Nucléaire français, un effondrement qui vient de loin

[pierre30]

Voici un article peu enthousiaste. Il dénonce les travers économiques des systèmes europeens de contrat long terme destinés a stabiliser les prix. En gros ça ne favorise pas assez les moyens de production dont les coûts sont les plus bas : eolien et solaire mais aussi nucléaire historique. De plus l'allocation de l'énergie aux usages les plus performants est moins efficace.

Prix de l'élec
Réforme du marché de l'électricité  : comment rassurer les investisseurs tout en maintenant le signal prix
OPINION. Le texte adopté par le Conseil de l'Union européenne le 17 octobre sur la réforme du marché de l'électricité privilégie les contrats de long terme pour accompagner la transition énergétique. Ces contrats doivent permettre de rassurer les investisseurs tout en préservant l'efficacité du marché de gros. Par Stefan Ambec, Claude Crampes et Jean Tirole, Toulouse School of Economics.
Stefan Ambec, Claude Crampes et Jean Tirole
14 Nov 2023, 9:51
Stefan Ambec, Claude Crampes et Jean Tirole, Toulouse School of Economics.
Stefan Ambec, Claude Crampes et Jean Tirole, Toulouse School of Economics. (Crédits : DR)
Réforme du marché de l'électricité  : dans quel but ?
L'accord sur la réforme du marché de l'électricité conclu le 17 octobre par les ministres européens de l'Énergie met un terme à une consultation publique lancée par les États membres de l'UE, et motivée par la crise de l'énergie de 2022. Cet accord vise à organiser les échanges entre producteurs d'électricité, fournisseurs sur le marché de détail et industriels. Il doit répondre à deux défis. Le premier est de promouvoir les investissements en équipements de production d'électricité décarbonée. Les besoins sont immenses et il faut que le système de rémunération rassure les investisseurs quant à la rentabilité financière des nouvelles centrales éoliennes, solaires ou nucléaires.

Le second défi est de faire en sorte que les équipements installés soient utilisés efficacement. Côté offre, les sources de production d'électricité les moins coûteuses doivent être appelées en priorité. Côté demande, les usages les plus productifs doivent l'emporter. Le marché de gros et un dispatching selon l'« ordre de mérite » répondent au second défi. Ils créent un signal prix pertinent de rareté de la ressource qui conduit à cette efficacité allocative. Le principe en a été réaffirmé dans le compromis signé le 17 octobre.

La réponse au défi des investissements : les contrats à long terme
L'accord favorise la signature de deux types de contrats de long terme : les Accords d'Achat d'Électricité (AAE et PPA en anglais pour Purchasing Power Agreements) et les contrats d'écart compensatoire bidirectionnels (en anglais, CfD, pour Contracts for Difference). Les AAE sont des contrats de gré à gré entre un producteur et un industriel ou un fournisseur d'électricité sur le marché de détail. Les acheteurs et vendeurs d'électricité s'entendent à l'avance sur le prix et la quantité à livrer. On parle alors d'un contrat physique. Les échanges se font hors marché de gros.

Au contraire, avec les CfD l'électricité est mise sur le marché par les producteurs et donc rémunérée au prix du marché, mais ce prix est complété par un transfert payé ou reçu par l'autre partie au contrat. Ce sont donc des contrats financiers, mais dont l'exécution est conditionnée par une livraison physique. La rémunération du producteur est fixée à l'avance par un prix de référence appelé « prix d'exercice ». Dans la forme la plus courante du CfD bidirectionnel, c'est l'État qui compense le producteur pour le manque à gagner lorsque le prix de marché est inférieur au prix d'exercice. Inversement, le producteur reverse la différence lorsque le prix de marché est supérieur au prix d'exercice.

Les CfD ont l'avantage de réduire le risque auquel font face les investisseurs sans remettre en cause l'existence du marché de gros. Néanmoins, la rémunération du producteur étant garantie à un niveau fixé par l'État, rien n'indique que l'efficacité allocative du marché sera préservée. Certaines centrales pourraient être appelées à produire alors qu'elles ne sont pas les moins coûteuses. En effet, supposons qu'un producteur d'électricité signe un CfD dont le prix d'exercice est de 60 euros par MWh. Si le prix de marché est de 40 euros le MWh, l'État versera la différence de 20 euros par MWh. S'il grimpe à 80 euros, le producteur devra reverser 20 euros par MWh.

Par conséquent, le producteur gagne 60 euros par MWh indépendamment des prix sur le marché de gros. Il a donc intérêt à produire à partir du moment où le prix d'exercice excède son coût de production. Et donc à enchérir le prix le plus bas possible pour être sûr d'être appelé dans le dispatching qui est construit en empilant les offres de production par ordre d'enchères croissantes. Inversement, si son coût de production est supérieur aux prix d'exercice, il perdrait pour chaque MWh produit. Il va donc enchérir un montant suffisamment élevé pour ne pas être appelé.

