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À partir d’avant-hierL'EnerGeek

Nucléaire : les parlementaires critiquent l’abandon du projet Astrid

23 juillet 2021 à 07:23
nucleaire parlementaires abandon projet astrid - L'Energeek

Ce 21 juillet 2021, l’Office parlementaire des choix scientifiques et technologiques (OPECST) a publié un rapport revenant sur l’abandon par la France, en 2019, du projet de réacteur nucléaire de 4ème génération Astrid. Pour les parlementaires signataires, le report « à la fin du siècle » de ce projet de haute technologie est dommageable en terme d’indépendance énergétique, d’image de la filière de la recherche nucléaire française et, surtout, de gestion de déchets radioactifs.

Deux parlementaires publient un rapport critique sur l’abandon du projet Astrid

En août 2019, le Commissariat à l’énergie atomique annonce que le projet Astrid est abandonné jusqu’à « au moins la fin du siècle », mettant fin à l’un des plus importants programmes de recherche français en cours.

Astrid (pour Advanced Sodium Technological Reactor for Industrial Demonstration) était un projet de réacteur nucléaire de quatrième génération – l’EPR de Flamanville et les futurs EPR 2 (dont la France pourrait s’équiper en cas de renouvellement du parc nucléaire) sont des réacteurs de troisième génération.

Le projet Astrid s’appuyait sur la construction, dans la centrale de Marcoule (Gard), d’un prototype de réacteur avec un circuit de refroidissement au sodium. Ce type de réacteur s’annonçait comme plus sûr, plus efficace et produisant moins de déchets que les réacteurs actuels.

Ce 21 juillet 2021, l’OPECST a présenté un rapport à charge sur cette décision d’abandonner le projet Astrid, sans aucune concertation parlementaire, en notifiant sénateurs et députés par un « simple article de presse ». Le rapport, rédigé par le sénateur Stéphane Piednoir et le député Thomas Gassilloud, s’interroge donc sur la stratégie nucléaire de la France à long terme.

Pour Stéphane Piednoir, Astrid « répondait à la question de l’indépendance énergétique. Ensuite, il aurait permis une meilleure gestion des déchets radioactifs, puisqu’il aurait exploité de l’uranium recyclé. Enfin, c’était une préservation des acquis de la recherche, puisqu’Astrid prenait le relais de 60 années de travaux scientifiques ».

Crainte sur l’image de la recherche nucléaire française et sur la gestion des déchets radioactifs

Les deux co-auteurs détaillent les impacts de cet arrêt sur la réputation de la recherche française à l’international, et même auprès des étudiants français : « L’image de l’industrie nucléaire française dans le monde en ressort écornée. C’est une annonce soudaine qui a semé le doute sur la cohérence de la démarche française. Nous risquons d’être perçus comme peu fiables, notamment par les Japonais qui étaient liés à Astrid », expose Stéphane Piednoir. « C’était un projet phare en recherche et développement, et son abandon a eu un impact négatif sur les étudiants », poursuit-il.

Mais c’est sur la question-clé de la gestion des déchets que cet abandon semble le plus dommageable aux deux parlementaires. En effet, le projet Astrid prévoyait d’utiliser partiellement des déchets radioactifs usagés comme combustible.

Or, la politique française du traitement des déchets s’appuyaient justement sur ce recyclage pour répondre à la situation d’après 2030. A cette, en effet, les piscines de La Hague devraient être pleines, et les futurs nouveaux centres de stockage ne devraient pas être opérationnels avant 2034. « La suspension d’Astrid ne dit rien de ce que l’on propose à la place, qui permettrait de répondre aux impératifs de stockage. Pour l’instant, je ne peux toujours pas vous dire comment nous allons va faire », concluent avec inquiétudes les deux parlementaires.

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Monde : plus de 40 % des consommateurs prêts à acheter une voiture électrique

22 juillet 2021 à 07:36
monde consommateurs prets acheter voiture electrique - L'Energeek

Une étude d’EY, publiée ce 21 juillet 2021, et s’appuyant sur 9 000 consommateurs répartis dans 13 pays du monde, révèle que 41 % d’entre eux souhaitent que leur prochaine voiture soit un modèle électrique. Une progression de plus de 10 % en moins d’un an, signe d’un changement de paradigme en cours.

41 % des consommateurs de 13 pays veulent que leur prochaine voiture soit électrique

Après les autorités publiques et les industriels, c’est au tour des consommateurs de se convertir à l’idée que la mobilité automobile de demain sera électrique. Le dernier baromètre Mobility Consumer Index, publié ce 21 juillet 2021 par le cabinet EY, montre ainsi une nette évolution par rapport à la précédente édition, datant de septembre 2020.

Les enquêteurs ont ainsi interrogé 9 000 consommateurs, dans treize pays du monde (Australie, Canada, Chine, Allemagne, Inde, Italie, Japon, Nouvelle-Zélande, Singapour, Corée du Sud, Suède, Royaume-Uni et États-Unis). Le principal enseignement est que 41 % de ces consommateurs pensent que leur prochaine voiture serait un véhicule électrique à batterie ou un hybride rechargeable. Contre seulement 30 % en septembre 2020.

Cette progression marque un vrai tournant. L’Italie mène la danse de la popularité du véhicule électrique, avec 63 % de consommateurs prêts à se convertir dès leur prochain achat. La Corée du Sud (51%) et Singapour (53%) sont les deux seuls autres pays où la majorité des consommateurs est prêt à opter pour une voiture électrique. Avec 48 % la Suède et, surtout, la Chine et son marché automobile de grande ampleur, approchent ce seuil.

Certes, dans les huit autres pays analysés, le véhicule thermique demeure le plus populaire. Mais la tendance vers l’électrique est forte, portée essentiellement par les préoccupations environnementales. Ces dernières sont ainsi, pour les consommateurs des 13 pays analysés, la raison numéro 1 de passer à l’électrique.

Un coût à l’achat jugé encore trop élevé, malgré un coût de possession inférieur à une voiture thermique

Un consensus se dégage également pour le principal frein à l’adoption du véhicule électrique : l’autonomie ou la durée de recharge sont désormais largement dépassés, pour les consommateurs, par le coût à l’achat. Pour autant, ce montant plus élevé au départ (qui est souvent partiellement compensé par des systèmes de bonus écologique, comme en France) peut également être vu comme un investissement.

En effet, de nombreuses études montrent que la fiabilité des véhicules électriques, le coût plus faible de l’alimentation électrique par rapport à l’essence et leurs dépenses d’entretien réduites font que leur coût de possession est systématiquement inférieur à celui d’un équivalent thermique.

Mi-juin 2021, une étude de l’UFC-Que Choisir a ainsi montré qu’en France, la voiture électrique est systématiquement plus rentable que son équivalent électrique, qu’elle soit neuve ou d’occasion, qu’il s’agisse d’une utilisation régulière ou modérée.

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Comment mettre en place la sobriété énergétique à l’échelle des territoires ?

16 juillet 2021 à 15:17
Comment mettre en place la sobriété énergétique à l'échelle des territoires ?

Le 9 juillet dernier, l’ADEME a mis publié sa grande étude sur les démarches territoriales en faveur de la sobriété énergétique. Le rapport a observé les stratégies de 22 collectivités françaises. Les territoires sont un maillon crucial dans la mise en place des politiques de transition écologique. Ils doivent aussi faire face à des problématiques bien précises : la mobilité durable, l’éclairage, le pilotage d’une smart grid… Mais le plus gros enjeu reste de rendre la sobriété énergétique désirable aux yeux des citoyens.

Sobriété et énergies vertes : deux sujets différents

Jusqu’à récemment, la transition énergétique passait principalement par le développement des énergies vertes. Mais les renouvelables ne font pas tout. Les territoires sont nombreux à avoir faire du verdissement de leur mix énergétique une priorité. La sobriété relève d’un autre élan : pour consommer mieux, il faut aussi consommer moins. Sébastien Maire, le délégué général de l’association France Ville Durable, l’explique : “La sobriété est une vraie révolution, une remise en cause des logiques de développement durable.” La bonne formule pour une ville durable ? “Elle réduit significativement ses consommations d’énergie, et remplace les énergies carbonées par des énergies renouvelables.”

Sobriété énergétique dans les territoires : repenser les projets urbains

La question de l’aménagement urbain est désormais étroitement liée à celle de la sobriété énergétique des territoires. Tant pour des raisons écologiques qu’économiques, les territoires encouragent de nouveaux projets de ville durable bas-carbone. Et cette priorité implique plusieurs axes de travail.

Il ressort de l’étude de l’ADEME que “la promotion d’une consommation sobre pourrait être mise en lien avec le renouvellement des centres-villes”. Les acteurs des collectivités locales évoquent la place des constructions hybrides, que les aménageurs doivent encourager. Les collectivités doivent aussi soutenir l’innovation en collaborant avec des entreprises locales ou en lançant des appels à projets. Plus globalement, le rapport souligne la nécessité d’impliquer tout le tissu économique locale pour atteindre la sobriété.

Les territoires, trop isolés en matière de sobriété énergétique

La pose du diagnostic et la volonté d’agir sont rarement un frein à la sobriété pour les territoires. En revanche, le rapport de l’ADEME met le doigt sur un problème de fond : les collectivités territoriales se sentent globalement isolées sur le sujet de la sobriété. Les responsables estiment qu’ils sont mal accompagnés, et peinent à identifier les solutions qui les aideraient sur le terrain. Les responsables interrogés par l’ADEME voudraient une diffusion plus large des retours d’expérience. Ils ont aussi besoin de plus d’informations sur les innovations techniques et les évolutions de la réglementation. Ils souhaiteraient aussi plus de visibilité sur les possibilités de financements pour leurs projets.

