebitda : bénéfice avant intérêts, impôts et amortissements) n’est guère différente de celle de la plupart des entreprises.
Compris Cochelin ?
Je trouve scandaleux que le lobby des ENR « suggère » à l’Etat comment il devrait utiliser les sommes encaissées (pour le moment, car les marchés de gros peuvent connaître des évolutions imprévisibles…). Si l’Etat doit interroger quelqu’un, ce sont les citoyens, seuls compétents à faire des « demandes », et non à des intérêts privés représentés ici par Monsieur GRANDIDIER ! Pour ma part, comme citoyen, je suggère à l’Etat d’utiliser cet argent pour maintenir le Mwh à un prix acceptable pour le consommateur, et bien au-delà des élections en cours. Et pour le reste il faut entretenir notre parc nucléaire historique, et prévoir le financement des futurs EPR, alors il y a de quoi faire !
Si je comprends bien, Monsieur Desplanche suggere que les bénéfices engrangés par l’état grâce à l’énorme rentabilité des renouvelables soient gaspillés dans le puits sans fond du nucléaire et notamment de l’EPR.
Qu’il faille garder en état de marche le nucléaire ancien aussi longtemps que nécessaire pour permettre enfin de développer les renouvelables me semble une bonne suggestion mais s’il en reste, il vaut mieux le réinvestir dans les renouvelables puisque celui ci dégage des profits comme le démontre ce problème de l’affectation des excédents financiers.
Effectivement, l’état devrait maintenant suivre les conseils des promoteurs éoliens.? Un cauchemar.
L’état à fait pire, il a écouté les nucléocrates, et c’est seulement pour ça que si nous ne sommes pas en blackout c’est parce que nos gentils voisins qui ne les écoute pas viennent à notre secours.
@Michel DESPLANCHES 12.04.2022
Toujours ces merveilleuses histoires de cagnotte !!!
On a une gigantesque dette à rembourser.
Les renouvelables « ne coûtent pas, elles rapportent, » dit Michel Gioria, délégué général de France énergie éolienne (FEE),
C’est FAUX voici pourquoi :
Le tarif du récent appel d’offres conclu pour le futur parc éolien en mer de Dunkerque (44 €/MWh) ou celui ciblé pour les parcs projetés à Oléron (60€/MWh) ne sont pas des… coûts de production. Ce sont des leurres.
Si le prix de vente de l’électricité sur le marché est inférieur à ce tarif, l’État s’engage par contrat à verser la différence entre ce tarif et le prix de vente de l’électricité produite.
Ainsi le producteur reçoit une subvention pour ne jamais gagner moins que ce tarif. Étrangement, ce dernier n’inclut pas le coût du raccordement des parcs au réseau électrique national qui est financé par RTE, et payé… par les consommateurs !
L’éolien, en mer comme à terre, fait peser sur le système électrique national des coûts qui entraînent automatiquement une augmentation du prix de l’électricité pour les ménages par rapport à une production issue uniquement de centrales pilotables.
En effet, les éoliennes s’ajoutent aux centrales pilotables . Il y a donc double investissement pour une même production d’électricité. Le coût de production des centrales pilotables augmente parce que les frais fixes demeurent (salaires, maintenance, emprunts…) alors qu’elles vendent moins d’électricité (elles doivent s’effacer pour faire place à l’électricité intermittente). Ces centrales doivent donc de plus en plus être subventionnées pour pouvoir vendre leur électricité.
Ainsi, la centrale à gaz de Landivisiau en Bretagne qui vient d’entrer en fonctionnement recevra une subvention de 40 millions d’euros par an pendant 20 ans.
Le développement de l’éolien (et celui du solaire photovoltaïque) exige la création de lignes électriques nouvelles pour évacuer l’électricité produite, ainsi qu’un renforcement des anciennes qui doivent supporter la puissance électrique maximale délivrable par grand vent. De ces modifications du réseau électrique résulte un coûteux surinvestissement évalué récemment pour la France par le Président de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) à environ 100 milliards d’euros dans les quinze ans à venir. Ces surcoûts sont financés par l’augmentation des taxes d’acheminement sur les factures d’électricité qui représentent déjà environ un tiers de nos factures d’électricité.