Ce faisant, le résultat des enchères sur le marché de gros ne reflètera pas les coûts de production et donc ne permettra pas un dispatching efficace. Ainsi, si le prix de marché est de 40 euros par MWh quand le prix d'exercice du CfD est de 60 euros par MWh, une centrale dont le coût de production est de 50 euros par MWh qui a à enchéri en dessous de 40 euros sera appelée dans l'ordre de mérite et empochera une marge de 60-50 = 10 euros par MWh. Symétriquement, si ses coûts sont de 70 euros par MWh, elle va éviter de produire pour ne pas faire de perte même si le prix de marché monte à 80 euros par MWh. En assurant complètement le producteur contre les variations de prix, un CfD bidirectionnel fonctionne comme les tarifs d'achat garantis des énergies renouvelables qui ont contribué à l'occurrence d'épisodes de prix nuls, voire négatifs.

Du bon dosage entre assurance et incitations
Il faut donc bien réfléchir à la conception des CfD. Il s'agit d'apporter des garanties sur la rémunération future qui encourageront les investissements (nouvelles capacités de production et maintenance de l'existant) tout en préservant les propriétés de dispatching efficace du marché de gros. Comme le stipule le texte de l'accord :

« La conception de ces contrats compensatoires bidirectionnels devrait préserver les incitations des unités de génération à fonctionner et à participer efficacement aux marchés de l'électricité, en particulier à ajuster leur production pour refléter les circonstances du marché. »

Il ne faut pas seulement obliger les producteurs à enchérir sur le marché de gros mais également faire en sorte qu'une partie de leur rémunération ne dépende pas que de leur position sur ce marché.

Plusieurs options sont ouvertes dont il reste à évaluer les avantages et les inconvénients respectifs. Par exemple, pour que les contrats soient purement financiers, les CfD peuvent s'appliquer à un volume spécifié à l'avance (calculé sur la base de la capacité de production ou une fraction suffisamment élevée de cette capacité) plutôt qu'aux volumes effectivement vendus. Il faut éviter les comportements opportunistes qui biaiseraient le dispatching au détriment de l'intérêt collectif.

La réforme du marché de l'électricité, dont le but initial était de répondre à la crise énergétique, va déterminer dans quelle mesure l'objectif de neutralité carbone en 2050 pourra être atteint et à quel coût. Comme nous l'expliquons plus longuement dans une note téléchargeable ici, les contrats à long terme peuvent faire partie de la solution, à condition qu'ils soient bien conçus, et que le marché de gros soit préservé. Le marché de détail doit aussi être repensé pour s'adapter aux nouveaux usages (autoconsommation, mobilité électrique, stockage de l'énergie ...). L'accord du 17 octobre est étrangement silencieux sur le sujet. Il se contente de préconiser qu'en cas de nouvelle envolée durable des prix telle que celle qu'on a connue en 2022, les États puissent adopter facilement, dans le cadre d'un mécanisme de crise, des mesures de type « bouclier tarifaire ».

La lutte contre le réchauffement climatique, les tensions géopolitiques, l'acceptabilité sociale des moyens de production, et l'incertitude technologique créent des risques macroéconomiques importants. In fine quelqu'un doit supporter ces risques, ce que beaucoup feignent d'ignorer. Pour mieux partager ces risques macroéconomiques, les contrats à long terme sont l'instrument idoine. L'État peut régir et réguler ce marché assurantiel, mais il ne doit pas en rigidifier toutes les modalités, par exemple en mettant toute la production d'électricité sous CfD à prix unique, ce qui pourrait tuer ce marché et empêcher que soit atteint le partage des risques optimal.
Stefan Ambec, Claude Crampes et Jean Tirole
Rédiger un commentaire

https://www.latribune.fr/opinions/tribu ... 83126.html

[pierre30]

Dans le cas de l'accord de prix entre etat et edf, Il faut ajouter qu'en cas de chute des prix, lÉtat va payer cher.
Question subsidiaire : est ce que ce tarif s'applique aux clients étrangers ?

[pierre30]

Les gros consommateurs ne sont pas contents mais je n'ai qu'une partie de l'article .

Prix de l'électricité nucléaire : les entreprises fustigent l'accord entre l'Etat et EDF
La CLEEE, qui représente une multitude d'entreprises grandes consommatrices d'électricité dans les secteurs industriel et tertiaire, dénonce l'accord conclu entre EDF et l'Etat sur la nouvelle régulation du prix du nucléaire. Selon elle, le prix de 70 euros du mégawattheure, mis en avant par le gouvernement, ne correspond pas à la réalité. Elle estime que ce nouveau mécanisme protègera moins bien les entreprises en cas de crise et, surtout, qu'il ne leur donnera pas la visibilité suffisante pour investir.
Juliette Raynal
Juliette Raynal
14 Nov 2023, 18:59
Bruno Le Maire, le ministre de l'Economie et des Finances, lors de la conférence de presse avec EDF, ce mardi 14 novembre.
Bruno Le Maire, le ministre de l'Economie et des Finances, lors de la conférence de presse avec EDF, ce mardi 14 novembre. (Crédits : Reuters)
« Une bonne négociation est une négociation où tout le monde est satisfait du résultat final. Je pense que c'est le cas », s'est félicité, ce matin, le ministre de l'Economie et des Finances Bruno Le Maire, lors d'une conférence de presse présentant l'accord entre EDF et l'exécutif sur la nouvelle régulation encadrant le prix de l'électricité nucléaire.