La sensibilisation : le maître-mot de la sobriété énergétique pour les territoires

Les bonnes idées ne manquent pas pour faire de la sobriété énergétique une réalité. Mais tous les acteurs interrogés dans le rapport sont d’accord sur un point : la sensibilisation des citoyens est une étape cruciale. Il convient donc de rappeler que la sobriété n’induit pas la précarité énergétique. Pour que la sobriété énergétique ait un avenir, elle doit rencontrer une forte adhésion des publics. Or, on n’efface pas facilement des décennies de culture de la surconsommation. Le rapport de l’ADEME met en lumière l’importance de bien expliquer les enjeux énergétiques. “Les acteurs considèrent que la sensibilisation et la communication sont des leviers majeurs à déployer en priorité auprès des population.”

Et pour convaincre la population, l’ADEME insiste sur un point : les collectivités doivent elles-mêmes être “éco-exemplaires”. Elles doivent démontrer les vertus de la sobriété énergétique par des actions concrètes, notamment au niveau des infrastructures publiques. Elles ont aussi la possibilité, à travers le levier des commandes publiques, de valoriser la transition énergétique. Par ailleurs, faire participer les habitants et les acteurs locaux reste un levier important vers l’acceptation sociale. En bâtissant ainsi une image positive de la sobriété énergétique, les territoires la rendront d’autant plus légitime aux yeux des citoyens.

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La Commission Européenne présente son paquet climat pour atteindre ses objectifs de 2030

16 juillet 2021 à 14:38
commission europeenne paquet climat objectifs 2030 - L'Energeek

Ce mercredi 14 juillet 2021, la Commission Européenne a présenté son nouveau paquet législatif climat. Baptisé « Fit for 55 » (« Prêts pour 55 »), ces textes doivent permettre à l’Union Européenne d’atteindre son objectif de 55 % de réduction d’émissions de gaz à effet de serre en 2030 par rapport à 1990. Au programme, notamment : fin des voitures thermiques en 2035, réforme du marché du carbone, taxation du kérosène, développement des renouvelables… Il faudra au moins un an pour que cet ensemble législatif soit validé par le Parlement et le Conseil Européen.

« Fit 55 », le paquet législatif climat de la Commission Européenne pour 2030

“L’Europe est le tout premier continent à présenter une architecture verte complète: nous avons l’objectif, et désormais la feuille de route pour l’atteindre” : c’est ainsi qu’Ursula von der Leyen, présidente de la Commission Européenne, a commenté, ce 14 juillet 2021, la présentation du nouveau paquet législatif sur le climat.

Cet ensemble de textes, baptisé « Fit for 55 » (« Prêts pour 55 »), vise à mettre en musique l’objectif européen de réduire de 55 % les émissions de gaz à effet de serre en 2035 par rapport à leur niveau de 1990. Pour que ce paquet devienne force de loi, la Commission doit parvenir à un accord avec le Parlement Européen et le Conseil Européen. Si le premier a souvent tendance à verdir davantage les propositions de la Commission, le second, qui réunit les représentants des 27 Etats membres, a plutôt tendance à freiner les velléités de transition énergétique de la Commission.

Ce paquet législatif est l’ensemble le plus ambitieux sur le sujet émanant d’une entité politique dans le monde. Parmi les propositions les plus importantes, la Commission Européenne veut notamment réduire de 55 % les ventes de voitures thermiques en 2030 par rapport au niveau de 2021, puis de les interdire à partir de 2035. Pour soutenir le développement de la mobilité propre, la Commission propose d’imposer sur les grands axes routiers des bornes de recharge électriques tous les 60 kilomètres et des bornes à hydrogène tous les 150 kilomètres. Le transport automobile représente à lui seul 15 % des émissions de CO2 de l’Union.

Faire payer davantage les émissions carbone

La Commission Européenne souhaite également élargir le marché européen du carbone au transport maritime pour les plus gros navires (fret ou croisière) à destination ou en partance de l’UE (en 2023), et au transport routier et au chauffage des bâtiments (en 2025). La Commission veut également réduire le niveau des droits à polluer et les quotas d’émission.

Toujours au rayon des énergies thermiques, la Commission envisage de taxer le kérosène pour les vols aériens intérieurs à partir de 2023, avec une augmentation croissante de la taxe sur dix ans. Les quotas d’émissions des compagnies aériennes seront progressivement réduites.

Pour éviter que ce marché du carbone n’entraîne une baisse de la compétitivité des industriels européens de cinq secteurs fortement émetteurs de gaz à effet de serre, la Commission veut taxer les importations venant de pays aux normes environnementales moins contraignantes. Les secteurs concernés sont l’acier, l’aluminium, le ciment, les engrais et l’électricité.

L’efficacité énergétique devra également être améliorée. Les États seront tenus de rénover énergétiquement au moins 3 % de bâtiments publics par an. La consommation européenne d’énergie finale devra baisser d’au moins 38% d’ici 2030, avec une obligation de baisse pour le secteur public (transports, bâtiments, déchets…). La part des renouvelables dans le mix électrique devra atteindre 40 % en 2030, contre 32 % dans les objectifs actuels.

Enfin, la Commission veut soutenir la reforestation, pour bénéficier de l’effet de puits de carbone des forêts, notamment en plantant trois milliards d’arbres aux essences résistantes au changement climatique à travers l’Europe d’ici à 2030. “La stratégie de l’Union pour les forêts vise à accroître la qualité, la quantité et la résilience des forêts”, précise la Commission.

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Etats-Unis : le réseau électrique face au réchauffement climatique

15 juillet 2021 à 17:00
Etats-Unis : le réseau électrique face au réchauffement climatique

Les Etats-Unis sont en feu, et leur réseau électrique est plus que jamais en crise. Alors que dix des cinquante-deux états font face à des incendies d’une rare violence, la consommation électrique devient un problème pour les gestionnaires de réseau. Pics de consommation, feux qui menacent les lignes électriques, gestion des interconnexions… Alors que le pays fait face à des catastrophes climatiques de plus en plus fréquentes, la refonte de son réseau électrique devient urgente.

Californie en flammes : le symbole d’un réseau électrique dépassé

La Californie a beau être habituée aux incendies, l’état se trouve désormais dans une situation d’extrême vulnérabilité électrique. Depuis fin juin, le continent nord-américain est la proie d’une vague de chaleur d’une rare intensité. Et tandis que la chaleur bat des records, le réseau électrique doit faire face à une multiplicité de problèmes. Les pics de consommation se multiplient sur le réseau, notamment dus aux besoins en climatisation. Des pics qui s’accumulent avec les périodes normales de forte concentration de la consommation, comme la fin de journée et le week-end, lorsque les habitants sont chez eux.

La demande d’électricité atteint des sommets. A tel point que Gavin Newson, le gouverneur de Californie, a pris de nouvelles mesures exceptionnelles début juillet. Il a décidé d’utiliser des générateurs de secours ainsi que les moteurs de plusieurs navires auxiliaires pour alimenter certaines infrastructures publiques. En parallèle, le réseau électrique est lui aussi la proie des flammes. Une des interconnexions entre la Californie et l’Oregon se trouve dans une des zones actuellement en feu. D’autres lignes électriques se sont affaissées à cause de la chaleur.

California ISO, l’opérateur indépendant qui pilote le réseau électrique de Californie, compte sur les habitants pour ne pas saturer le réseau. Il a ainsi mis en place le dispositif FlexAlert pour anticiper les risques de saturation quand le réseau électrique est fragilisé. Le dispositif encourage les habitants de Californie à reporter l’utilisation des appareils électroménagers énergivores. Il précise les plages horaires des alertes, avec un rappel des bons gestes à adopter.

Le réseau électrique américain : quel modèle adopter ?

La Californie n’est pas un cas isolé. De nombreux états américains font face à l’impact du dérèglement climatique sur leurs réseaux électriques. Encore en février dernier, une tempête hivernale d’une rare puissance a touché le Texas. Elle a notamment paralysé le réseau électrique et entraîné un black-out pour environ 5 millions de personnes.

Géré par des acteurs publics et privés, le réseau électrique américain semble avoir atteint un carrefour. Certes, il est lourdement impacté par les conditions météo dégradées. Mais la complexité de son modèle est aussi devenue un véritable point faible. Kyri Baker, qui enseigne l’ingénierie à l’université du Colorado, résume la situation : “Je donnerais probablement à notre réseau électrique un C-“.

Au niveau des états, chaque gouvernement est libre d’adopter le modèle de réseau électrique de son choix. La plupart des états ont fait le choix de nombreuses interconnexions électriques pour sécuriser leur approvisionnement. Ce n’est pas le cas du Texas. Son réseau électrique est volontairement moins relié aux autres pour faciliter sa gestion. Mais cette facilité a un coût : le Texas n’a pas pu compter sur des interconnexions pour éviter le black-out de février dernier. A la même époque, la tempête hivernale a aussi frappé l’état voisin de l’Oklahoma. Ce dernier a pu sécuriser son approvisionnement électrique grâce à ses interconnexions.

Réseau électrique américain : la smart grid, une priorité pour Joe Biden

La Maison Blanche a fait de la refonte du réseau électrique américain une de ses priorités. Le président Biden a initié un grand plan pour la modernisation des infrastructures fédérales. Il a prévu un budget de 73 milliards de dollars. Et un pan entier concerne la modernisation du réseau électrique. Le budget fédéral servira notamment pour financer de nouvelles lignes électriques dans tout le pays.

