L’adéquation entre production et consommation
électrique est l’un des enjeux de la transition énergétique actuelle.
Le mot électrique est
toujours en France lie au nucléaire mais bientôt, durant des temps limités mais
fréquents, nous aurons plus d’énergie électrique que nous ne pourrons en
consommer à cause du fonctionnement sporadiques de l’éolien et journalier du
photovoltaïque.
C’est le cas en Allemagne où les jours de grand vent, la production
d’énergie électricité éolienne dépasse les besoins immédiats du pays. La Suisse rachète alors les excédents à
très bas prix et l'utilise pour turbiner l'eau de ses barrages c'est à dire
remonter l'eau en haut des barrages ; puis elle revend à l'Europe,
l'énergie hydroélectrique ainsi emmagasinée à des prix très élevé lors des pics
de consommation. (le rendement de ce stockage est de 70%).
Cela signifie que notre combat ne
doit pas se porter que sur l'origine de l'énergie électrique : nucléaire,
charbon ou renouvelable, mais sur l’adéquation entre production et consommation
de l’énergie électrique. Nous devons travailler sur le stockage des excédents momentanés d’énergie électrique via le
turbinage, la production de dihydrogène gazeux, de biogaz utilisé en production
d’électricité différée,…. Et sur les reports dans le temps, de certaines
consommations d’énergie électriques comme les recharges de batterie, la
production d’eau chaude en complément des chauffes eau solaire, les maisons
intelligentes qui consomment le gros de leur énergie électrique au moment où
elle est la moins chère donc au moment où la production est excédentaires.
C’est pour cela qu’un maillage plus
fin de la distribution 20 000 V doit s’opérer en Europe pour que les
régions ayant dépassées leur consommation propre délivre leurs excédents à
celles qui sont en déficit. C’est LE complément indispensable à l’autonomie
énergétique des territoires.
Une autre possibilité réside dans les groupes
électrogènes disponibles sur tout le territoire dans les centrales électriques,
les IAA utilisant la congélation, l’armée, les centres de datas, dans les
hôpitaux et cliniques et autres établissements sensibles où une panne
électrique serait « catastrophique »….
Doubler ces groupes électrogènes et les faire
fonctionner à la demande du réseau permettrait d’écrêter bien des consommations
et améliorer l’adéquation entre consommation et production.
Depuis 25 ans je dispose d’un contrat
EJP : Effacement des Jours de Pointe. J’ai le kWh électrique à
moins de 0.06€ alors que le prix moyen est de 0.11. C’est si avantageux qu’EDF
a supprimé ce contrat et les élimine : nous ne sommes plus que 30 000
familles en France à en avoir un.
Ce problème est donc ancien ; il était alors la
conséquence du gigantisme centralisé du nucléaire. Aujourd’hui s’ajoute le
défaut des productions de l’électricité éolien et photovoltaïque.
C'est la variation du prix de
l'électricité heure par heure en fonction de la non adéquation entre
consommation et production électrique qui doit aussi être le moteur
de nos choix technologiques. Ce prix peut varier de 1 à 10* ? et la
pollution générée par les centrales au charbon annule tous les bienfaits des
énergies renouvelables sur ce poste de dépenses environnementales.
* Voir le
graphique en fin de page
Pour info :
· La capacité éolienne mondiale était de 318,137 GigaWatts (GW) au 31 décembre 2013, l'équivalent de 227 réacteurs nucléaires EPR !
·
La Suisse consomme 60% d’électricité d’origine
hydroélectrique.
La transition énergétique
en cours doit tenir compte de ce problème et suivre les critères suivant :
A – réduire les consommations d’énergie notamment
électrique
B – réduire puis éliminer tous les mesusages du
courant électriques : chauffage électriques – pompe à chaleur air air - ….
C – équiper tous les lieux de vie et de travail de
chauffe eau solaire pour l’eau chaude mais aussi alimentant intelligemment les
machines à laver.