Par ailleurs, pour encourager le développement de l’éolien, ainsi que celui du solaire photovoltaïque, la Commission Européenne a accordé de généreuses subventions à leurs producteurs, via des tarifs de rachat de l’électricité produite garantis sur 15 à 20 ans. Cette décision est en totale contradiction avec son credo de concurrence libre et non faussée qu’elle continue cependant d’appliquer aux autres sources d’électricité.
La différence entre prix imposé et prix de marché est récupérée sous forme de taxes diverses sur la facture des ménages (en particulier la Contribution au Service Public de l’Electricité (CSPE)). Il n’est donc pas étonnant que les prix de l’électricité aient considérablement augmenté pour les Français.
Depuis 2017, la CSPE n’a pas été supprimée. Mais dorénavant, les subventions sont aussi prélevées sur un compte du budget de l’État alimenté par des taxes sur les carburants (et autres produits énergétiques) incluses dans la Taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques (TICPE) à hauteur d’environ 7 milliards d’euros… par an.
Actuellement, le développement de l’éolien et du solaire coûte au total de l’ordre de 20 milliards d’euros par an aux Français. Cette somme doublera dans dix ans si les projets actuels du gouvernement se concrétisent.
@Michel DUBUS 12.04.2022
Excellente analyse, merci.
Le tarif de référence attribué pour l’éolien marin de Dunkerque est de 44 €/MWh, ce qui veut dire qu’EDF et ses associés sont capable de produire l’électricité à ce prix. Le prix de production doit donc être légèrement inférieur à cela, pour permettre un petit bénéfice.
Le vendeur reçoit un complément de rémunération, comme c’est le cas pour le nucléaire d’EDF à Hinkley Point, avec cependant un tarif beaucoup plus élevé : tarif actualisé à 115 £/MWh (2021), équivalent à 135 €/MWh.
Si l’on ajoutait le coût du raccordement de l’éolien (ce qui n’est jamais compté dans le coût de production du nucléaire), cela ne ferait que 5 à 6 € de plus par MWh.
Ce qui resterait encore inférieur pour Dunkerque au coût de production du nucléaire ancien que la Cour des comptes a déterminé à 60,8 ou 68,4 €/MWh, selon le périmètre des investissements pris en considération.
Et bien inférieur au coût de production de l’EPR de Flamanville, déjà évalué par la Cour des comptes entre 110 et 120 €/MWh il y a plusieurs années, sur la base d’un ancien coût de construction « overnight » qui a bien évolué depuis.
Puisque le prix de l’électricité sur le marché est et sera durablement supérieur au tarif de référence des parcs éoliens et solaires en complément de rémunération, positif OU négatif, ce sont ces parcs qui vont restituer au compte spécifique de l’État une partie du prix de vente de leur électricité sur le marché.
A travers ce compte de l’État, ce reversement viendra en déduction des comptes de la CSPE et sera donc tout bénéfice pour les consommateurs.
Ce ne sont pas les seules énergies renouvelables qui conduisent à un renforcement du réseau, mais surtout l’augmentation prévisible des consommations au cours des prochaines décennies avec la décarbonation de l’économie.
Depuis plusieurs années déjà, aussi bien le renforcement du réseau que son renouvellement est devenu nécessaire, à la fois pour suppléer au manque d’investissements du passé récent, sur des réseaux construits en grande partie il y a 50 ans ou plus, et pour suivre le déplacement de la population et de la consommation vers les grandes métropoles régionales et vers les littoraux.
Lorsqu’une centrale éolienne ou photovoltaïque reverse de l’argent à la collectivité pour chaque MWh vendu sur le marché, on ne peut pas dire qu’elle est « subventionnée », à moins de parler de « subvention négative ».
On attend toujours le « double investissement pour une même production d’électricité » : quelle capacité de centrales à gaz ou autres fossiles a été construite pour « compenser », les « jours sans vent » et les « nuits sans soleil » la capacité actuelle de 18.800 MW d’éolien et de 13.000 MW de photovoltaïque ? ?
Les énergies renouvelables permettent de limiter le recours aux énergies fossiles et aux importations. Si le nucléaire produit moins depuis de nombreux mois, ce n’est pas « pour faire de la place aux renouvelables » selon la ritournelle de l’ingénieur du gaz, mais car il est incapable de produire plus qu’il ne fait.