L’administration démocrate s’engage dans le développement des énergies renouvelables. Elle souhaite développer une smart grid de grande envergure pour moderniser le réseau électrique américain. Des solutions connectées permettraient aussi de faciliter la gestion du réseau électrique en cas de situation météo extrême. Toutefois il faudra l’adhésion des états fédérés pour qu’une vraie smart grid nationale puisse voir le jour. Or, es Républicains et les Démocrates sont divisés sur la stratégie énergétique à mener. La possibilité qu’un consensus s’impose à court terme semble donc faible.

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Smart Grids : RTE lance l’expérimentation Ringo, pour un stockage automatisé de l’électricité renouvelable

7 juillet 2021 à 07:17
smart grids rte ringo stockage automatise electricite renouvelable - L'Energeek

Ces 2 et 3 juillet 2021, le gestionnaire du réseau de transport d’électricité en France, RTE, a inauguré le projet Ringo, trois vastes sites de stockage d’électricité sur batteries, chacun d’une puissance de 12 MW, pour répondre aux pics de production d’énergie renouvelable sans devoir construire de nouvelles lignes haute tension. La spécificité de Ringo : les ordres de stockage et d’injection de l’électricité sont entièrement automatisés, via une plateforme smart grids pilotée par un robot intelligent.

RTE inaugure les trois sites de Ringo, son système de stockage stationnaire d’électricité

Un an après sa présentation officielle, le projet Ringo est rentré, ces 2 et 3 juillet 2021, dans une phase d’expérimentation qui durera trois ans, suite à l’inauguration par RTE de trois sites dédiés au stockage stationnaires d’électricité, à Fontenelle (Côte d’Or), Bellac (Haute-Vienne) et Ventavon (Hautes-Alpes).

Visite presse sous le soleil de @CD_CotedOr hier avec @XPiechaczyk pour inaugurer le 1er site Ringo de stockage d’à grande échelle piloté automatiquement. C’est une mondiale et c’est lancé par @rte_france #transitionenergetique #ENR pic.twitter.com/rz1PLxELKO

— Perrine mas (@perrine_mas) July 3, 2021

Chaque site disposera d’une puissance de 12 MW, pour un total de 16 800 batteries installées sur les trois sites. Chacune de ces batteries dispose d’une capacité cinq fois supérieure à celle d’une batterie de voiture. Ce vaste dispositif entend répondre à l’intermittence de l’éolien et du photovoltaïque, et notamment aux pics de production.

Actuellement, quand certains territoires produisent, à un instant T, plus d’électricité éolienne et photovoltaïque que le réseau ne peut en absorber, la seule solution est d’envoyer des ordres d’arrêt de certains équipements (le plus souvent des éoliennes), pour éviter un déséquilibre entre la production et la consommation, qui provoqueraient des problèmes de stabilité de la tension.

Certes, cette électricité pourrait être acheminée dans d’autres territoires, où la demande est plus forte (ou la production plus faible), mais il faudrait pour cela augmenter la capacité des lignes à haute-tension, pour des coûts très élevés, et peu rentables, car cette surproduction ne se produit qu’entre “200 et 300 heures par an”, selon Christian Poumarède, attaché de direction chez RTE.

Un robot pilote automatiquement le stockage et le déstockage des batteries, pour assurer la stabilité du réseau

Dès lors, la solution idoine est de stocker cette électricité, “le temps qu’une capacité se libère dans la ligne”, détaille Mathieu Pafundi, chef de projet chez RTE. Il ne s’agit pas ici d’un stockage de longue durée saisonnier (comme dans le cas de fermes de batteries dans des déserts équipés de panneaux photovoltaïques, où l’électricité produite en été est stockée pour être utilisée en hiver), mais d’un stockage sur quelques heures.

Ces unités de stockage donne donc une soupape de sécurité à la production électrique, et évitent un engorgement. Ringo est présenté par RTE comme une « première mondiale », non à cause de la taille du dispositif (des unités de stockage bien plus importantes sont déjà en service ailleurs dans le monde), mais par son système de pilotage.

Ringo dispose en effet d’une plateforme smart grid, où une intelligence artificielle et un robot décident, en fonction de signaux envoyés par les producteurs d’électricité (déterminant la production électrique en temps réel) et le réseau de distribution (déterminant la consommation électrique en temps réel), quand les batteries doivent être chargées et quand elles doivent être déchargées.

Baptisé NAZA (Nouveaux automates de zones adaptatifs), ces robots pilotent donc automatiquement le stockage et le déstockage, en moins d’une seconde, en fonction des besoins du réseau, pour maintenir l’équilibre entre production et consommation.

L’expérimentation durera trois ans, et s’intègre dans les recherches de RTE pour améliorer le pilotage des énergies renouvelables, et ainsi pouvoir augmenter leur part dans le mix électrique sans risque pour la sécurité d’approvisionnement et la stabilité de tension du réseau.

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Nucléaire : lutte d’influence dans l’Union Européenne autour de la taxonomie verte

6 juillet 2021 à 11:59
nucleaire union europeenne taxonomie verte - L'Energeek

Ce vendredi 2 juillet 2021, un courrier envoyé à la Commission Européenne a été rendu public. Il émane d’un groupe de cinq pays, menés par l’Allemagne, aux cotés de l’Autriche, du Danemark, de l’Espagne et du Luxembourg : ils réclament aux instances de l’Union Européenne de ne pas inscrire le nucléaire dans la taxonomie verte, cette liste des activités énergétiques éligibles aux financements verts. Cette lettre survient trois mois après un courrier similaire, mais défendant le nucléaire, porté par la France et sept Etats de l’Europe de l’Est.

L’inclusion du nucléaire dans la taxonomie verte de l’Union Européenne, une question cruciale qui divise

Le 21 avril 2021, l’Union Européenne a publié sa taxonomie sur la finance verte, une liste d’activités énergétiques jugées cohérentes avec l’objectif de neutralité carbone en 2050, et donc éligibles aux financements publics.

La Commission avait à l’époque repoussé son choix sur l’épineuse question du nucléaire, pris entre les militants de son inclusion dans la taxonomie, au motif qu’il est la source d’énergie disponible émettant le moins de CO2 durant son cycle de vie, et ceux qui la refusent, estimant que les déchets millénaires qu’il produit sont incompatibles avec une vision durable du monde.

Un mois avant, fin mars 2021, la France et six pays de l’Europe de l’Est (Hongrie, Pologne, République tchèque, Roumanie, Slovaquie et Slovénie) avaient demandé à la Commission d’inclure le nucléaire dans sa taxonomie.

« Nous sommes convaincus que toutes les technologies neutres ou à faibles teneurs en carbone qui contribuent à la neutralité carbone (…) devraient non seulement être reconnues par l’UE, mais également soutenues activement », écrivait à l’époque ce clan des sept.

Cette feuille de route avait reçu le soutient de l’organe scientifique interne à Bruxelles, le Centre de recherche commun (CCR), le 2 avril 2021, un an après que l’AIE ait publié une recommandation similaire.

L’Allemagne en chef de file de l’opposition au nucléaire

Mais, ce 2 juillet 2021, l’Allemagne a pris la tête de l’opposition à ce financement vert du nucléaire, via une autre lettre, elle aussi adressée à la Commission, et co-signée par l’Autriche, le Danemark, l’Espagne et le Luxembourg.

« Nous craignons que l’inclusion de l’énergie nucléaire dans la taxonomie n’endommage de manière permanente son intégrité, sa crédibilité, et donc son utilité. De nombreux épargnants et investisseurs perdraient confiance dans les produits financiers commercialisés comme “durables” s’ils devaient craindre qu’en achetant ces produits, ils financent des activités dans le domaine de l’énergie nucléaire », expose le courrier.

L’argument principal n’est donc ni technique, ni même en lien direct (du moins en apparence) avec les choix énergétique et l’idéologie des signataires : ils estiment simplement que la présence du nucléaire décrédibiliserait les produits financiers durables.

L’ironie de l’histoire, c’est que l’Allemagne soutient l’inclusion du gaz naturel (qui, lui, émet des gaz à effet de serre…) dans cette même taxonomie, comme « énergie verte de transition ». Ce gaz naturel est d’ailleurs, avec les renouvelables, le pilier de la volonté allemande d’abandonner à la fois le nucléaire et le charbon dans sa production d’électricité.

La lettre présente également un argument plus « classique », à savoir que les énergies de la taxonomie ne doivent pas « causer de préjudice important ». Les signataires rappelle ainsi que le nucléaire est une « technologie à haut risque », et qu’ « après 60 ans d’utilisation de l’énergie nucléaire, pas un seul élément combustible n’a été éliminé de manière permanente dans le monde ».

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Le Nigeria adopte enfin sa réforme pétrolière, en chantier depuis 2008

5 juillet 2021 à 12:14
nigeria adopte enfin reforme loi petroliere 2008 - L'Energeek

Ce 2 juin 2021, le Parlement du Nigeria a adopté la loi pétrolière, qui doit moderniser et stabiliser le cadre réglementaire de l’industrie de pétrole, au cœur de l’économie du pays (90% de ses recettes d’exportation, 50% des recettes du gouvernement). Cette loi était en discussion depuis 2008.

Au Nigeria, le Sénat et l’Assemblée Nationale votent enfin la loi pétrolière

Il aura fallu près de 15 ans de tractations, de reports, d’oppositions de l’une ou l’autre des chambres, de désaccords entre le gouvernement et les compagnies pétrolières, mais le processus législatif est enfin arrivé à son terme : le 2 juillet 2021, au Nigeria, la loi pétrolière (PIB) a été enfin adoptée par l’Assemblée Nationale et le Sénat. Elle avait été présentée pour la première fois à l’Assemblée en 2008.

