Une mission d’information dédiée aux modes de gestion et d’exploitation des installations hydroélectriques a été mise sur pied pour trouver un avenir juridique aux barrages. Aujourd’hui, 10 % de la puissance installée du plus grand parc hydroélectrique européen est dans un flou juridique, car ses concessions sont arrivées à échéance et pas encore renouvelées. Certains barrages sont donc dans l’impossibilité de réaliser des investissements pourtant majeurs et essentiels.

120 barrages ont été construits à la fin de la Seconde Guerre mondiale lors de la nationalisation du secteur électrique français. Ils sont exploités sous un régime dit de concession pour  90 % de la puissance installée en France : une forme de « bail » qui lie l’État et les entreprises concessionnaires pour une durée de 80 ans. Ce régime d’exploitation transfère la responsabilité des investissements, de la construction et de l’exploitation d’une installation hydroélectrique à des entreprises qui se rémunèrent en tirant bénéfice de l’exploitation des installations pendant toute la durée de la concession. En contrepartie, le concessionnaire verse une redevance, accorde des réserves en eau et en énergie. 

Le parc hydroélectrique en France est donc le fruit d’un héritage historique caractérisé par un grand nombre de concessions, produisant 12 % de l’électricité française, attribuées à trois principaux concessionnaires :

• Électricité de France (EDF) pour 70 % de la production nationale
  
• Compagnie nationale du Rhône (CNR) pour 25 %
  
• Société hydroélectrique du midi (SHEM) pour moins de 3 %
  

Un flou juridique qui compromet les objectifs énergétiques

Or, certains droits d’exploitation de barrages sont déjà arrivés à leur terme et n’ont pas été renouvelés ou remis en concurrence comme le veut la Commission européenne. Elle a mis deux fois l’État en demeure (2015 et 2019). Les conséquences de ce flottement sont regrettables, met en garde la Cour de Comptes : « il est nécessaire de sortir rapidement de cette situation afin d’éviter que la gestion d’ensemble du parc hydroélectrique ne se dégrade et qu’il ne puisse jouer pleinement son rôle dans la transition énergétique » avertit-elle. « Le cadre juridique actuel ne permet de réaliser que des modifications de faibles montants sans remise en concurrence », regrette de son côté EDF. « Il n’est donc possible de réaliser que de très légères augmentations de puissance sur ces ouvrages. » Les stations de stockage d’énergie par pompage (STEP) sont dans la même situation : leur développement est à l’arrêt, « notamment à cause des difficultés rencontrées pour prolonger la durée des concessions concernées par ces investissements considérables. »

L’État est donc dans une impasse. Il refuse d’un côté les mises en demeure de la Commission, qui presse la mise en concurrence, et donc la possible entrée de nouveaux acteurs. D’un autre, le projet Hercule, imaginé sous le premier quinquennat d’Emmanuel Macron et visant à démanteler EDF en trois blocs, a été abandonné. Sinon, fut envisagé en décembre 2023 dans l’avant-projet de loi souveraineté énergétique de passer les barrages sous le régime de l’autorisation, consistant en un transfert de propriété de l’État sans mise en concurrence. Or, il est difficile de fixer un prix puisque EDF est déjà bien endetté. Le projet est donc mort-né.

Ni démantèlement d’EDF, ni mise en concurrence

Il est inenvisageable pour les députés de laisser les barrages aux mains d’autres acteurs privés. Ils souhaitent les conserver dans le giron public. Ces derniers travaillent sur une autre solution : celle de la « quasi-régie », qui consiste à attribuer la concession publique discrétionnairement à un opérateur public sur lequel l’État exerce un contrôle analogue à ses propres services.

Cela permettra d’éviter une désoptimisation de la production hydroélectrique et le maintien d’un opérateur unique permettant de gérer au mieux les chaînes hydrauliques. Au niveau national, les compensations entre toutes les concessions permettraient « d’éviter la mise en difficulté des installations moins rentables en situation de prix bas. » À l’inverse, lors d’épisodes de prix hauts, l’État et les collectivités locales pourraient plus facilement capter la rente « inframarginale » des barrages, dont les coûts sont fixes.

L’article Projets impossibles, zéro investissement : les centrales hydroélectriques françaises vont-elles enfin sortir de l’impasse ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Treize éoliennes géantes et une électricité vendue 86,45 euros le mégawattheure : c’est le très faible tarif de rachat qu’a promis le vainqueur du premier appel d’offre éolien flottant commercial au large des côtes bretonnes. Pennavel, société du consortium composé d’Elicio et BayWa r.e. développera un parc d’une puissance minimale de 250 mégawatts (MW).

Les éoliennes du futur parc de Bretagne sud, premier parc éolien flottant commercial de France, s’élèveront à 29 km de l’île de Groix et 19 km de Belle-île. Le chantier démarrera en 2029 pour une mise en service prévue en 2032. Il y a quelques semaines, l’État a annoncé le nom de l’entreprise lauréate de l’appel d’offres, qui aura donc la charge de concevoir et d’exploiter le parc : il s’agit d’un consortium composé d’Elicio et de BayWa r.e.