Car sinon, pourquoi le nucléaire ferait-il « de la place » au gaz et aux importations lorsque l’éolien est modeste, comme pour la journée du mercredi 23 mars 2022 déjà citée. Malgré une consommation de 1.305 GWh et un peu de pompage, le gouvernement a obligé le nucléaire à limiter sa production à 778 GWh (59,6 % de la consommation, facteur de charge de 52,8 %) pour permettre au gaz de produire 154 GWh (+ 18 GWh de charbon et fioul) et d’importer 100 GWh (solde net).
Comme cela a déjà été dit à plusieurs reprises, le projet de centrale à gaz date de 2006 et devait être réalisé en un autre lieu qu’à Landivisiau à l’origine. L’objectif a été depuis le début de soutenir le réseau électrique breton, faible lors des pointes de consommation, comme celui de PACA où la solution a été la construction d’une nouvelle ligne THT. Cela n’a rien à voir avec l’éolien.
Et il n’est pas étonnant que le prix de l’électricité ait augmenté plus vite en France qu’en Allemagne depuis dix ans, lorsque l’on voit l’évolution du coût de production de l’électricité nucléaire à travers les analyses successives de la Cours des comptes depuis ces mêmes années.
On attend toujours le « double investissement pour une même production d’électricité » : quelle capacité de centrales à gaz ou autres fossiles a été construite pour « compenser », les « jours sans vent » et les « nuits sans soleil
J’ai déjà répondu mais cela n’imprime pas ds la cervelle de marguerite !
voici l’exemple repris du scénario M0 100% renouvelable de RTE
ci après montants des investissements en milliards d’€ à l’horizon 2050 repris en page 496 du rapport de RTE d’oct 21
ENR intermittentes……… ……………..: 444 Md€
Réseaux…………………………………: 352 Md€
Flexibilité (Cgaz, batteries incluses). : 132 Md€
Donc la formule est démontrée à savoir qu’1 € investi ds les ENR intermittentes nécessite d’investir plus d’1 € pour les secourir et/ou redimensionner le réseau SANS garantir sa stabilité car aucune technologie « statique » actuelle peut garantir la stabilité de la fréquence notamment.
D’autre part avec des énergies pilotables cela nécessite très peu d’inv au niveau réseau pour 1 voire 2 décennies
En résumé on ne peut comparer le « mauvais » KWh d’un intermittent (avec tout ce que cela induit) du bon KWh d’un pilotable…
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@Marguerite
« Les énergies renouvelables permettent de limiter le recours aux énergies fossiles »
Ça, c’est bien vrai, dans les pays utilisant précédemment des centrales à gaz, et surtout à charbon, les renouvelables, même intermittents comme l’éolien et le solaire, « permettent de limiter le recours aux énergies fossiles ».
Vous voyez qu’on peut être d’accord.
Mais, pour la France, qui a la production de très loin la plus basse des pays comparables à cause de son nucléaire, remplacer le nucléaire pilotable par des intermittents venant aides ces centrales pilotables, au mieux au gaz, est une ânerie, tant économiquement que écologiquement.
« le gouvernement a obligé le nucléaire à limiter sa production à 778 GWh »
D’où sortez-vous une ânerie pareille.
Le gouvernement a autre chose à faire que de piloter EDF !!!.
Ridicule.
Par contre, le contraire est vrai, dans le but d’aider au développement de l’éolien et du solaire pour l’alimentation de notre réseau électrique, le gouvernement a donné ordre à EDF de prendre en priorité la puissance des intermittents.
Ce qui est une ânerie sans nom, et vous le savez bien, même si vous êtes chargé de répéter le contraire par votre employeur.
« On attend toujours le « double investissement pour une même production d’électricité » : quelle capacité de centrales à gaz ou autres fossiles a été construite pour « compenser », les « jours sans vent » et les « nuits sans soleil » la capacité actuelle de 18.800 MW d’éolien et de 13.000 MW de photovoltaïque ? ? »
A toute capacité éolienne de 10 GW, il faut environ 5 GW de back-up. Voici la preuve statistique.