D – accroître l’efficacité des appareils en réduisant
leurs consommations lorsqu’ils fonctionnent en kWh mais aussi lorsqu’ils sont à
l’arrêt en Wh ; en augmentant leurs durées de vie en mettant leur obsolescence
comme critère de choix ainsi que leur énergie grise ce qui donne le
critère kWh gris/an.
E – dissocier
la production d’énergie électrique destinée aux particuliers de celle utilisée
par les industries. Le consommateur ne doit pas financer les moyens de
productions de certaines industries comme la métallurgie, les cimenteries, ….
Elles ont les moyens d’optimiser d’autres formes de productions énergétiques et
sauront vendre au réseau EDF leurs excédents surtout lorsque le prix du courant
est au plus haut.
Exemples de consommations électriques
différables :
1 - La
recharge des batteries de voitures électriques peut être différée lors des
heures creuses de la nuit pour une grande partie du parc qui stationne à
domicile et sur les lieux de travail. Elle participe donc ainsi à l'adéquation
entre production et consommation.
2 – La
production d’eau chaude solaire à une température supérieure à 45 °C.
3 – La
maison intelligente qui lance ses machines à laver au moment opportun.
4 - …
Exemples de
productions électriques différables :
1 – la méthanisation
via des gazomètres et des groupes électrogènes à cogénération.
2 – des groupes électrogènes fonctionnant à l’huile
végétale pure produite localement.
3 – les batteries notamment pour les voitures, camions
et bus électriques en flotte captive et à circuit court (moins de 100 km aller
retour)
4 – les barrages hydroélectriques stockant de l’eau
gravitaire ou/et monter par turbinage lors des excédents
5 - ….
Le cas de
l’Huile Végétale Pure (HVP) est intéressant à plus d’un titre.
Les oléagineux produits et triturés localement (moins
de 30 km de transport) devront être produits en tant que cultures énergétiques
donc en limitant leurs intrants énergétiques donc en agriculture biologique. De
ce fait l’huile produite à une qualité alimentaire maximale et ce sont les
excédents de production qui vont vers la production d’énergie.
Cette
trituration à froid génère des tourteaux gras pour les 2/3 de la masse de
départ et nous importons 500 000 tonnes de tourteaux par an (souvent OGM)
pour alimenter nos élevages. Donc la trituration locale doit être proche
d’élevages ou bien des élevages non surdimensionnés doivent s’installer prés
des tritureuses. Ce qui permet au champs d’oléagineux autour de bénéficier des
lisiers, fientes, crottins et bouses générés par ces élevages pour maintenir et
accroître le taux d’humus des sols, pour les apports en azote, phosphore et
potasse non accessible par voix chimique car 1kg d’azote nécessite 1 litre de
pétrole pour sa synthèse chimique.
Un cercle vertueux vient ainsi de se créer !
Il est évident que l’HVP a sa place dans la transition
énergétique dans ces conditions seulement.
Il est indispensable que les autres huiles provenant
de Malaisie notamment soient proscrites car leur bilan humain est désastreux
tout comme le bilan écologique (destruction des forêts primaires) idem pour le
bilan énergétique (3000 km de transport). La disparition des cultures vivrières
qui accompagne ces productions industrielles est aussi un argument qui motive
le rejet de ces huiles.
Mais cela ne doit pas éliminer la filière courte
locale tout à fait valable dans tous les pays : il existe 2000 espèces
d’oléagineux dans le monde.