Un appel d’offres particulièrement surprenant. Outre l’étonnant désistement du véritable lauréat, le tarif d’achat promis par Elicio et BayWa r.e. est nettement plus bas que ses concurrents : 86,45 euros le mégawattheure (€/MWh). Lors du débat public organisé par la Commission nationale du débat public (CNDP) en 2020, la maîtrise d’ouvrage avançait plutôt le chiffre cible de 120 €/MWh. Elle justifiait ce tarif compte tenu du « caractère innovant du projet, basé sur des technologies encore en phase de démonstration et qui ne bénéficie que de peu de retours d’expérience dans le monde et en Europe. » La valeur moyenne des offres se situait autour de 101,74 €/MWh, légèrement en deçà des coûts moyens de production estimés par le ministère de la Transition écologique, entre 120 et 150 €/MWh. À titre de comparaison, les trois fermes pilotes flottantes (entre 25 et 30 MW chacune) en Méditerranée ont obtenu un tarif de rachat de 240 €/MWh.

Une course effrénée à la baisse de prix de l’éolien

Il existe donc une course à la baisse des tarifs de rachat, afin de justifier une certaine maturité de la technologie éolienne flottant. Les tarifs de rachat sont composés du prix auquel le producteur vend son électricité sur le marché et du complément de rémunération (argent versé par l’État pour combler la différence). En l’occurrence, si le consortium avait remporté l’appel d’offre à 120 €/MWh, il explique qu’il aurait touché 80 millions d’euros par an, soit 1,6 milliard sur 20 ans. Avoir des vainqueurs d’appel d’offres au plus bas prix de rachat est une bonne nouvelle pour l’État. Car le soutien financier aux renouvelables diminuera, mais lorsqu’il est trop bas, cela peut compromettre la viabilité du projet.

Si l’appel d’offre a pris des mois de retard, c’est bien parce que le premier lauréat s’est désisté après avoir proposé un prix trop risqué. Le second, actuel lauréat de l’appel d’offre, n’est pas en reste : la CRE a lancé une procédure relative aux offres comportant un tarif sous-évalué. L’objectif de cette procédure est de déterminer si le constructeur exploitant propose un prix en accord avec ses vrais coûts de construction et d’exploitation. À son terme, la Commission de régulation de l’énergie a justifié « ne pas avoir éliminé l’offre » en considérant que les risques pesant sur le projet, à savoir une dégradation du taux de retour sur investissement pour les actionnaires, ne seraient pas de « nature à remettre en cause la décision d’investissement. »

Les éoliennes flottantes, plus chères que les autres

Les parcs éoliens en mer flottants sont plus éloignés des côtes, donc généralement moins visibles, que leurs homologues ancrés au fond de la mer. Les régimes de vent y sont plus favorables alors leur construction est intéressante pour produire plus d’électricité avec des éoliennes plus grandes. Mais faire flotter une éolienne reste un défi, car les facteurs de déstabilisation sont nombreux. Il s’agit de gérer le mouvement de la mer et des pales, la hauteur (chacune mesurera entre 250 et 300 mètres) et le poids de la turbine. Le raccordement est aussi un enjeu central. Il est la source d’une élévation des coûts, à la charge des contribuables puisque Réseau de transport d’électricité (RTE) les supporte (et ne sont pas compris dans le tarif d’achat). Un représentant de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) avançait un coût de raccordement de 15 €/MWh pour ce parc.

L’article 0,09 €/kWh : voici le prix incroyablement bas du futur parc éolien flottant de Bretagne est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Les 62 éoliennes du parc éolien en mer de Saint-Brieuc injectent leur électricité sur le réseau électrique depuis le 28 mai. Installé à 16 km au large, Saint-Brieuc est le troisième parc éolien en mer français mis en service et le premier en Bretagne.

Iberdrola, à travers sa filiale Ailes Marines, a connecté au Réseau de transport d’électricité (RTE) ses 62 éoliennes Siemens Gamesa totalisant une puissance de 496 mégawatts (MW) installées au large de Saint-Brieuc. Ce parc doit produire 1,8 TWh chaque année, soit l’équivalent de 835 000 habitants, ou « 9 % de la consommation électrique totale de la Bretagne » selon le communiqué de presse de l’énergéticien espagnol.

C’est le troisième parc éolien offshore à être raccordé et complètement en service, après celui de Saint-Nazaire (480 MW) et de Fécamp (500 MW), inauguré le 15 mars dernier. Iberdrola a investi 2,4 milliards d’euros et mobilisé plus de 1 700 personnes. Pour construire et assembler les fondations jacket, la firme a mobilisé le consortium Navantia Windar sur le polder de Brest. Les équipements électriques des mâts des 62 éoliennes ont également été assemblés par la société Haizea Breizh sur ce même polder. Enfin, les éoliennes ont été fabriquées au port du Havre, sur le nouveau site industriel de Siemens Gamesa.

Une indemnité pour le préjudice visuel

L’exploitant versera 4,8 millions d’euros tous les ans, pendant 20 ans, aux cinq communes du littoral pour le préjudice visuel qu’elles induisent. Parmi elles, le télégramme rapporte que Plévenon (756 habitants) devrait percevoir chaque année 679 000 euros, soit la moitié du budget de la commune.

Si la construction du parc éolien de Saint-Brieuc a duré trois ans, le projet a concrètement démarré il y a douze ans, lorsque Iberdrola été désigné lauréat de l’appel d’offres. Le chantier n’a pas eu la vie facile, avec quelques déboires techniques, notamment une importante fuite d’huile en juin 2023 et une surprenante accumulation de déchets flottants d’origine extérieure. Des pêcheurs ont également manifesté leur hostilité à plusieurs reprises, en tentant de gêner les travaux.