Puissance du parc français: 19 GW. Puissance maximale atteinte: 14 GW (preuve du foisonnement malgré la mauvaise répartition du parc). Puissance à partir de laquelle moins de 5% d’écrêtements peuvent être passés: environ 12 GW.
Utilisation de cette énergie variable à des fins de production d’hydrogène (hors PGP): lorsque la puissance délivrée se situe entre 9 et 12 GW.
En terme de capacités, on arrive à un rapport de 1 à 2 entre le parc éolien et le back-up.
Ce sont des ordres de grandeur, pas des chiffres au watt près, mais ça tient la route.
Un plus fort développement de l’éolien nécessitera des centrales à gaz supplémentaires.
Une meilleure répartition géographique de l’éolien diminuerait un peu la proportion de back-up.
@Marc
Un plus fort développement de l’éolien avec une distribution répartie de façon homogène dans le parc doit neutraliser en grande partie la nécessité de backup par l’effet du foisonnement.
Avec un peu plus d’écrêtements et la flexibilité de certains usages, on peut imaginer un taux de 40% de puissance de back-up par rapport à la puissance du parc éolien.
En Allemagne, la capacité éolienne installée est de 64 GW. Le maximum de capacité thermique sollicitée en période de faiblesse de l’éolien à été d’environ 45 GW. Mais l’Allemagne n’en est pas encore au stade d’écrêtements plus importants et de production massive d’hydrogène, ni de tarifs variables de l’électricité pour favoriser la flexibilité de certains usages.
L »Allemagne ne bénéficiant que d’une seule façade maritime au Nord, elle ne peut pas compter sur un foisonnement géographique comme la France, elle doit donc créer un foisonnement temporel. Elle n’a qu’une solution pour l’éolien, multiplier les parc en mer du Nord, non pas pour avoir plus de production quand le vent est faible, mais pour surproduire lorsque le vent est fort afin de convertir l’éxcédent d’énergie dans une forme stockable à redistribuer dans les périodes de vents faibles pour compenser. Mais je ne doute pas qu’ils le savent parfaitement et prennent le mesures en conséquence. Leur part en offshore est encorte très faible comparé au terrestre et la technologie maintenant au point, ils ont donc de la marge en lieux de ressources pour atteindre leur objectif.
« mais pour surproduire lorsque le vent est fort afin de convertir l’éxcédent d’énergie dans une forme stockable à redistribuer dans les périodes de vents faibles pour compenser. »
Là, Rochain, on serait d’accord, … si on savait stocker l’électricité.
Je suis heureux que vous commenciez à comprendre que l’utilisation de sources intermittentes, éolien et solaire, pour alimenter le réseau électrique, est impossible sans adjoindre des centrales pilotables, à gaz à priori, pour assurer la continuité de service.
Merci, donc, mon très cher Rochain. LOL
@Marc
Calcul intéressant, mais qui me semble sérieusement optimiste.
Nous ne sommes pas à l’abri d’une période de plusieurs semaines consécutives d’hiver avec une puissance des intermittents, éolien et solaire confondus, à moins de 10% de la puissance installée sur la France et les pays voisins.
Ne comptez donc pas alors sur les pays voisins.
Bien sûr, la diversité des sources, marine par exemple, l’hydraulique en particulier, diminue le risque.
Mais parier sur un back-up inférieur à 80% me semblerait très risqué, surtout si la part des intermittents augmente au détriment du nucléaire.
HG: pour un équivalent de puissance installée de 10 GW, les statistiques du parc français (mal réparti) montrent que la production dépasse très rarement les 6 GW (à vue de nez: 3% de la production). Je vais dire qu’entre 4 GW et 6 GW, cela peut être réservé aux usages flexibles et qu’entre 0 et 4 GW, c’est la base.
Il faut donc un back-up de 4 pour un parc de 10 (+ un renforcement du réseau), (éventuellement 5 si on fait évoluer le gaz de synthèse entre 1 et 5 avec 4 de flexibilité).
Inutile de construire un back-up de 8 par rapport à une production éolienne de 8 qui n’existe pas, loin de là, à l’échelle de la France !