Le président de l’Assemblée, Femi Gbajabiomila, a d’ailleurs salué une « importante victoire » : « Il faut souligner l’importance de cette journée. Cela fait près de 20 ans que nous attendions cela ». « C’est un évènement important pour l’Assemblée Nationale en place, après des années de retard », s’est de son coté félicité Ola Awoniyi, porte-parole du Sénat.

Cette loi donne enfin un cadre légal et fiscal à l’industrie du gaz et du pétrole au Nigeria, essentiellement autour de trois axes : une fiscalité plus encadrée, une meilleure redistribution des richesses au bénéfice des communautés qui habitent dans les zones d’extraction, et la transformation de la Nigeria National Petroleum Commission (NNPC) en société commerciale.

Lever les freins aux investissements

La NNPC a en effet la réputation d’être la caisse noire de l’Etat, symbole de la corruption qui gangrène l’industrie pétrolière nigériane, un des principaux freins aux investissements étrangers. Avec 1,9 millions de barils exportés chaque jour, le Nigeria est le premier producteur pétrolier d’Afrique. L’or noir a une importance cruciale pour l’économie du pays, qui en tire plus de la moitié de ses revenus, et 90% de ses recettes d’exportation. Mais le secteur souffre fortement de la vétusté de ses installations, et de sa dépendance à certains importateurs, surtout dans le cadre d’une crise de la demande comme celle du Covid-19.

Cette loi aura le grand mérite de mettre un terme à l’incertitude réglementaire qui a découragé les investisseurs pendant des années. Pour autant, ses effets seront difficiles à mesurer à court terme, puisque les compagnies auront le choix, jusqu’au terme de leurs licences d’exploitation en cours, de conserver l’ancien cadre réglementaire, ou de basculer vers le nouveau.

Pour autant, de nombreux experts estiment que l’insécurité pesant sur l’exploitation du pétrole (des groupes armés volent la production en creusant des trous dans les oléoducs ou multiplient les enlèvement avec demande de rançon) demeure le principal point noir qui bloque les investissements.

L’Assemblée Nationale et le Sénat doivent encore s’accorder sur plusieurs points, notamment la part de redistribution aux communautés des zones d’extraction. Le texte actuel prévoit un taux de 2,5%, qui ne satisfait pas les communautés. Les deux chambres devraient, selon le sénateur Ajibola Bashiru, tomber d’accord sur un chiffre compris entre 3 et 5%.

Du coté des communautés, les réactions a cette annonce ont été plutôt contrastées. Si le chef des communautés productrices de pétrole de l’Ogoniland, Bebe Okpabi, voit dans cette loi une « bonne nouvelle » pour les communautés, « enfin reconnues, appréciées et indemnisées pour les ressources pétrolières présentes dans leur sol », le MOSOP (« MOvement for the Survival of the Ogoni People » : « Mouvement pour la survie du peuple ogoni ») s’est montré beaucoup plus critique.

« Nous attendions un pourcentage de 25% pour les communautés. Je pense que l’on peut faire beaucoup plus », a souligné Fegalo Nsuke, président du MOSOP.

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Etats-Unis : le New Jersey valide deux nouveaux parcs d’éolien en mer, pour un total de 2,66 GW

2 juillet 2021 à 07:51
etats-unis new jersey deux parcs eolien en mer - L'Energeek

Après avoir approuvé le principe d’un parc éolien en mer de 1,1 GW au large de ses côtes en 2019, l’Etat du New Jersey, aux Etats-Unis, valide deux nouveaux projets, ce 30 juin 2021 : l’un de 1,15 GW, porté par Ørsted, déjà opérateur du premier parc, et l’autre de 1,51 GW, mené par Atlantic Shores, une co-entreprise détenue par Shell et EDF. Mais le projet doit encore être approuvé par l’autorité fédérale, et faire face à l’opposition d’associations de pêcheurs et de riverains.

Le New Jersey valide deux parcs d’éolien en mer, opérés par le danois Ørsted et une co-entreprise détenue par Shell et EDF

Pour sa transition énergétique, le New Jersey mise sur l’éolien en mer. Situé sur la côte Est des Etats-Unis, juste en dessous de New-York, cet Etat avait déjà approuvé, en 2019, la construction d’un parc de 1,1 GW au large de ses côtes. Le projet Ocean Wind 1, porté par le groupe danois Ørsted, comporte 92 turbines au large de Cape May et du sud du New Jersey. Il est dans l’attente d’une validation fédérale, qui devrait survenir d’ici juin 2023.

Ce 30 juin 2021, le Board of Public Utilities (PBU : « conseil des services publics ») du New Jersey a approuvé deux nouveaux parcs éoliens en mer, pour un total de 2,66 GW de puissance installée supplémentaire. Le premier, baptisé Ocean Wind 2, opéré également par Ørsted, consiste en l’installation de 82 turbines de 14 MW, toujours au large de Cape May, pour un total de 1,15 GW.

Le second a été attribué à Atlantic Shores Offshores Wind, une co-entreprise détenue par Shell New Energies US et EDF Renouvelables. Atlantic Shores a proposé au PBU du New Jersey plusieurs projets d’installation d’éoliennes en mer. Le plus important disposait d’une puissance totale de 2,3 GW. Au final, le PBU a validé un projet de 110 éoliennes de 13,6 MW, pour un total de 1,51 GW.

« Nous sommes ravis de poursuivre notre projet et de pouvoir ainsi tenir notre engagement de fournir une énergie propre et renouvelable, ainsi que des emplois bien rémunérés au New Jersey pour les années à venir », a déclaré Joris Veldhoven, directeur commercial d’Atlantic Shores. Il a insisté sur la formation des travailleurs locaux et la mise en place de l’ensemble de la chaîne d’approvisionnement sur le territoire du New Jersey.

Une mise en service attendue à horizon 2027-2028

Ces deux nouveaux parcs devraient fournir de quoi alimenter en électricité 1,1 millions de foyers, faisant du New Jersey un des leaders nord-américains de l’éolien offshore, aux cotés notamment de l’Etat de New York et du Massachussetts. Pour autant, ces deux parcs doivent encore obtenir une autorisation fédérale, et les chantiers ne devraient pas démarrer avant mi-2023, pour une mise en service attendue entre 2027 et 2028.

Ces projets vont également devoir faire face à l’opposition des pêcheurs locaux et des riverains. L’industrie de la palourde, une des plus florissantes du New Jersey, craint en effet que les éoliennes ne gênent son activité. Les deux principales critiques sont la présence des câbles sous-marins, qui vont interdire la pêche dans certaines zones, et les itinéraires plus long que vont imposer la présence d’éoliennes. Certains pêcheurs estiment que la durée de pêche pourrait être majorée de 50%.

Certains résidents se plaignent également de l’impact sur le paysage de ces éoliennes, notamment au large de Long Beach : « Le projet proposé sera le projet éolien moderne le plus visible au monde et apparaîtra comme un « mur » massif de structures industrielles sur toute la longueur de Long Beach Island. Cet effet visuel aura de graves répercussions socio-économiques négatives sur le tourisme, les locations et la valeur des propriétés de l’île »,détaille Bob Stern de la Long Beach Island Coalition for Wind Without Impact dans une lettre au BPU.

Sur ces oppositions, le BPU se montre raisonnablement optimiste : “Nous avons travaillé en étroite collaboration avec tous les segments pour garantir le fait que nous ne détruisons pas la vie naturelle là-bas. Nous avons rencontré et rencontré constamment les pêcheurs récréatifs et commerciaux. Nous avons également rencontré l’industrie du transport maritime pour nous assurer que les turbines ne perturbent pas le trafic », défend le président du BPU, Joseph Fiordaliso.

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Mobilité électrique : Renault fait le point sur sa stratégie

1 juillet 2021 à 11:09
mobilite electrique renault strategie - L'Energeek

Durant sa conférence digitale eWays, ce 30 juin 2021, Renault a présenté ses grandes orientations en matière de mobilité électrique. Le constructeur ambitionne d’atteindre une part de 90% de véhicules électriques dans ses ventes dès 2030, et s’appuie pour cela sur le développement de ses propres batteries. Renault va notamment installer une chaîne de production complète de véhicules électriques, autour de ses trois usines d’assemblage dans le Nord de la France, et construire une « gigafactory » de batteries à Douai.

Renault : un plan ambitieux de développement de la mobilité électrique d’ici 2030

« Nous nous préparons à avoir 90 % de ventes purement électrique d’ici 2030. (…) Nous avons investi 5 milliards d’euros en 10 ans dans l’électrification et nous allons investir 10 milliards en plus dans les 5 prochaines années ». Dès l’introduction de la conférence eWays, ce 30 juin 2021, le nouveau directeur de Renault, Luca de Meo, annonce la couleur.

Certes, Renault n’affiche pas encore de date de fin pour la vente des véhicules thermiques, contrairement à d’autres constructeurs. Mais il entend accélérer encore le développement de la mobilité électrique. Le groupe a notamment annoncé son ambition de se doter d’une chaîne d’assemblage complète de véhicules électriques, dans ses trois usines de Douai, Ruitz et Maubeuge, dans le Nord de la France. 700 emplois devraient être créés pour porter les capacités de production à 400 000 véhicules électriques par an.

C’est également à Douai que sera construite la « gigafactory » de batteries de Renault, en partenariat avec le groupe chinois Envision AESC. Renault ambitionne d’y produire 9 GWh de batteries en 2024, et 24 GWh en 2030. L’usine devrait permettre la création de 1 000 emplois.