L’article Le troisième parc éolien en mer de France est entré en service est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Les mers contiennent une énergie thermique considérable et méconnue. Grâce à la différence de température entre la surface de l’eau (chaude) et le fond (froid), il est possible de produire de l’électricité. Voici l’analyse du fonctionnement de ces centrales de production, dont les prototypes viseront à remplacer les centrales polluantes des états insulaires.

Dans les États insulaires, on se demande comment se passer des générateurs diesel, majoritaires dans la production d’électricité. L’électricité y coûte souvent cher et les habitants en payent les frais. Lorsqu’elles sont rattachées à un État, comme les DOM pour la France, une péréquation tarifaire (compensation par l’État) est réalisée pour garantir le même prix d’électricité pour tous. L’enjeu est donc de trouver un moyen propre pour produire de l’électricité et qui ne prend pas beaucoup de place dans ces îles aux petites superficies.

Le projet Plotec, consortium de 7 entreprises européennes, espère avoir trouvé une solution. Il teste un prototype de conversion, en électricité, de l’énergie marine dans les îles Canaries. Pour ce faire, il met au point une centrale flottante, résistante aux évènements extrêmes tels que les ouragans, utilisant le différentiel de température entre la surface de l’eau, particulièrement chaude à ces latitudes, et les profondeurs, constamment froides.

Plus grande est la différence de température, meilleur est le rendement

La surface de l’eau emmagasine le rayonnement du soleil et l’énergie du vent. C’est pourquoi elle est plus chaude proche de l’équateur, considérons à une température de 25 degrés celsius (°C). En eaux très profondes, la température y est constante toute l’année, entre 2 et 5 °C vers 1 000 m de profondeur. Comme la densité volumique de l’eau s’accroît lorsque la température diminue, les deux eaux aux températures radicalement différentes ne se peuvent pas se mélanger.

Alors, comment produire de l’électricité à partir de ce gradient ? À l’inverse d’une pompe à chaleur qui transforme de l’électricité en chaleur ou froid à partir du milieu ambiant, la différence de température permettra à un fluide, souvent l’ammoniac, de changer d’état et produire de l’électricité. L’eau chaude en surface va permettre à l’ammoniac de passer à l’état gazeux, car sa température d’évaporation est inférieure à celle de la source chaude. L’ammoniac ainsi évaporé entraîne une turbine qui produit de l’électricité. Le gaz poursuit son chemin au contact de la source froide, généralement de l’eau froide puisée en profondeur. Il est refroidi et redevient liquide. Et recommence le cycle, nommé Carnot.

Un potentiel important sous les tropiques

Comme l’énergie thermique marine est produite proche des côtes et avec des canalisations allant jusqu’à 1000 mètres de profondeur, il faut un emplacement avec des falaises sous-marines. Cela est possible entre les tropiques du Cancer et du Capricorne, c’est-à-dire entre -30° et +30° de latitude. Entre ces mêmes limites, l’eau y est aussi plus chaude en surface comme expliqué précédemment.

L’énergie thermique marine nécessite des volumes d’eau considérables pour être efficace. En raison du faible gradient de température, un très grand débit d’eau de mer est indispensable pour compenser cette inefficacité. De plus, pour minimiser les pertes de charge, les canalisations doivent avoir des diamètres extrêmement importants. Actuellement, les installations utilisent des tuyaux en polyéthylène haute densité (PEHD) d’un diamètre de 1,5 mètre. Toutefois, avec le développement prévu de centrales de grandes puissances à l’avenir, il sera nécessaire d’augmenter encore ces dimensions. On envisage ainsi l’utilisation de canalisations pouvant atteindre des diamètres de 15 mètres, afin de répondre aux besoins en eau massive et garantir une efficacité opérationnelle optimale.

Plotec, un premier projet commun

Sept pays européens unissent leurs forces pour mener le projet Plotec, aux îles Canaries. Soutenu financièrement par l’Union européenne, un démonstrateur à l’échelle un cinquième sera construit. Le consortium n’a pas encore communiqué sa puissance. Global Otec, un des membres du consortium, a déjà validé sa structure au cours d’essais menés en bassin à Londres, en mai 2023.

Selon les porteurs du projet, la cellule flottante doit facilement pouvoir être connectée et déconnectée du réseau afin de la rapatrier en cas d’évènement météorologique extrême. Elle doit produire de l’électricité et pourra aussi servir de production de froid. Elle est réversible, il n’y a qu’à inverser le cycle de Carnot.

L’article Produire de l’électricité avec la température des océans, c’est possible est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

On ne fabrique pas assez de transformateurs électriques pour satisfaire la demande croissante en Europe. Ces transformateurs, composants essentiels pour abaisser ou élever la tension, sont aujourd’hui au cœur d’une crise de disponibilité. Les délais de livraison ont plus que doublé ces derniers mois, passant de 9 à 12 mois à plus de 24 mois. Cette situation crée une tension considérable sur les objectifs de décarbonation de l’UE, affectant à la fois les raccordements des centrales de production d’électricité renouvelable et l’électrification des industries.