Rédigé par
AZ et actualisé le 24 mars 2016
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Ressources documentaires pillées pour faciliter la
compréhension de ces problématiques complexes et subjectives :
Lu dans le Sud Ouest Nature n°169 hiver 2015-2016
P9 Comparaison
des coûts de production
Nucléaire /
Eolien / Photovoltaïque par Pierre GIRARD Sepanso Gironde Administrateur CREAQ
Etude Lazard’s
levelized cost of energy analysis – version 8.0 septembre 2014
https://www.lazard.com/media/1777/levelized_cost_of_energy_-_version_80.pdf
p10 Rapport
de la cours des comptes sur les couts de la filière électronucléaire janvier 2012
https://www.ccomptes.fr/Publications/Publications/Les-couts-de-la-filiere-electro-nucleaire
p11 « le
cout actuel de la production d’électricité à partir d’éoliennes fluctue entre 6
et 8 ct€/kWh ….avec des vitesse de vent faibles à moyennes et peut tomber à 4
pour des sites très ventés… » http://fee.asso.fr/centre-infos/tout-savoir-eolien/combien-coute-lelectricite-eolienne/
Depuis le 1er
janvier 2013, la CSPE est fixée à 13,50 euros/MWh. D’après les estimations de
la Commission de Régulation de l’Energie (CRE), les charges liées à l’énergie
éolienne représenteront, en 2013, 11 % de la CSPE, soit 567 millions d’euros.
Ce montant représente une contribution de 1,49 euros par habitant. En moyenne,
pour un ménage consommant 2 500 kWh par an, le coût annuel est donc inférieur à
4 euros.
France Energie Eolienne : FEE
P12 « ….un
système d’achat du kWh au prix de l’électricité du marché, auquel vient se
rajouter une prime dont le montant varie en fonction de la capacité du
producteur d’électricité renouvelable à moduler sa fourniture en fonction de la
demande du marché. Ce système fonctionne depuis 2012 en Allemagne …… »
Limiter les effets de l’intermittence de la production
…..
Ne pas délivrer sur le réseau de l’électricité sur des
périodes où il n’y a pas de consommation.
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Variation du prix du marché de l’énergie électrique
http://www.observatoire-electricite.fr/Les-prix-finaux-de-l-electricite
Evolution historique
du prix de l’électricité en France
En France, depuis 1985, le prix de l’électricité est resté relativement
stable :
Plusieurs éléments ressortent de ce graphique :
§
depuis les dix dernières années, l’électricité est
l’énergie facturée aux ménages la moins chère : son prix est inférieur à celui
des autres énergies domestiques (23 % moins cher que le gaz de ville,
38 % par rapport aux carburants automobiles) ;
§
depuis 1985, l’évolution du prix de l’électricité est globalement stable,
et, corrigé de l’inflation, celui-ci a connu une baisse de plus de 20 %
sur la période ;
§
depuis 1985, l’indice des prix à la consommation (courbe noire) augmente
bien plus vite que le prix de l’électricité (en bleu). Cette modération des prix
de l’électricité sur longue période a généré un avantage considérable en termes
de pouvoir d’achat pour les ménages français.
Du côté des entreprises françaises, le prix de l’électricité facturé, en
tant que consommation intermédiaire à l’appareil de production, constitue là
aussi un atout : alors que le prix des produits pétroliers a atteint des
sommets en 2008 et qu’il se montre extrêmement volatile, le prix de l’électricité présente le double avantage d’être à la fois stable
sur longue période et compétitif :
Décomposition de la facture d’électricité française
Après avoir vu l’évolution du prix moyen de l’électricité, intéressons-nous
maintenant à sa structure et à sa décomposition.
La structure du prix payé par le client se décompose en deux parts :
§
une part fixe, qui correspond à un
abonnement, exprimé en € par an. Son montant est variable en fonction de la
puissance souscrite par le client (exprimée en kVA). L’existence de cette part
fixe est justifiée par la nécessité de couvrir les coûts fixes, ceux-ci étant liés
à la garantie de disponibilité de la puissance souscrite ;
§
une part variable, calculée en fonction
de l’électricité effectivement consommée, exprimée en € par kWh. Son montant
est destiné à couvrir le coût de production de l’électricité et ses coûts de
transport.