Les batteries, nerf de la guerre et de la recherche

Parallèlement, Renault continue de travailler sur l’amélioration de sa technologie de batteries. « Nous sommes aujourd’hui concentrés sur le NMC (nickel manganese cobalt ndlr) qui offre de meilleures propriétés électrochimiques que les autres technologies » détaille Sophie Schmidtlin, Directrice Ingénierie Avancée du Groupe Renault.

Le groupe planche à la fois sur une chimie optimisée pour créer des batteries à coûts réduits pour les modèles les plus économiques (notamment la future Renault 5 électrique), et sur une chimie orientée sur la longue distance et la charge rapide (en partenariat avec la start-up française Verkor), pour les voitures électriques haut de gamme : « La première génération fera ses débuts sur la Megane qui offrira 450 km sur la version 60 kWh. D’ici 2024, nous lancerons une seconde génération pour atteindre 700 Wh/l », détaille Sophie Schmidtlin.

A plus long terme, les équipes techniques de Renault se concentrent sur les batteries solides : « La technologie solide semble être un “game changer” en matière de performances et de coûts. Les cellules ASSB (All-solid-state batteries ndlr) changent la donne, car l’électrolyte liquide est remplacé par un électrolyte solide ininflammable. Elles sont également compatibles avec des hautes températures, ce qui permet de se passer de système de refroidissement complexe » précise Sophie Schmidtlin.

Vers les moteurs électriques à flux axial, le recyclage et le V2G

Du coté des moteurs électriques, l’usine de Cléon va augmenter sa production, pour atteindre un million d’unité par an. Le groupe va continuer de s’appuyer sur sa technologie actuelle, un moteur synchrone à rotor bobiné (donc sans aimant) et sans terres rares, qui devrait connaître d’importantes avancées techniques à partir de 2024. Dans le même temps, le groupe travaille avec la start-up française Whylot sur la prometteuse technologie des moteurs électriques à flux axial, qui promet des coûts réduits pour une puissance accrue – industrialisation programmée pour 2025.

Enfin, Renault a confirmé qu’il allait intensifier ses expérimentations sur le Vehicule to Grid, ou V2G, « qui permet aux batteries de redonner de l’énergie au réseau en cas de besoin », moyennant une compensation financière, selon Clotilde Delbos, la N°2 de Renault. Le groupe ambitionne un déploiement industriel de cette technologie à horizon 2024.

Le groupe va également spécialiser son usine de Flins, dans le Nord de la France, dans le repackaging (pour donner une seconde vie aux batteries, notamment dans le stockage stationnaire) et le recyclage des batteries de véhicules électriques.

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Autoconsommation : la France passe la barre des 100 000 foyers

30 juin 2021 à 19:25
Autoconsommation : la France passe la barre des 100 000 foyers

Enedis l’a récemment annoncé : la France vient de passer la barre des 100 000 foyers en autoconsommation. Le chiffre est hautement symbolique. Mais il traduit bien l’intérêt des ménages français pour les alternatives énergétiques. L’électricité reste un poste de dépense important pour les ménages. Et Enedis compte bien démontrer l’intérêt de l’autoconsommation.

97 000 foyers d’autoconsommation raccordés en 5 ans

Le chiffre est vertigineux. Enedis n’exagère pas en parlant de “croissance exponentielle” des raccordements de foyers en autoconsommation électrique. En 2015, la France ne comptait que 3 000 installations d’autoconsommation individuelle. Le rythme de raccordement annuel était encore très lent. Certes il y avait la curiosité et la promesse de gains financiers sur les factures électriques. Mais les propriétaires français restaient frileux.

Mais la donne a largement changé en cinq ans. Enedis annonce qu’au premier trimestre 2021, la barre des 100 000 clients raccordés en autoconsommation individuelle a été franchie. C’est plus rapide que les estimations de l’énergéticien. Et l’élan doit se poursuivre. Enedis s’attend à atteindre les 200 000 installations en autoconsommation d’ici 2023.

Cette croissance en accéléré s’explique en partie par un intérêt grandissant des consommateurs pour les énergies renouvelables. Elle vient aussi valider les efforts menés par Enedis pour communiquer autour de sa solution d’autoconsommation.

Autoconsommation : le coup de pouce Linky

Depuis 2015, Enedis est particulièrement actif autour de la communication sur l’autoconsommation. Surtout, l’entreprise s’est positionnée en facilitateur de la transition énergétique pour les particuliers. Un argument qui a été renforcé par le déploiement du compteur Linky. Le compteur communicant présente en effet un avantage considérable pour les installations d’autoconsommation. Il mesure l’énergie consommée ainsi que l’énergie produite dans le foyer. Cette double mesure simplifie les démarches de raccordement au réseau électrique.

Un foyer en autoconsommation n’a pas besoin d’installer un second compteur électrique pour compter sa production électrique domestique. Enedis insiste aussi pour rappeler qu’avec Linky, le raccordement au réseau électrique est gratuit, soit une économie “d’environ 600€ par rapport à l’ancienne génération de compteurs”.

A quoi ressemble l’autoconsommation électrique en France ?

Enedis souligne que l’autoconsommation séduit aussi bien des clients particuliers que des professionnels. L’autoconsommation intéresse notamment les agriculteurs. Leurs bâtiments professionnels (hangars, granges, bergeries) offrent de grandes surfaces de toiture utiles pour installer des panneaux solaires. Les foyers français plébiscitent d’ailleurs l’énergie solaire. C’est la première source de production électrique en autoconsommation. Elle représente 99,5% des installations.

Mais quelle est vraiment la part d’autoconsommation pour les foyers français ? D’après les chiffres communiqués par Enedis, un foyer atteint en moyenne 20% d’autoconsommation. Si le foyer est équipé d’une solution de stockage d’énergie, cette part peut encore progresser. Une partie de l’énergie produite couvre la consommation domestique. Le surplus est envoyé sur le réseau électrique et ainsi revendu à Enedis.

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Biomasse-énergie : l’Union Européenne surestime ses capacités de production pour 2050

30 juin 2021 à 07:32
biomasse energie union europeenne surestime capacites 2050 - L'Energeek

D’après un rapport du cabinet de conseil Material Economics, remis à la Commission Européenne ce 29 juin 2021, l’Union Européenne surestime considérablement ses capacités à produire de la biomasse-énergie, par ses forêts et cultures végétales, pour atteindre la neutralité carbone en 2050.

L’Union Européenne a « considérablement surestimé » le poids de la biomasse-énergie dans son scénario de neutralité carbone 2050

La biomasse-énergie pose question. De toutes les énergies renouvelables, c’est la plus critiquée, pour ses effets pervers potentiels sur la biodiversité, la pression sur les terres disponibles, et ses émissions de gaz à effet de serre – même si ce dernier point est à nuancer : un arbre, de sa plantation à sa combustion, capture autant de carbone qu’il n’en émet, les émissions nettes sont dues essentiellement à sa coupe et à son transport.

Ce 29 juin 2021, le cabinet de conseil Material Economics a remis à la Commission Européenne une étude sur la place de la biomasse-énergie dans les scénarios de neutralité carbone de l’Union Européenne à horizon 2050.

La principale conclusion de ce rapport est que le stock de biomasse, forestière et végétale, que l’Union ambitionne d’atteindre annuellement à cette date pour produire de l’énergie verte, est parfaitement irréaliste. « L’Europe a considérablement surestimé » ses capacités en la matière, estiment les auteurs du rapport.

D’après le cabinet, le chiffre avancé par l’Union dépasse de 50 à 100% l’offre qu’il sera possible de déployer à cette date sans provoquer une pression intenable sur les forêts et des conflits sur l’utilisation des terres. L’étude estime ainsi que les prévisions de Bruxelles imposeraient d’utiliser entre 350 000 et 400 000 km2 supplémentaire pour la production de biomasse-énergie.

Le cabinet Material Economics propose un scénario plus modeste et réaliste

Or, les forêts d’Europe font déjà l’objet d’une exploitation intensive, si bien que la marge disponible pour augmenter la production est « extrêmement limitée ». Entre 2002 et 2019, la consommation de végétaux pour produire des bioénergies a en effet augmenté de 150%.

Qui plus est, le prix du bois est globalement en hausse, ce qui rend son utilisation pour produire de l’énergie de plus en plus coûteuse. Le rapport estime que le coût de la production d’énergie à partir de la biomasse pourrait dépasser de 70% à 100% celui de l’éolien ou du photovoltaïque en 2050.

Certes, cette production d’énergie présente l’avantage d’être pilotable. Pour autant, l’étude estime que l’utilisation de l’énergie tirée de la biomasse doit être « extrêmement sélective » et « concentrée sur quelques niches ». Material Economics pointe notamment le chauffage industriel, l’aviation et le transport maritime.

Dans tous les autres cas, « la biomasse est bien plus utile pour des usages matériels que lorsqu’elle est brûlée », pointe l’étude, qui met en avant plusieurs secteurs à haute valeur ajoutée, comme la construction, le textile et la chimie.

En conclusion, l’étude propose à la Commission Européenne un scénario plus réaliste, avec une croissance de production de biomasse de 20% d’ici 2050, tous secteurs d’activité confondus. En optimisant cette production, les experts estiment possible de limiter les besoins en nouvelles surfaces disponibles. Ils oscillerait, dans ce scénario, entre une hausse de 50 000 km2 et une baisse de 50 000 km2 des terres dédiées à la biomasse dans l’Union Européenne. Cette option permettrait par ailleurs d’économiser jusqu’à 33 milliards d’euros, à investir dans d’autres énergies renouvelables.