Dans le processus de distribution de l’électricité, la valeur de la tension est modifiée plusieurs fois, du panneau solaire à l’appartement. La tension est d’abord élevée par le distributeur Enedis pour le transporteur, Réseau de transport d’électricité (RTE), à des niveaux compris entre 225 000 et 400 000 volts. Ceci permet de limiter les pertes par effet Joule, moins importantes à haute tension. Elle est ensuite abaissée pour être consommée par les particuliers ou les entreprises, de 230 à 380 volts. Les transformateurs sont donc omniprésents dans le réseau électrique pour jouer ce rôle de modulateur. Bien que leur nombre exact soit inconnu, on estime que 4,5 millions de ces équipements sont installés dans l’UE et en Norvège.

Un marché dominé par une poignée de fabricants

La fabrication des transformateurs est dominée par trois géants : l’allemand Siemens, l’Américain General Electric, et le Japonais Hitachi. Ces entreprises, avec des capacités de production relativement constantes, créent un goulot d’étranglement sur le marché. Les constructeurs européens peinent à suivre la cadence, car ils hésitent à investir dans de nouvelles lignes de production, calibrées selon les commandes, en accord avec les objectifs 2030 du Green Deal européen. Au-delà de cette date, les objectifs deviennent plus flous et incertains, dissuadant les investissements à long terme. En conséquence, les délais de livraison, déjà élevés, continuent de s’allonger.

En parallèle, le marché du travail spécialisé est extrêmement tendu. La fabrication de transformateurs requiert une main-d’œuvre qualifiée, aujourd’hui en pénurie. Cette situation est le résultat d’un angle mort des politiques européennes en matière de formation et de soutien aux métiers manuels spécialisés. Le manque de travailleurs qualifiés exacerbe la crise de production et allonge encore les délais de fabrication.

Le cuivre, composant essentiel et de plus en plus cher

Les transformateurs fonctionnent en abaissant et en élevant la tension grâce à des spires de cuivre. La tension de sortie d’un transformateur est proportionnelle au rapport du nombre de spires entre la sortie et l’entrée. Ainsi, le prix du cuivre joue un rôle prépondérant dans le coût de fabrication des transformateurs. Le cours de cette matière première a bondi de 30 % en huit mois, atteignant 9 000 euros la tonne. L’inflation des prix devrait se prolonger, avec des prévisions atteignant 15 000 euros la tonne d’ici 2025, sous la pression de la transition énergétique, de la reprise du marché immobilier et de l’économie chinoise. Cette hausse des coûts de production est difficile à anticiper pour les fabricants, qui doivent faire face à une augmentation des prix des transformateurs de 75 à 100 %.

Cette pénurie n’augure rien de bon pour les projets de raccordement des énergies renouvelables ni pour la décarbonation de l’industrie. Elle compromet sérieusement les objectifs climatiques et l’indépendance énergétique de l’UE. Par ailleurs, elle n’est pas non plus favorable pour les prix de l’électricité, qui devraient augmenter. En effet, La facture d’électricité des ménages et entreprises augmentera, car elle sera directement répercutée par les compagnies d’électricité. La crise actuelle des transformateurs électriques représente donc un défi majeur pour la transition énergétique en Europe.

L’article Ce composant électrique crucial est en pénurie et menace la transition énergétique est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Une rare éclipse totale est survenue aux États-Unis, ce lundi 8 avril. Son déplacement a fortement perturbé la production photovoltaïque américaine, avec jusqu’à 84,8 GW de parcs solaires qui se sont retrouvés dans l’ombrage. Les conséquences sur l’activation des mécanismes de réserve, l’évolution des prix de marché et la demande sont intéressantes à analyser.

Plus de 30 millions d’Américains ont pu admirer l’éclipse solaire totale qui a traversé une partie du pays, lundi 8 avril 2024. Armés ou pas de leurs lunettes, ils ont pu observer la Lune s’intercaler entre la Terre et le soleil. La nuit s’est propagée sur une diagonale qui a balayé le Mexique, le sud et l’est des États-Unis (EU), et ce, durant deux heures.

NOAA's GOES-16 satellite is capturing the shadow of today's total solar eclipse as it traverses the continental United States.

Truly a once in a lifetime event. pic.twitter.com/uTHXAvCSxr

— Nahel Belgherze (@WxNB_) April 8, 2024

Le spectacle était au rendez-vous comme en témoignent les images des chutes du Niagara et de la statue de la Liberté plongées dans le noir quelques minutes durant. Un autre phénomène, passé un peu plus inaperçu, est la chute vertigineuse de la production solaire le temps de ce phénomène naturel. Près de 80 GW de panneaux américains ont presque cessé de produire de l’électricité, perturbant à la fois les marchés et entraînant différentes réactions suivant deux États passés à la loupe : la Californie, premier producteur des EU avec 47 GW de parcs solaires et le Texas, second producteur avec 23 GW.

Intensité carbone et prix élevés au Texas

Au Texas, le mix énergétique est diversifié. L’État dépend, solaire exclu et par ordre croissant de contribution au mix électrique, du nucléaire, du charbon, de l’éolien et du gaz. Lorsque la Lune a décidé de masquer notre étoile, la production solaire s’est effondrée de 72 %. Pour la remplacer, il a fallu que les centrales à gaz et au charbon fournissent pas moins de 6 GW durant trois heures. Ces moyens carbonés ont fait exploser l’intensité carbone du mix électrique texan, avec un maximum observé de 462 g de CO₂ par kWh (gCO₂/kWh). Ce jour-là, elle n’est pas descendue sous la barre des 300 gCO₂/kWh. À titre de comparaison, la France était ce lundi 8 avril à 14 gCO₂/kWh.