« On attend toujours le « double investissement pour une même production d’électricité » : quelle capacité de centrales à gaz ou autres fossiles a été construite pour « compenser », les « jours sans vent » et les « nuits sans soleil » la capacité actuelle de 18.800 MW d’éolien et de 13.000 MW de photovoltaïque ? ? »
« A toute capacité éolienne de 10 GW, il faut environ 5 GW de back-up. Voici la preuve statistique.
Puissance du parc français: 19 GW. Puissance maximale atteinte: 14 GW (preuve du foisonnement malgré la mauvaise répartition du parc). Puissance à partir de laquelle moins de 5% d’écrêtements peuvent être passés: environ 12 GW. »
Pourquoi ces chiffres « timbre poste riquiqui » s’appuyant sur des stats avec du foisonnement ?
Pour la France, toute personne sérieuse ayant des responsabilités au niveau réseau et parc dimensionnera le pilotable (fossile, nucléaire et hydraulique) pour passer les pics de conso actuel en hiver d’environ 90GW . Le reste c’est pour les gens « fumeux » qui n’ont jamais travaillé.
De plus la guerre en Ukraine (qu’on commence à oublier avec les déambulations macronesques télévisées) ns prouve qu’il ne faut que compter sur nous même et nos capacités propres.
Dubus, gardez votre côté sociopathe pour vous et répondez uniquement sur le fond.
Si c’est pour venir insulter gratuitement, dégagez. Merci.
J’ai répondu sur le fond avec les 90 GW consommés en pointes hivernales quand les intermittents développent ou développeront une puissance proche de zéro quelque soit leur niveau. Ce qui nécessite un niveau de pilotable équivalent permettant de passer ces caps en toute autonomie (surtout après l’électrochoc de la guerre d’Ukraine qui doit ns servir de leçon).
L’analyse de la valeur permet de simplifier les raisonnements pour prendre les moins mauvaises décisions
Sur les comparaisons entre ENR et nucléaire, on peut appliquer, à ce jour, un bon facteur 2 (voire un peu plus) aux énergies variables pour les coûts de réseau et de stockage nécessaires.
@Marc
Comment pouvez vous justifier de facteur 2 ?
Le solaire produit dans le 1/3 du cycle journalier où l’on a le plus besoin d’électricité.
L’éolien n’a qu’une chance sur trois de produire quand on en a le plus besoin.
Le nucléaire à 2 chance sur trois de produire quand on en a le moins besoin.
Dans l’avenir c’est dans le 1/3 du cycle journalier qie l’on va devoir multiplier la production électrique par 3.
La valeur de l’électricité solaire sera multipliée par trois
Celle de l’éolien restera ce qu’elle est 1/3 sur quantité 3 fois plus importantes
Le nucléaire sera 3 fois plus à contre temps si on devait compter que lui.
Mon Dieu, les comptes à la Rochain sont amusants LOL
« Le solaire produit dans le 1/3 du cycle journalier où l’on a le plus besoin d’électricité. »
Le taux de charge de l’éolien est de l’ordre de 15%, et proche de zéro dans les 4 mois autours du solstice d’hiver. Vous ne pouvez donc pas compter sur lui et le back-up pour sa partie est proche de 100%.
« L’éolien n’a qu’une chance sur trois de produire quand on en a le plus besoin. »
ça, c’est bien vrai. Hélas. Enfin Rochain commence à ouvrir les yeux +++
« Le nucléaire à 2 chance sur trois de produire quand on en a le moins besoin. »
Bon, là, évidemment, c’est une énorme ânerie.
Notre nucléaire est dans une mauvaise passe actuellement, en bonne partie par suite du retard pris pour le renouvellement du parc. ça va remonter.
Mais le couple nucléaire plus un peu d’hydraulique fournit de façon pilotable depuis 40 ans avec satisfaction. Vous l’avez oublié LOL
Ce qui coûte le plus cher pour les ENR, c’est le stockage à LT, avec son faible rendement.
Le solaire produit abondamment durant 1/3 du temps alors que la demande est forte durant 2/3 du temps. Mais ce n’est pas un problème car les moyens de stockage journalier sont performants (encore faut-il les mettre en place).
Un puissance nucléaire constante associée à des STEP pour les pointes du matin et du soir n’est pas un problème, la recharge des véhicules électriques, et la production d’hydrogène étant réalisée durant la nuit.