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France : la Commission Européenne valide le mécanisme de régulation du stockage du gaz naturel

29 juin 2021 à 11:36
france commission europeenne mecanisme regulation stockage gaz naturel - L'Energeek

Au terme d’une longue enquête, la Commission Européenne a statué, ce lundi 28 juin 2021, sur le mécanisme de régulation du stockage de gaz naturel mis en place par la France en 2017 : il est conforme aux règles de l’Union Européenne en terme d’aides d’Etat, en assurant la sécurité de l’approvisionnement énergétique sans fausser la concurrence.

La Commission Européenne enquête sur le mécanisme de régulation du stockage du gaz naturel en France

La Commission Européenne est particulièrement vigilante sur la question des aides d’Etat, en particulier dans le secteur de l’énergie : elle refuse toute entorse à la concurrence, et n’accepte pas qu’une aide financière étatique soutienne un acteur du marché au détriment d’un autre. Cette intransigeance libérale est d’ailleurs une des principales pierres d’achoppement entre la Commission et l’Etat français sur le dossier de la modification de l’Arenh et du projet « Grand EDF » (ex-« Hercule »).

Mais la vigilance de la Commission s’exerce aussi dans d’autres secteurs de l’énergie. Ce 28 juin 2021, elle vient ainsi de donner les conclusions d’une longue enquête sur le mécanisme de régulation du stockage du gaz naturel mis en place par la France en décembre 2017.

Ce mécanisme vise à garantir la sécurité d’approvisionnement en gaz naturel du pays, en assurant le maintient en fonctionnement des capacités de stockage. Dans le détail, les autorités ont mis aux enchères des capacités de stockage, et assurent ensuite la couverture des coûts de ce stockage.

Ainsi, lorsque les revenus des opérateurs de stockage de gaz naturel (ils sont actuellement trois : Storengy, Géométhane et Teréga) sont inférieurs à un niveau défini par la Commission de Régulation de l’Energie (CRE), ils perçoivent une compensation. Mais si leurs recettes dépassent ce seuil, ils doivent reverser le surplus.

Pour la Commission, les gains en terme de sécurité de l’approvisionnement rendent la distorsion de concurrence négligeable

Les échanges financiers se font, dans les deux sens, avec les montants générés par les tarifs d’utilisation du réseau de transport. Les expéditeurs de gaz versent en effet une redevance à ces gestionnaires, pour pouvoir utiliser les infrastructures réseau, dans des conditions fixées par la CRE. C’est ce « trésor de guerre » qui permet de soutenir les opérateurs de stockage quand leurs revenus sont trop faibles, et auquel ils reversent leur surplus de revenus quand ils dépassent le seuil fixé par la CRE.

Ce mécanisme permet ainsi de garantir les revenus de ces opérateurs de stockage, quel que soit l’état du marché, et ainsi de s’assurer qu’ils restent en capacité de supporter les coûts de leurs unités de stockage : il garantit donc que ces réserves restent mobilisables à tout moment.

L’enquête de la Commission Européenne conclue que la CRE fixe la rémunération en toute indépendance, et que la valorisation de ces actifs régulés mène à une compensation proportionnée pour limiter les effets de la mesure sur le marché intérieur.

Au final, la Commission juge que les gains pour le système énergétique français sont suffisamment importants que la distorsion de concurrence induite par la mesure soit jugée négligeable. Le mécanisme est donc conforme aux règles de l’Union Européenne.

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Airbus, Air Liquide et ADP : ensemble pour promouvoir l’hydrogène dans l’aviation

28 juin 2021 à 17:35
Airbus, Air Liquide et ADP : ensemble pour promouvoir l'hydrogène dans l'aviation

Le 21 juin dernier, Airbus, Air Liquide et le groupe Aéroports de Paris (ADP) ont signé un accord stratégique. Ensemble, ils comptent déployer des solutions hydrogène au sein des aéroports dès 2035. Ce partenariat doit ouvrir la route à l’avion à hydrogène. Cette solution doit permettre de réduire l’empreinte carbone de l’aviation civile.

France : l’aviation structure sa filière hydrogène

Ce sont trois des principaux acteurs du marché de l’aviation civile en France. Airbus, Air Liquide et ADP viennent d’envoyer un signal fort en signant, lundi 21 juin dernier, un accord autour du développement de l’hydrogène dans l’aviation. Ensemble, ils “entendent combiner leurs expertises respectives pour accompagner la décarbonation du transport aérien et définir les besoins concrets et les opportunités qu’apporte l’hydrogène au secteur aéronautique”.

Plus concrètement, l’accord entre les trois groupes visent à créer des synergies financières et techniques. Il s’agit de faciliter le déploiement d’avions à hydrogène d’ici à 2035. Airbus, Air Liquide et ADP vont conjointement financer des études en ingénierie. Elles dessineront les infrastructures aéroportuaires de demain, en incluant les contraintes liées à l’usage de l’hydrogène. Le partenariat porte aussi sur le développement d’un nouveau modèle d’avion à hydrogène.

L’enjeu est donc de taille. Les trois entreprises tricolores espèrent concrétiser les espoirs portés par l’hydrogène dans le domaine de l’aviation. Il s’agit aussi de structurer une filière hydrogène aéronautique porteuse d’avenir, aussi bien matière d’emplois que de débouchés financiers. Car l’hydrogène dans l’aviation est un sujet qui intéresse de nombreux pays, à commencer par la France. L’année dernière, le gouvernement français avait annoncé son intention de mobiliser 1,5 milliards d’euros dans les deux années à venir pour soutenir le développement d’un avion neutre en carbone.

Transition énergétique : le secteur aéronautique sommé de se verdir

Le sujet de l’hydrogène dans l’aviation n’est pas nouveau. Mais ces dernières années, il revient avec plus de force, et il est passé du statut d’idée non viable à celui de véritable alternative aux carburants conventionnels. La faute à un cadre réglementaire mondial qui tend à devenir plus contraignant. Et le retour des Etats-Unis dans l’Accord de Paris montre bien que la crise sanitaire n’a pas fait oublier le but de la transition énergétique. Par ailleurs, les campagnes de “flight shaming” ont largement contribué à faire la mauvaise publicité de l’empreinte carbone de l’aéronautique.

La décarbonation du secteur aérien est donc devenue une priorité. Antoine Bouvier, le directeur de la stratégie d’Airbus, précise : “Lancer dès maintenant l’introduction de l’hydrogène dans les aéroports parisiens est un signal fort qui démontre la volonté de tout un écosystème de rendre possible la décarbonation du secteur aérien et l’atteindre de nos objectifs de réduction des émissions.” De fait, Airbus maintient son objectif de commercialiser le premier avion commercial à émission nulle d’ici 2035. ADP, qui s’intéresse aussi activement aux carburants alternatifs dans l’aviation, parie sur le déploiement d’infrastructures à hydrogène sur les aéroports de Paris-Charles de Gaulle et Paris-Orly.

Pour Matthieu Giard, le directeur des activités Hydrogène chez Air Liquide, il s’agit désormais de concrétiser les ambitions annoncées. Il souligne : “Air Liquide a récemment annoncé des engagements ambitieux visant la neutralité carbone d’ici 2050. Il faut à présent passer aux actes, accélérer le développement de la filière hydrogène et préparer l’avenir.”

Hydrogène dans l’aviation : à quoi ressemblera l’avenir ?

Dans un premier temps, le partenariat entre Airbus, Air Liquide et ADP vise à définir des scénarios qui serviront de feuille de route pour déployer l’avion à hydrogène de demain dans les aéroports. Ces cas d’études devront lister les infrastructures nécessaires, leur dimensionnement et leur implantation sur les sites. Il s’agira notamment de prévoir les sites de stockage de l’hydrogène dans le respect des contraintes de sécurité des aéroports.

Airbus a déjà schématisé son propre “Hub Hydrogène” pour les aéroports. Le concept repose sur une intégration de l’hydrogène à tous les niveaux de l’aéroport. Le but est d’avoir des unités de production proches du site pour faciliter la logistique. L’hydrogène sert ainsi à alimenter les avions à hydrogène. Mais il s’intègre aussi dans une logique plus large, en alimentant les véhicules présents sur le site, les transports, des industries locales… Il pourrait même servir pour le chauffage et la production d’énergie afin d’alimenter des bâtiments de l’aéroport.

Cette idée d’une intégration à large spectre se retrouve dans la vision défendue par Air Liquide. Comme l’explique Matthieu Giard : “Un aéroport n’est pas hors-sol, il s’inscrit dans un territoire et permet de construire des infrastructures pour produire de l’hydrogène en grande quantité et mutualiser les besoins pour d’autres usages de mobilité au-delà de l’aéroport.”

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Belfort : vers une conversion aux SMR nucléaires pour les salariés licenciés de GE ?

28 juin 2021 à 10:38
belfort conversion smr salaries licencies ge - L'Energeek

Suite à l’annonce par GE, fin mai 2021, de plus de 1 000 licenciements en France, notamment sur le site industriel de Belfort, les syndicats et les entrepreneurs locaux, réunis au sein d’une association, Apsiis, travaille sur des projets de reconversion industrielle. Ce 25 juin 2021, cette association a indiqué son ambition de devenir un acteur de l’énergie nucléaire, notamment en créant à Belfort une unité de production de SMR, ces petits réacteurs nucléaires modulaires.