Du même ordre de grandeur, les prix sur le marché texan ont culminé à 470 $ le MWh ($/MWh). À l’inverse, au nord-est des EU, l’opérateur ISO New England a vu l’opposé se produire sur les prix : comme si les opérateurs de marché avaient trop anticipé la baisse de production solaire, les prix sont même devenus négatifs.

To match electricity demand, gas and coal generation ramped up by 6.2 GW, altering the power consumption mix. pic.twitter.com/UhNFaIP6pP

— Electricity Maps (@ElectricityMaps) April 11, 2024

En Californie, des batteries au secours et une demande gonflée

Au sud-ouest des EU se trouve la Californie. Les efforts du gouverneur en faveur des renouvelables portent leurs fruits, avec des journées où le solaire contribue régulièrement à 90 % du mix électrique. Lors de l’éclipse, partielle à cet endroit, les batteries ont couvert l’absence de soleil en passant de -2,5 GW à +2,5 GW. Fait notable, mais purement statistique, la demande a gagné 2 GW durant cet évènement rare. Et pour cause, la production solaire domestique est située en aval du compteur et a donc, en son absence, augmenté la puissance soutirée sur le réseau par les habitants de Californie. Cette éclipse est intéressante pour analyser une perturbation rare du marché et son adaptation, différente suivant les États. De notre côté, pas de quoi paniquer en France, la prochaine éclipse totale du soleil n’arrivera pas avant… 2200.

L’article Comment les panneaux solaires réagissent à une éclipse solaire totale ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Une entreprise publique chinoise et une autre cotée en bourse à Hong Kong font l’objet d’une enquête autour des distorsions du marché qu’auraient pu générer des subventions étrangères pour remporter un marché public en Roumanie : une centrale solaire de 110 mégawatts (MW).

Pour trouver un concepteur, constructeur et exploitant d’un parc photovoltaïque de 110 MW en Roumanie, la « Societatea Parc Fotovoltaic Rovinari Est » a lancé un marché public. Le projet est en partie financé par le Fond européen pour la modernisation. Plusieurs sociétés candidatent. Rien de bien original jusque-là. Mais un détail a attiré l’œil de la Commission européenne. Deux consortiums chinois et hongkongais qui y ont répondu n’ont pas notifié avoir bénéficié de quatre millions d’euros de subventions étrangères ces trois dernières années. La Commission a donc décidé de lancer une enquête, car il s’agit d’une forme de concurrence déloyale qui empêcherait aux entreprises concurrentes d’accéder au marché.

Deux entreprises chinoises dans le viseur de la Commission

L’exécutif européen a 110 jours pour enquêter sur les deux entreprises :

• LONGi Solar Technologie GmbH et LONGi Green Energy Technology Co., Ltd. toutes deux actives dans le développement, la fabrication et l’entretien des wafers, cellules et modules solaires. La première est une filiale allemande nouvellement créée et détenue par la deuxième, cotée à la bourse d’Hong Kong ;
• Shanghai Electric UK Co. Ltd. et Shanghai Electric Hong Kong International Engineering Co. Ltd. détenues et contrôlées à 100 % par Shanghai Electric Group Co. Ltd, une entreprise publique chinoise, elle-même détenue et contrôlée par une entité publique subordonnée au gouvernement populaire central chinois.

Cette enquête ne préjuge pas de l’issue de la procédure. Elle est permise par le règlement relatif aux subventions étrangères, entré en vigueur le 12 juillet 2023. L’Union européenne s’est dotée d’un instrument pour veiller à ce que les conditions de concurrence soient équitables pour toutes les entreprises opérant dans le marché intérieur. « Ces dernières années, des subventions étrangères semblent avoir faussé le marché intérieur de l’UE », des entreprises obtenant un avantage déloyal pour acquérir des entreprises ou obtenir des marchés publics. Thierry Breton, Commissaire au marché intérieur, juge que ces deux enquêtes permettront de « préserver la sécurité économique et la compétitivité de l’Europe, en veillant à ce que les entreprises respectent véritablement les règles de la concurrence et jouent franc-jeu sur notre marché unique. »

L’article Des entreprises chinoises subventionnées pour remporter le marché d’une centrale solaire en Europe ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

La crise énergétique a fait flamber les prix et induit des bénéfices exceptionnels chez les entreprises opérant dans l’électricité. Afin de redistribuer ces « superprofits », Bruno Le Maire envisage de reconduire leur taxation en 2025, sur la rente inframarginale des producteurs d’électricité. Sous pression financière, le ministre se résout à prolonger un dispositif qu’il n’a jamais soutenu.

5,5 %. C’est le déficit public calculé par l’Institut national de la statistique et études économiques (INSEE). Il est plus élevé que celui anticipé par le gouvernement (4,9 %). « C’est un dérapage dans l’exécution qui est important, pas tout à fait inédit, mais très rare », affirme Pierre Moscovici, le premier président de la Cour des comptes. La France est au troisième rang des pays les plus endettés de la zone euro.