Pour un client résidentiel moyen (tarif bleu), le prix de l’électricité,
facturé 146 € /MWh TTC environ, se décompose comme suit :
Examinons plus précisément la nature de ces trois composantes :
§
La fourniture d’énergie : est fixée par
l’Etat à partir des coûts de production d’électricité communiqués par EDF,
comprenant à la fois les coûts liés à la production stricto sensu
(investissements, coûts de fonctionnement, etc) et les coûts liés à la
commercialisation d’électricité (facturation, service clients, etc) ;
§
L’acheminement de l’électricité : correspond au
tarif d’utilisation du réseau public de l’électricité (TURPE) dont le montant
est fixé par la Commission de Régulation de l’Energie (CRE). Elle permet de
couvrir les coûts liés à l’exploitation des réseaux de transport et de
distribution de l’électricité (RTE, ERDF, et les entreprises locales de
distribution - ELD) ;
§
Les taxes ou équivalents : sont multiples
et sont, pour l’essentiel, déterminées par l’Etat. Nous pouvons en citer quatre
principales :
1- la Contribution au service public de l’électricité (CSPE) répond à quatre objectifs :
§
le financement des obligations d’achat pour les producteurs d’électricité
renouvelable ;
§
la péréquation tarifaire territoriale, qui permet d’assurer un tarif
identique sur l’ensemble du territoire français (DOM, Corse, métropole) ;
§
le financement des obligations d’achat pour les cogénérateurs ;
§
le financement des dispositifs sociaux sur les tarifs (comme le TPN – Tarif
de Première Nécessité).
Elle est réévaluée le 1er janvier de
chaque année sur proposition de la CRE mais sur décision finale de l’Etat.
Depuis le 1er janvier 2014 elle s’élève à 16,5 € / MWh, ce qui correspond à une augmentation de 3 € par rapport à l’année 2013.
On peut remarquer que le montant de la CSPE a très fortement
augmenté ces dernières années. D’un montant total d’environ 2 500 M€ en 2009,
cette contribution devrait atteindre 6 200 M€ en 2014, soit une hausse de
130 % en l’espace de 5 ans. Comme le montre le graphique ci-dessus, cela
tient principalement du fait de la très forte
augmentation des charges liées au soutien public des énergies renouvelables (EnR), en particulier
photovoltaïques et dans une moindre proportion éoliennes, ce qui s’explique par
l’émergence des EnR ces dernières années.
A noter que la décision finale prise par
l’Etat sur le montant au MWh de la CSPE peut parfois s’écarter des recommandations
de la CRE. C’est par exemple le cas pour l’année 2014 : alors que la CRE estime
un montant de CSPE minimal de 22,5 € / MWh pour couvrir l’ensemble des charges
de service public, l’Etat a choisi de modérer cette augmentation en optant pour
un montant de 36 % inférieur à la recommandation de la CRE, soit 16,5 € /
MWh.
Source : CRE
2- la Taxe sur la Consommation Finale d’Electricité (TCFE) : il s’agit
d’une taxe perçue au niveau local par les collectivités communales et
départementales. Son montant varie de 0,5 à 9,5 € [2] par MWh selon la
puissance souscrite par le consommateur final, et en fonction de la
collectivité.
3- la Contribution Tarifaire d’Acheminement (CTA) : ce prélèvement
sert au financement d’une partie des retraites du personnel des industries
électriques et gazières (IEG). Il s’élève en moyenne à 2 % de la facture
du client.
4- la Taxe sur la Valeur Ajoutée (TVA) : le taux appliqué est de 5,5 % en 2014 pour la partie
abonnement et la CTA, et de 20 % pour ce qui relève de la consommation
d’électricité et des taxes s’y rapportant (TCFE et CSPE).
Concernant l’évolution du prix de
l’électricité facturé aux ménages et aux petites entreprises et artisans, le prix du MWh
soumis au tarif « bleu » [3] a relativement peu augmenté sur les
trente dernières années (+46 % de 1983 à 2013 en euros courants). Cela
signifie que l’évolution du prix de l’électricité facturé aux particuliers
reste bien en-deçà du rythme de progression de l’indice général des prix.