L’Apsiis, une association pour maintenir les compétences industrielles à Belfort, suite aux licenciements chez GE

Prendre le taureau par les cornes. Fin mai 2021, le géant américain General Electrics (GE), en grande difficulté, a annoncé son intention de supprimer plus de 1 000 postes en France, essentiellement sur le site de Belfort (construction de turbines à gaz) et en région parisienne. GE emploie 4 000 personnes à Belfort, dont 1 900 dans l’unité de turbines à gaz.

Face à la fragilité du géant américain et à ses menaces régulières de réduction d’emploi, les syndicats GE de Belfort avaient réuni plusieurs entrepreneurs locaux, ainsi qu’EDF, Cap Gemini Engineering ou l’Université de Technologie de Belfort-Montbéliard, pour fonder l’Association de Préfiguration de Sociétés d’Intégration et Ingénierie Systèmes (Apsiis).

Cette association s’est donné pour but de conserver des activités industrielles à Belfort pour maintenir localement des compétences menacées par les suppressions d’emplois chez GE. L’Apsiis veut ainsi, également, conserver un bassin d’emplois industriels à Belfort. L’association reçoit pour cela le soutien des collectivités locales.

L’Aspiis veut faire de Belfort un site de construction de SMR nucléaires

Ce 25 juin 2021, l’Aspiis a indiqué qu’elle voulait devenir un acteur du marché des SMR (Small Modular Reacteur). Ces petits réacteurs nucléaires modulaires, qui équipent déjà porte-avions et sous-marins nucléaires, pourraient permettre de construire, pour l’international, des petites centrales nucléaires. Plus de soixante-dix projets de ce type sont recensés dans le monde. Début avril 2021, EDF a d’ailleurs présenté les contours de SMR Nuward, son projet de mini-réacteur civil.

“Les centrales SMR doivent être commercialisées et conçues à Belfort”, a ainsi déclaré au cours d’une conférence de presse Philippe Petitcolin, co-fondateur de l’Apsiis. Cette annonce survient au lendemain de la validation de plusieurs aides publiques pour l’association.

La Région Bourgogne Franche-Comté a ainsi voté un soutien de 100 000 euros, sous réserve d’un investissement privé de valeur équivalente. La Communauté d’agglomération du Grand Belfort a, quant à elle, accordé une subvention de 32 000 euros à l’Apsiis.

“Le soutien de la Région vise à répondre au désengagement progressif du groupe General Electric dans le Nord Franche-Comté. Cette aide va permettre de soutenir de nouvelles activités économiques afin de préserver des emplois et surtout les compétences en intégration”, a ainsi déclaré Marie-Guite Dufay, présidente de la Région Bourgogne-Franche-Comté.

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Japon : redémarrage d’un réacteur nucléaire

24 juin 2021 à 16:56
Japon : redémarrage d'un réacteur nucléaire

Pour la première fois depuis 2011 et la catastrophe de Fukushima, le Japon a remis en service un réacteur nucléaire de la centrale de Mihama. Ce réacteur, vieux de plus de quarante ans, a bénéficié de l’aval des autorités japonaises. Alors que le pays ambitionne d’atteindre la neutralité carbone en 2050, le gouvernement souhaite relancer la filière nucléaire face à une opinion publique fortement divisée sur le sujet.

Feu vert pour le réacteur nucléaire de Mihama

Ce n’est pas vraiment une surprise. Mercredi 23 juin, le réacteur numéro de 3 de la centrale nucléaire de Mihama, au Japon, a redémarré pour la première fois depuis dix ans. Quelques jours seulement après la catastrophe de Fukushima, en 2011, le réacteur avait été stoppé. L’état japonais avait alors pris la décision de stopper les réacteurs nucléaires les plus anciens, ceux qui dépassaient la limite des 40 ans d’exploitation. La mesure de sécurité répondait alors aux attentes de l’opinion publique japonaise. Mais en freinant sa filière nucléaire, le pays s’est coupé d’une part importante de ses ressources énergétiques.

Depuis, les discussions sont allées bon train entre Kansai Electrice Power Co. et les autorités japonaises. L’entreprise privée est le principal fournisseur d’électricité pour la région du Kansai. Elle alimente notamment la mégalopole formée par Kyoto, Osaka et Kobe. Et elle travaille depuis plusieurs années à la remise en service de certains de ses réacteurs. En 2016, elle a obtenu l’accord de l’Autorité de Sûreté Nucléaire pour redémarrer le réacteur n°3 de la centrale de Mihama. L’année dernière, à l’été 2020, ce sont les autorités japonaises qui ont donné le feu vert décisif. Le redémarrage du réacteur, ce mois-ci, est donc l’aboutissement d’un projet au long cours.

Où en est la filière nucléaire au Japon ?

Ce redémarrage est aussi un signal fort envoyé à la filière nucléaire japonaise. Il s’agit du premier réacteur de plus de quarante ans à décrocher son autorisation de redémarrage depuis 2011. Et d’autres réacteurs pourraient prochainement bénéficier du même feu vert.

Pour rappel, le Japon compte encore 39 réacteurs nucléaires opérationnels. Avec le réacteur de Mihama, ils sont désormais 9 en fonctionnement. Parmi les 20 réacteurs stoppés depuis dix ans, d’autres pourraient redémarrer grâce à l’intervention du gouvernement japonais. En 2019, ce sont pas moins de 12 réacteurs nucléaires qui ont fait l’objet d’un grand programme d’expertise pour envisager un potentiel redémarrage. Par ailleurs, même si la durée limite d’exploitation d’un réacteur nucléaire est fixée à 40 ans au Japon, le gouvernement ménage la possibilité d’une prolongation de 20 ans si les conditions de sécurité sont respectées.

Plan de relance du parc nucléaire au Japon

Alors va-t-on assister à une renaissance du parc nucléaire japonais ? Entre 2011 et 2015, l’ensemble des réacteurs nucléaires du Japon étaient stoppés. Le redémarrage de la filière nucléaire prend du temps et avance très lentement. Une lenteur dénoncée par les principaux acteurs du secteur de l’énergie. Mais le gouvernement japonais fait face à une hostilité de la part de la population envers le nucléaire. L’état compte venir à bout des réticences de la population en progressant en douceur sur le dossier. Depuis 2015, 13 réacteurs nucléaires ont redémarré au Japon. Et une douzaine d’autres pourraient redémarrer d’ici 2025.

Le gouvernement japonais compte notamment sur son objectif de neutralité carbone pour faire évoluer l’opinion publique. Dans un pays qui a longtemps eu la culture de l’atome, le pari peut s’avérer payant. Le Japon ambition de devenir neutre en carbone en 2050. Or la production d’électricité nucléaire pourrait grandement contribuer à atteindre cet objectif. En 2010, le pays était encore le troisième producteur d’électricité nucléaire dans le monde. Le coup d’arrêt porté au nucléaire “a rendu le Japon plus dépendant des combustibles fossiles” d’après le rapport de l’AIE de mars 2021. De fait, le Japon tire 31,5% de son électricité du charbon, et 35% du gaz naturel. Une situation qui rend le Japon trop dépendant de ses importations de charbon et de gaz. Et les énergies renouvelables ne progressent pas assez vite pour assurer la baisse de l’empreinte carbone du pays. Le défi du nucléaire décidera donc de l’avenir énergétique du Japon.

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Le Sénégal s’équipe d’une usine flottante de regazéification du GNL

23 juin 2021 à 07:21
senegal usine flottante regazeification gnl - L'Energeek

Ce 22 juin 2021, la SENELEC, société nationale d’électricité du Sénégal, a indiqué que l’usine flottante de stockage et de regazéification de Karmol était arrivé au Sénégal : elle permettra d’alimenter en gaz naturel la centrale électrique flottante de Karpowership, en service depuis 2019 dans les eaux sénégalaise.

L’usine flottante de regazéification est arrivée dans les eaux du Sénégal

Le Sénégal continue de s’équiper pour convertir sa production d’électricité thermique. Le pays veut en effet remplacer ses centrales au pétrole trop polluantes par leurs équivalents au gaz naturel. Dans ce but, le pays avait mis en service en août 2019 d’une centrale électrique flottante au gaz naturel, plus rapide et moins coûteuse à mettre en place qu’une unité terrestre traditionnelle. Elle a été fournie par le groupe turc Karpowership, spécialiste de cette technologie, qui a déjà équipé huit pays africains de centrales flottantes au gaz.

Arrivée de la Centrale Flottante à Dakar #KARPOWERSHIP
Renforcement Capacité de Production 120 MW
Transition GAZ_2_POWER#Senelec #Kebetu #Energie#Karpowership pic.twitter.com/8bFt5MGweO

— SENELEC L'officiel (@Senelecofficiel) October 2, 2019

La centrale flottante du Sénégal, d’une puissance originelle de 120 MW, a été depuis portée à 235 MW. L’électricité produite est ensuite injecté dans le réseau national géré par la Société nationale d’électricité du Sénégal (SENELEC), et fournit environ 15% des besoins électriques du pays.

Ce 22 juin 2021, pour compléter cet équipement, la SENELEC a annoncé que Karmol, une co-entreprise fondée en 2019 par Karpowership et le japonais Mitsui OSK Lines, avait livré la première unité flottante de stockage et de regazéification (Floating Storage and Regasification Unit, FSRU) du Sénégal.

L’équipement est arrivé dans les eaux sénégalaises, et a été installé à proximité de la centrale flottante. Ce FSRU permet de réceptionner en mer du gaz naturel liquéfié (GNL), de le ramener à l’état gazeux et de le stocker. Il peut ensuite alimenter, via un gazoduc de taille modeste, la centrale électrique flottante de Karpowership.