Pour combler une partie de cette dette abyssale, le gouvernement envisage de reconduire, en 2025, la contribution sur les rentes inframarginales (CRIM) des producteurs d’électricité. Sur BFM vendredi, Bruno Le Maire l’assure : « il y aura dans ce budget, comme il y a eu en 2023, une récupération des rentes qui ont pu être faites par les énergéticiens tout simplement parce que les prix ont flambé. » Et de préciser : « ce n’est pas une augmentation d’impôts, c’est rétablir de la justice sur des entreprises qui ont des rentes tout simplement parce que les prix flambent », ce n’est pas lié à leurs investissements ou à la modernisation de leurs outils de production.

Une taxation qui a moins rapporté que prévu

Décidée au niveau européen au second semestre 2022 au moment où les producteurs pouvaient vendre des mégawattheures à des prix mirobolants sur le marché de l’électricité, la Commission européenne estimait qu’elle devait rapporter 25 milliards d’euros à travers l’UE sur les années 2022 et 2023. Ils devaient se voir appliquer 33 % d’impôt sur les sociétés (IS) prélevé par chaque État membre, sur les bénéfices qui dépassent de 20 % la moyenne observée sur les 4 derniers exercices fiscaux. Or, en France, le rendement a été beaucoup moins grand que prévu.

La surprise du ministre entre les recettes prévisionnelles et réelle de cette taxe étonnent, au vu de la légèreté des mesures, soulignée par la Cour des comptes. Les producteurs, distributeurs et intermédiaires ont empoché 30 milliards d’euros de marges bénéficiaires à la faveur de la crise énergétique quand l’État n’en a récupéré seulement 2,8 milliards, loin des 12,3 milliards escomptés.

Lui qui se posait en fervent pourfendeur de la taxe des superprofits dans l’énergie, préférant les remises à la pompe et autre effort national de la part des entreprises, a dû se résoudre à l’implémenter dans le domaine de l’électricité. Ce ne sera donc pas une taxation plus large, car elle restera axée sur les rentes inframarginales de l’électricité. Pas de taxation des superdividendes des entreprises, pas de taxation sur les rachats d’action comme proposée par la présidente de l’Assemblée nationale Yaël Braun-Pivet, pas d’ISF vert…

Une décision qui fait débat

Déstabilisé par la mauvaise gestion des finances publiques, Bruno Le Maire se contente d’économiser l’argent là où c’est facile : un plan d’économies a été demandé à plusieurs services publics tels que l’Ademe, le CEA, l’Andra. Lui qui ne veut pas augmenter les impôts ni élargir la taxation à d’autres produits énergétiques se résout à reconduire, à la hâte, la rente inframarginale des producteurs d’électricité. Si la réforme européenne du marché de l’électricité visait à rendre les factures des consommateurs d’électricité moins dépendantes des prix à court terme des fossiles et à améliorer le fonctionnement du marché pour assurer la sécurité d’approvisionnement, elle ouvrait la porte au plafonnement des revenus des technologies inframarginales à 180 €/MWh et non sa taxation.

Selon l’Union française de l’électricité (UFE), la CRIM « risque de freiner les investissements dans les énergies bas-carbone », alors qu’ils sont « déjà affectés par l’absence de décision quant à la programmation énergétique. » Le nouveau ministre de l’Énergie, après la hausse des taxes sur l’électricité qui a augmenté les tarifs réglementés, prend une nouvelle mesure hâtive pour corriger la trajectoire des dépenses publiques : la taxation de la rente inframarginale des producteurs d’électricité.

L’article Les super-profits des producteurs d’électricité seront-ils super-taxés en 2025 ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le Schéma décennal de développement du réseau (SDDR) a été soumis à consultation par Réseau de transport d’électricité (RTE). La précédente version datée de 2019 est devenue obsolète, avec la relance du nucléaire, l’accélération des renouvelables et la réindustrialisation. Il structurera le développement du réseau haute et très haute tension jusqu’à 2040, ciblant l’investissement de 100 milliards d’euros. D’ici là, l’UE devra avoir baissé ses émissions de 55 % et être en route pour la neutralité carbone 2050.

La France est à la troisième étape de la construction du maillage électrique. Après la reconstruction du pays puis le développement du parc nucléaire, « ce n’est un secret pour personne, le réseau va devoir être renforcé et modernisé au cours des prochaines années » explique un membre du directoire de RTE, Thomas Veyrenc.

Pour prendre la mesure du défi, ce programme de raccordement est « sans précédent depuis la création de RTE. » La planification sera temporelle. Jusqu’à 10 gigawatts (GW) devront être raccordés chaque année pour atteindre entre 110,5 et 115,5 GW, sans compter les GW stockeurs, dont le nombre est encore flou. Elle sera aussi spatiale, car la structure de la « colonne vertébrale » devra être adaptée afin d’éviter des congestions, notamment sur l’axe ouest – est. Le réseau de 400 kilovolts (kV) sera insuffisant pour accueillir les nouveaux électrons, dont la production sera de moins en moins concentrée.

Décarboner, mutualiser les efforts et accompagner les raccordements

RTE identifie certaines zones géographiques, notamment portuaires (un quart de la consommation finale d’électricité et 20 % des émissions françaises) pour y instaurer une dynamique d’électrification. Le Havre, Dunkerque, Fos comptent parmi les cibles prioritaires.