Les problèmes ou défis du nucléaire sont ailleurs: au niveau de la disponibilité en combustible pour les décennies à venir, et en France au niveau de la perte de compétences et de la falaise qui va arriver.
NON consultez la consomation d’ECO2MIX et vous verrez que la demande forte se limite à 1/3 du temp (de 7h à 15h en ce moment), avec un petit décalage de demande moyenne en début et fin de la période de demande forte carte toutes les entreprises qui créent cette demande forte ne démarrent et n’arretent pas leur activité sous la baguette du chef d’orchestre.
La pointe du retour au domicile, entre 19h et 20h30, en hiver qui relance le chauffage disparaitra avec le nucléaire car l’habitat sera chuffé au solaire dans la journée et cette relance disparaitra.
D’ailleurs, il faudra revenir à l’heure solaire afin d’avoir la demande de l’activité économique en phase avec la production solaire.
Je vois un écart faible entre le jour et la nuit, et potentiellement nul avec la recharge des véhicules électriques et la fabrication d’hydrogène.
Evidemment, dans un système durant lequel le solaire serait fort, les usages flexibles auraient lieu en période de production solaire.
Et les recharges de véhicules sur les parking des entreprise de jour, car occupés la nuit à alimenté le faible besoin nocturene de la maison.
Le faible écart dont vous parlez sera multiplié par 4 ou 5 quand il faudra décarbonner l’industrie et les transport. et bien que faible aujpourd’hui, de 15 à 20 GW tout de même, iil suffit déjà à mettre les réacteurs en difficultés et il sera de l’ordre de 80 GW au minimum pour la décarbonation de l’industrie !
@Marc
» les usages flexibles auraient lieu en période de production solaire »
Oui, donc pas entre novembre et février ?
HG: entre novembre et février, c’est l’éolien qui domine
Finalement, nos chers promoteurs vont remercier Poutine… cette augmentation épouvantable du prix de l’électricité est due à sa corrélation avec le prix du gaz. Comme on regrette cette décision imbécile de l’Europe…
Pas de cocorico lorsque le prix de l’électricité était négatif, lors du confinement. On payait le tarif garanti à ces promoteurs et ils n’ont pas souhaité partager cette bonne nouvelle.
Quels âneries ! Les augmentations étaient déjà antérieur à l’attaque de Poutine contre l’Ukraine !
Quant au prix de l’électricité il n’est que le reflet de ce qu’elle coute à produire avec une forte participation du gaz (en France de 5 à 8 GW selon la disponibilité des renouvelables sous équipés car le nucléaire suréquipé est en panne pour la moitié) une autre participation importante l’importation(encore pour 4 à 12 GW selon les jours).
Ce que l’on peut constater par ailleurs sur éco2mix c’est que le prix de l’électricité allemande n’est JAMAIS supérieure au prix de la production frnaçaise….. merci l’atome d’être le plus cher !
Prix moyen annuel de l’électricité sur le marché en France : 110 €/MWh en 2021.
Prix moyen mensuel : de 59 €/MWh en janvier 2021 à 275 €/MWh en décembre 2021.
Les réacteurs nucléaires en piteux état comptent pour beaucoup dans cette très forte augmentation.
C’est sûr voici quelques spots
en janvier 21 nucléaire : 52000MW pour 87000MW en pic consommés
en fev 22 nucléaire : 42000MW pour 740000MW en pic consommés
en mars avril nucléaire 300000MW pour 70000MW en pic consommés
A cause de découvertes de corrosions sous contraintes à l’endroit de soudures* de certaines tuyauteries du circuit primaire principal, l’ASN a fait arrêter par mesure de sécurité une bonne partie de nos réacteurs. C’est ce qu’on peut constater au niveau des chiffres ci dessus.
Les travaux de réparation des dites tuyauteries sont obligatoires et vont s’étaler sur 2022 et 2023.
Conséquence, avec ce « déficit » de nucléaire et pour assurer la conso d’élec, les centrales gaz notamment et les importations d’élec vont faire l’appoint avec une ardoise qui va être salée.
* Les procédures de soudage devront être revues pour ces types d’inox.
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