Comparaison avec les autres pays de l’OCDE
Que ce soit pour les prix de l’électricité facturés aux entreprises
industrielles ou pour ceux facturés aux ménages, la France
dispose clairement d’un avantage compétitif vis-à-vis des autres pays de l’OCDE. En effet, en 2012,
le prix de l’électricité facturé aux entreprises françaises est en moyenne
50 % inférieur au prix facturé dans les pays européens (40 %
inférieur au prix allemand). Cet avantage est encore plus marqué en ce qui
concerne l’électricité facturée aux ménages : la France est classée au
7ème rang des pays de l’OCDE, alors que l’Allemagne, avant-dernière, voit ses
consommateurs payer plus du double.
Le prix moyen du kWh français constitue
un avantage économique certain aussi bien pour les ménages que pour les
entreprises. Nettement inférieur au prix observé chez
nos voisins européens, il est en outre relativement stable, bien loin de la
volatilité extrême générée par l’usage des combustibles fossiles.
Cet avantage est en grande partie lié à
la structure même du parc de production d’électricité français : en ayant opté
pour un mix électrique reposant fortement sur les technologies nucléaire et
hydraulique dès les années 1970, la France a pu produire son électricité à un
coût relativement faible, et surtout stable, ce qui lui permet d’offrir son
électricité à des prix bas comparés aux autres pays dont les mix de production
sont majoritairement soumis aux évolutions des prix des combustibles fossiles,
ou aux coûts élevés des EnR.
Perspectives d’évolution des prix de l’électricité
Lors de son rapport du 18 février 2013, la CRE a confirmé sa prévision
d’une hausse nécessaire de la facture d’électricité des ménages français soumis
au tarif bleu de l’ordre de 30 % entre 2012
et 2017, ce qui correspondrait à une hausse de 20 % inflation déduite. Cette augmentation
s’expliquerait pour un tiers au moins par une hausse de la CSPE (due au
développement des EnR électriques), par le maintien du parc de production
classique, et par la hausse du TURPE au vu des investissements à réaliser par
les gestionnaires de réseaux.
Toutefois, jusqu’en 2015, l’avis de la CRE sur le niveau de la CSPE et de
l’ARENH n’est que consultatif, la décision finale revenant aux pouvoirs
publics.
Au niveau européen, dans son rapport de janvier 2014, la Commission
Européenne prévoit une nette hausse des coûts de production de l’électricité en
Europe à horizon 2020, en raison des besoins importants d’investissements dans
les infrastructures de réseaux et dans les appareils de production. Néanmoins,
l’avantage français d’une électricité compétitive en
Europe devrait se maintenir, grâce aux caractéristiques propres du parc de
production français actuel.
[1] Rapport « Energy
prices and costs in Europe » publié en janvier 2014
[2] Depuis le 1er janvier
2014. Source : EDF
[3] Ce Tarif réglementé de
vente représente environ 26 millions de clients particuliers et 4 millions de
petites entreprises. Différentes options sont proposées par l’opérateur
historique au sein de ce tarif : option « de base », option
« heures creuses/heures pleines », option « tempo ». Pour
les entreprises, il existe deux types de TRV : le tarif dit
« jaune » et le tarif dit « vert », qui dépendent des
caractéristiques et des besoins d’électricité des professionnels.
Documents joints
§
Note de conjoncture (PDF -1.5 Mo)
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L’adéquation entre production ET
consommation d’énergie électrique
La valeur marchande du kWh électrique au niveau européen
va de 1 à 10 et est parfois négative !
http://www.cre.fr/marches/marche-de-gros/marche-de-l-electricite
Que s’est il passé en mars 2013 pour que le prix spot
pointe du MWh monte à + 100€ ?
Que s’est il passé en juin – juillet 2013 pour que le
prix spot base du MWh soit négatif : - 40€/MWh ?
Estimation statistique sur 2,5 ans du prix spot du MWh
électrique :
Il va de 10
à 80 €/MWh soit 1 à 8 ct€/kWh 1 MWh (méga Watt heure) = 1 000
kWh
Sa valeur
moyenne arithmétique = 45 €/MWh soit 4.5 ct€/kWh
Le prix hors compteur du kWh va de 0.06 (EJP) à 0.12 €
TTC pour les familles.
La location du compteur impacte ce prix dés lors que
la consommation est faible.