Dans le secteur tertiaire, RTE aura à répondre à la consommation grandissante et bientôt prédominante dans l’augmentation de la consommation d’électricité, celle des data centers. « Ces perspectives sont crédibilisées par la croissance très forte des demandes de raccordement de data centers (de l’ordre de 8 GW de puissance demandée). » À nouveau, elles sont localisées en Ile-de-France et à Marseille et leur concentration devra être réalisée sans congestion locale, comme il peut notamment arriver en Allemagne, Irlande et aux Pays-Bas. À Marseille, par exemple, les élus souhaitent freiner les projets de data centers dans les quartiers nord, en lien avec les projets de renouvellement urbain et d’électrification des navires à quai.

Prioriser les projets de production

Fini les raccordements « au fil de l’eau », où le premier arrivé est le premier servi. La planification temporelle et géographique s’impose à RTE en s’appuyant sur « les perspectives réelles de mise en service des nouvelles installations. » Par exemple, la temporalité importe dans le raccordement du nouveau nucléaire. Les besoins diffèrent si les nouveaux réacteurs s’ajouteront ou remplaceront les réacteurs existants.

La prudence est donc de mise. Quant au déploiement de l’éolien en mer, il est localisé et temporellement séquencé en 3 programmes. Le développement des batteries stationnaires impose de nombreuses demandes de raccordement, mais beaucoup de projets ne se concrétisent finalement pas. RTE a aussi retenu « une trajectoire prudente de développement des interconnexions d’ici 2040 » avec 5 projets qui devraient arriver à leur mise en service avant 2030 et 4 autres (2 avec le Royaume-Uni, 2 avec l’Espagne) entre 2035 et 2040.

Cette même prudence consiste aussi à anticiper les effets du changement climatique. Basant l’adaptation du réseau sur une trajectoire de référence à + 3 °C en 2100 par rapport à l’ère préindustrielle, RTE cible certains aléas prioritaires : inondation et montée des eaux, incendie, canicule et sécheresse (lignes aériennes et souterraines), tempête. Le gestionnaire du réseau de transport rappelle que la hausse des températures provoque une baisse des capacités de transit.

Accélération des investissements

Alors que RTE devrait investir 2,2 milliards en 2024, ce chiffre sera porté à 3,7 milliards en 2027. D’ici à 2040, la « trajectoire priorisée pourrait être de l’ordre de 100 milliards d’euros. » « In fine, la trajectoire effective d’investissements de RTE dépendra des choix de politique énergétique, et notamment du rythme effectif de croissance de la consommation d’électricité » explique Thomas Veyrenc.

L’article Lignes haute tension : 100 milliards d’euros seront investis par RTE d’ici 2040 est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

La période actuelle est propice à la chute des prix de l’électricité sur les marchés, jusqu’à atteindre des valeurs négatives. En effet, le solaire et l’éolien fonctionnent à haut régime et la demande est en berne lors des multiples jours fériés. La tendance devrait se poursuivre jusqu’en mai.

Le week-end du 23 et 24 mars, les prix de l’électricité ont oscillé autour de… zéro euro le mégawattheure (€/MWh). Ils sont même descendus à –7 €/MWh durant une heure. La chute des prix a été limitée et moindre qu’observée chez nos voisins allemands, par exemple, car le solaire et l’éolien français sous contrat pour différence (CfD) a réduit sa production. Ils ne sont pas subventionnés en cas de prix négatifs, au contraire des allemands, qui le sont pendant 6 heures consécutives avant que les subventions ne disparaissent. Bien que 15 gigawatts (GW) de nucléaire se soit effacé et 5,5 GW de solaire et éolien aient été bridés, les prix sont quand même descendus sous le seuil de 0 €/MWh.

Prix négatifs : un phénomène récurrent à cette période

Jeudi 28 mars, du vent entre 50 et 95 km/h est prévu sur tout le territoire. La production éolienne devrait avoisiner 14 GW. Sa grande contribution devrait encore faire baisser les prix. Globalement, la fin de l’hiver est encore propice à de forts vents. À cela s’ajoute la production solaire qui va augmenter à mesure que l’été se rapproche. La combinaison d’un vent persistant et des beaux jours qui arrivent induira une plus grande part des renouvelables dans la production, dominant même certains mix européens.

Côté consommation, la demande en électricité observée en 2023 est passée, en moyenne, de 65 GW en février à 47 GW en mai. Les températures plus clémentes expliquent en partie cette baisse. Les jours fériés à venir, comme ce week-end de Pâques, soutiendront la baisse des prix à travers la baisse de la demande lors de ces jours à faible activité industrielle. Alors que nous exportons l’électricité française majoritairement lors de pics de consommation, ce surplus de production ne peut pas être exporté lors des creux de consommation. Les prix encore plus bas observés chez nos voisins européens rendent la situation toujours plus baissière.

Cette situation est observée chaque année et, à mesure que les énergies renouvelables progressent, le défi est de gérer cette surproduction à travers des moyens de stockage notamment. D’autres outils peuvent également aider, comme les panneaux solaires bifaciaux, qui produisent en début et fin de journée lors des pics de consommation. Le « gaspillage » via l’écrêtement de la production devra être limité afin de ne pas décourager les investissements dans le secteur des renouvelables.

L’article Électricité : pourquoi des prix négatifs devraient être observés ces prochains jours est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Les Stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) permettent de stocker de stocker de l’électricité en remontant l’eau dans les barrages. La Commission de régulation de l’énergie (CRE) souhaite cartographier les projets en cours, dans les zones non interconnectées telles que la Corse et certains territoires et départements d’outre-mer, pour coordonner au mieux les filières de stockage.