Un atout pour valoriser les réserves de gaz naturel offshore et réussir la transition énergétique du Sénégal

La plateforme de Karmol mesure 272 mètres de long, pour une capacité de 125 470 mètres cubes de gaz. Elle a été construite par la société Sembcorp Marine à Singapour. « Ce projet vise à fournir une énergie fiable, abordable et plus propre », a commenté la SENELEC. Le premier ravitaillement en GNL de l’usine sera effectuée par Shell, en juillet 2021.

Le Sénégal a découvert en 2019 plusieurs gisements offshore de pétrole et de gaz naturel au large de ses côtes. Leur exploitation devrait permettre de produire du GNL, et d’alimenter directement l’usine de regazéification de Karmol.

Le Sénégal ambitionne de devenir un leader de la transition énergétique dans l’Afrique de l’Ouest. Outre la conversion de ses centrales électriques au gaz, le Sénégal s’est donné l’objectif d’atteindre les 20% de renouvelables dans son mix électrique.

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Radar militaire et amendement au Sénat : vent contraire pour l’éolien en France

22 juin 2021 à 11:15
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Ce 18 juin 2021, le gouvernement a durci les règles d’implantation d’un parc éolien en France : le périmètre imposant l’autorisation du Ministère des Armées passe ainsi de 30 à 70 kilomètres d’un radar militaire. Le même jour, le Sénat a voté un amendement à la Loi Climat, qui donnerait un droit de veto aux communes sur l’implantation d’un parc éolien.

Le périmètre interdisant d’implanter une éolienne autour d’un radar militaire étendu à 70 kilomètres

L’éolien est certes l’un des fers de lance de la transition énergétique française, en témoigne sa place centrale dans la dernière Programmation Pluriannuelle de l’Energie (PPE). Le gouvernement s’est notamment donné l’objectif de doubler le parc éolien terrestre français en 7 ans. Mais la filière éolienne française connait actuellement une zone de turbulence, contestée publiquement, et freinée par des décisions gouvernementales.

Ce 18 juin 2021, le gouvernement a ainsi officialisé un changement de réglementation sur l’implantation d’un parc éolien à proximité d’un radar militaire. Jusqu’ici, les projets de parc dans un rayon de 30 kilomètres autour d’un radar devaient obtenir l’aval du Ministère des Armées pour être autorisés. Désormais, cette zone est étendue à 70 kilomètres.

Pour tout projet éolien dans ce périmètre de 70 kilomètres, les services du Ministère des Armées étudieront la disposition des éoliennes par rapport aux radars, la nature du relief et la “faisabilité du projet au regard de la gêne occasionnée sur le radar ainsi que des exigences de sécurité nationale en matière de posture permanente de sûreté”, avant de donner ou non leur accord. Les projets à moins de 5 kilomètres d’un radar demeurent interdits.

Cette mesure a fait l’objet d’une passe d’arme musclée entre le Ministère de la Transition Ecologique, favorable au statu quo, et celui des Armées, qui mettait en avant les risques de brouillage des radars par les éoliennes. Matignon a arbitré en faveur de ce dernier, en incluant toutefois une clause de revoyure : dans six mois le gouvernement fera le point sur les projets éoliens concernés par cette nouvelle réglementation, et si l’impact est trop important, la règle pourrait être changée.

Le Sénat adopte un amendement sur un veto des communes sur les parc éoliens… que l’Assemblée Nationale devrait retoquer

Ce même 18 juin 2021, le Sénat, en plein examen de la future Loi Climat, adoptait un amendement qui limiterait grandement les possibilités d’extension de l’éolien en France. Il prévoit en effet un droit de veto des communes pour l’implantation d’un parc éolien. Là encore, le débat a donné lieu à une opposition enflammée entre les sénateurs LR, porteurs de l’amendement, et leurs homologues écologistes.

« L’implantation d’éoliennes pose un problème majeur d’acceptabilité. Peut-être parce qu’on n’a pas suffisamment expliqué qu’il y avait une pollution lumineuse, sonore, un impact sur les couloirs de migration des oiseaux, que dans le calcul de l’amortissement de l’éolien, on n’avait pas pris assez en compte le recyclage de l’éolienne et du béton », a défendu le sénateur LR Etienne Blanc.

« Donc le Sénat, qui a longtemps été considéré comme Jacobin, […] est tout à coup saisi d’une frénésie de municipalisme libertaire ! C’est assez nouveau », a répliqué avec ironie Ronan Dantec, sénateur écologiste de Loire-Atlantique. Il estime qu’avec une telle logique, aucun équipement d’intérêt national ne pourrait plus être implanté : « derrière, vous n’aurez plus de méthanisation, de deux fois deux voies, ou plus jamais de centrale nucléaire… », poursuit-il. « Ce genre d’amendement met à terre toute stratégie énergétique. Ce n’est pas sérieux et vous le savez. Ce type d’amendement répond à l’air du temps », conclue Ronan Dantec.

Présente en séance, la Ministre de la Transition Ecologique Barbara Pompili a reconnu qu’il fallait améliorer l’acceptabilité des éoliennes via davantage de concertation en amont, notamment en impliquant les populations locales. Elle a annoncé qu’elle allait demandé aux préfets de réaliser une cartographie par département des sites éoliens possibles, et imposé une « déclinaison par région de nos objectifs de programmation pluriannuelle de l’énergie ». Mais elle s’est déclaré opposé au principe du veto, préférant la concertation à “un verrou”. Sa voix devrait être suivie par l’Assemblée Nationale, qui devrait, en toute logique, annuler cet amendement.

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Grand EDF : salariés et usagers appelés à manifester pour un service public de l’énergie

21 juin 2021 à 12:01
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Les organisations syndicales ont appelé les salariés d’EDF et d’Engie et les usagers de l’énergie à manifester, ce mardi 22 juin 2021, pour appeler à la création d’un service public de l’énergie et empêcher le projet de réforme d’EDF en deux ou trois sociétés. Ce projet, anciennement appelé « Hercule » et renommé récemment « Grand EDF », a été retoqué par l’Union Européenne. Egalement contesté par les organisations syndicales, il est actuellement dans l’impasse.

Le projet « Grand EDF », ex-« Hercule », en plein blocage

Rebaptisé « Grand EDF », le projet « Hercule » de restructuration d’EDF en deux ou trois sociétés distinctes aboutira-t-il un jour ? Début mai, l’Union Européenne a rejeté la dernière proposition française, que continuent de combattre les organisations syndicales.

Le dernier état de la réforme proposait une revue à la hausse de l’Arenh (à 48 euros le MWh), une scission d’EDF en un EDF “Bleu”, public, regroupant le nucléaire, le réseau de transport et une filiale indépendante gérant l’hydro-électricité, et un EDF “Vert”, coté en Bourse, regroupant les activités de vente, de services, de renouvelables et de distribution d’électricité (Enedis), le tout dans un groupe intégré, où tous les salariés conserveraient le statut IEG (Industries électriques et gazières) et où les flux financiers entre entités pourraient se poursuivre.

L’ensemble devait permettre au groupe, fortement endetté, de retrouver une capacité d’investissement nécessaire aux grands défis des années à venir (éventuel renouvellement du parc nucléaire, développement des renouvelables dans le monde entier).

Or, Bruxelles ne veut pas entendre parler d’échanges financiers entre EDF Bleu et Vert, de crainte que l’Etat Français ne puisse indirectement soutenir EDF Vert, ou que des subventions croisées faussent la concurrence. Les organisations syndicales, de leur coté, refusent notamment de voir Enedis, son expertise, ses lucratives activités et ses 38 500 salariés, passer sous le contrôle d’une société cotée en Bourse. L’intégration d’Enedis dans EDF Vert semble pourtant indispensable pour attirer les investisseurs nécessaires aux grandes ambitions d’EDF dans le renouvelables, au niveau mondial.

Manifester pour défendre un service public de l’énergie

Face à cette situation bloquée, les organisations syndicales ont appelés les personnel IEG et les usagers à se mobiliser mardi 22 juin 2021 pour appeler à la création d’un service public de l’énergie, et à l’annulation de ce projet « Grand EDF ».

Le gouvernement est actuellement en pleine négociation avec les syndicats pour mettre sur pied une nouvelle mouture de la réforme, acceptable pour eux, pour pouvoir la défendre à Bruxelles. Le ministre de l’Economie, Bruno Le Maire, continue de marteler que la garantie de l’unité du groupe était une « ligne rouge » de la France dans ses négociations avec l’Union Européenne.

« Il y aurait deux fenêtres de tir en juillet et octobre pour un débat au Parlement. Trois solutions se dessinent. La première, qu’il n’y ait pas de réforme et qu’il laisse le prochain président décider de l’avenir d’EDF. La deuxième, la réforme telle qu’elle nous a été présentée depuis le début. La troisième, ce serait une moitié de réforme », détaille Sébastien Ménesplier, le secrétaire général de la CGT-FNME, organisatrice de cette mobilisation.

Dans cette dernière optique, Enedis « ne serait pas forcément intégré dans la société avec les énergies renouvelables et son capital ne serait pas ouvert. Le prochain président déciderait de l’avenir d’Enedis », expose le dirigeant syndical. Cette voie pourrait être, selon lui, « acceptable par certaines fédérations ». Pour autant, il milite pour « sortir l’énergie du marché, néfaste pour l’intérêt général ».

Mais cette position semble parfaitement inconciliable avec la doxa libérale qui gouverne actuellement l’Union Européenne. Les prochains mois s’annoncent tendus sur ce dossier ô combien stratégique pour l’avenir énergétique et climatique de la France.

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