D’ici le 26 mars, la CRE souhaite connaître les Stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) en cours de développement dans les différents territoires, appelés zones non interconnectées (ZNI). Elles regroupent la Corse, les îles du Ponant, certains départements, collectivités et région d’Outre-mer.

La CRE souhaite avoir à sa connaissance des informations sur :

• le projet (site, caractéristiques, enjeux locaux, difficultés)
• le porteur de projet et son savoir-faire
• le stade de développement (de l’attestation de maîtrise foncière et cela peut aller jusqu’au dépôt de la demande de raccordement)
• le calendrier de développement (dimensionnement technique, autorisations, constructeurs …)

Parmi les territoires considérés comme ZNI, certains ont un véritable potentiel d’accueil des STEP. Les plus grands pourcentages d’énergie électrique injectée sur le réseau se trouvent en Guyane (62,5 %), à la Réunion (20,7 %), en Corse (14,3 %). Sur l’île de beauté, par exemple, la construction de la STEP de Sampolo avance afin de fournir flexibilité et résilience au réseau corse, dépendant à 47,5 % des fossiles pour produire son électricité et à 25,9 % des interconnexions.

Éliminer les fossiles et faire baisser les prix grâce aux STEP

Les informations que la CRE recueillera serviront à « coordonner les filières de stockage entre elles et programmer les prochains guichets de saisine. » La Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) attribuera des objectifs à ces zones à court, moyen et long terme.

Les ZNI connaissent des prix d’électricité sensiblement plus élevés que dans la métropole. Leur caractère insulaire (moins vrai pour la Corse, en partie interconnectée avec l’Italie continentale et la Sardaigne) et leurs contraintes géographiques imposent certaines solutions de production induisant des coûts élevés. L’objectif est de la CRE est d’accompagner le déploiement des énergies renouvelables intermittentes pour réduire ces prix et, par conséquent, les charges de Service public d’Etat (SPE). Il finance la péréquation tarifaire.

L’article Stockage d’électricité par STEP : les projets en Corse et dans les DOM-TOM bientôt recensés est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

L’industriel français Systovi, spécialisé dans la fabrication de panneaux photovoltaïques, est actuellement en difficulté face à la concurrence chinoise. L’entreprise, basée à Carquefou près de Nantes, se laisse 1 mois pour trouver un repreneur.

À Carquefou (Loire-Atlantique), Systovi produit depuis 15 ans des modules photovoltaïques. Filiale du groupe de Machecoul Cetih, l’entreprise composée de 87 collaborateurs est confrontée à une triste réalité : la concurrence chinoise fait baisser son carnet de commandes. Le prix final de ses panneaux solaires, qu’elle conçoit, produit et commercialise, est quatre fois supérieur à ceux importés d’Asie.

Elle qui a investi 1,5 million d’euros dans un nouveau laminateur, en mars 2023, souhaitait porter sa capacité de production journalière à 260 panneaux photovoltaïques contre 200 aujourd’hui. Son carnet de commande était rempli et tout lui présageait un bon avenir. C’était sans compter sur une deuxième vague agressive de dumping chinois, vendant à perte des panneaux subventionnés. L’augmentation de leur production est soudaine et inonde l’Europe de panneaux très peu chers. Dans le même temps, l’entreprise tricolore perd le marché américain, fermé par mesure protectionniste dans le cadre de l’inflation reduction act (IRA). Pour rebondir, l’UE et la France cherchent une solution, entre interdiction partielle d’importation et seuils de production locale.

Des discussions législatives qui traînent

Certaines mesures sont actuellement discutées à l’échelle française et européenne. Il y a notamment le bonus résilience. Il vise à favoriser la production européenne. Il y a aussi l’interdiction des produits issus du travail forcé : selon le Global Slavery Index de 2023, la fabrication de panneaux solaires est la quatrième catégorie de produits exposés au travail forcé la plus importée par les pays du G20, derrière l’électronique, les vêtements et l’huile de palme. Enfin, le Net Zero Industry Act (NZIA) compte imposer aux États membre de l’UE un minimum de 30 % d’appels d’offres sur des critères de « résilience », c’est-à-dire de panneaux solaires fabriqués sur le sol européen. Et ce dernier texte témoigne de la lente réaction législative face à un bouleversement économique en provenance de Chine. Le dernier texte mentionné n’est pas encore publié et ne sera pas appliqué avant près de deux ans. Or, Systovi voit son carnet de commandes fondre et ne peut se permettre ce long délai d’attente.

Le cas de Systovi n’est pas isolé. Photowatt, un autre fabricant français installé à Bourgoin-Jallieu, est aussi en quête de repreneur. Son actionnaire majoritaire, EDF Renouvelables, refuserait d’investir. Pire, il n’a pas fait appel à Photowatt pour fournir sa centrale solaire à Creys-Malville, localisée à 30 km de l’usine. Après 44 ans d’existence, l’entreprise est en difficulté. Elle ne maîtrise plus que la fabrication de lingots et le découpage des Wafers, alors qu’elle était intégrée sur toute la chaîne de valeur : lingots, plaquettes de silicium, cellules et modules photovoltaïques.

L’article Panneaux solaires : pourquoi ce fabricant français est en grande difficulté est apparu en premier sur Révolution Énergétique.