Cet accord intervient après de longs mois de négociations sous haute tension entre l'électricien historique et le gouvernement, alors que le mécanisme actuel de l'Arenh, qui contraint EDF à vendre une grande partie de son électricité nucléaire à prix cassé (42 euros du mégawattheure), va s'arrêter fin 2025.

Lire aussi
Prix de l'électricité nucléaire : un accord aux airs d'usine à gaz

La déclaration du locataire de Bercy a de quoi faire grincer des dents Frank Roubanovitch, le président de la CLEEE, une association d'entreprises grandes consommatrices d'énergie issues de secteurs variés, allant de l'industrie métallurgique à l'agroalimentaire, en passant par les semi-conducteurs, l'automobile, les télécoms ou encore les grands transporteurs et l'hôtellerie. Loin d'être satisfaite par cet accord, la CLEEE dénonce, au contraire, « un grand pas en arrière pour les entreprises françaises ».

https://www.latribune.fr/climat/energie ... 83201.html

[pierre30]

Transition energetique : les investissements allemands bloqués par la limitation des nouveaux emprunts inscrite dans la constitution.
Gros problème pour l'industrie allemande.

Allemagne : le tour de passe-passe budgétaire d’Olaf Scholz pour financer la transition énergétique jugé illégal
La Cour constitutionnelle allemande a jugé mercredi que le gouvernement avait enfreint les règles constitutionnelles liées à la limitation de l’endettement, ce qui devrait compliquer fortement les plans de l'exécutif en matière d'investissement. Cette décision peut venir compliquer les investissements dans la transition écologique de la première économie européenne, qui sont censés atteindre 80% d'électricité renouvelable d'ici à 2030.
latribune.fr
15 Nov 2023, 12:44
Cette sanction peut néanmoins sérieusement compliquer les plans de la coalition du chancelier social-démocrate, Olaf Scholz, pour concilier à la fois respect du sérieux budgétaire et investissements verts.
Cette sanction peut néanmoins sérieusement compliquer les plans de la coalition du chancelier social-démocrate, Olaf Scholz, pour concilier à la fois respect du sérieux budgétaire et investissements verts. (Crédits : LIESA JOHANNSSEN)
Coup dur pour Olaf Scholz. Les projets d'investissement d'avenir de l'Allemagne sont en effet menacés après la décision ce mercredi de la plus haute juridiction allemande qui estime que Berlin avait enfreint la règle dite du « frein à l'endettement ». Inscrite dans la Loi fondamentale nationale depuis 2009, cette règle limite les nouveaux emprunts de l'Etat à 0,35 % du PIB chaque année. Suspendue entre 2020 et 2022 en raison de la pandémie de Covid, elle est de nouveau en vigueur depuis cette année.

Tour de passe-passe budgétaire
En cause dans cette affaire : la décision en 2022 du gouvernement d'intégrer dans un fonds spécial pour « le climat et la transformation » - non comptabilisé dans le budget -, les 60 milliards d'euros de dettes autorisés par cette suspension de la limitation des déficits qui n'avaient pas été utilisées en 2021. Pour le principal parti d'opposition, les chrétiens-démocrates (CDU, conservateurs),qui a saisi la Cour constitutionnelle, cette manœuvre était illégale, au motif que l'exception au frein à l'endettement ne s'appliquait pourtant qu'aux « situations d'urgence ». La Cour lui a donné raison et le gouvernement devra désormais « compenser » avec d'autres moyens budgétaires les 60 milliards d'euros en question, a prévenu mercredi la vice-présidente du tribunal, Doris König.

Le verdict a de quoi inquiéter la coalition du chancelier social-démocrate allemand. Il complique en effet les plans du gouvernement pour concilier à la fois respect du sérieux budgétaire et investissements verts, essentiels pour la transition énergétique du pays, sorti du nucléaire et qui doit dans quelles années renoncer au charbon. Or, l'Allemagne a des besoins massifs d'investissements pour atteindre, notamment ses objectifs climatiques. Et pour cause : la coalition s'est engagée à atteindre 80% d'électricité renouvelable d'ici 2030.

Problème : actuellement évalué à 212 milliards d'euros, le fonds vise officiellement à accélérer la transition de l'Allemagne vers une économie sans émissions, en finançant des mesures telles que le remplacement des chaudières à gaz par des pompes à chaleur plus respectueuses du climat. Mais son utilisation a été élargie au fur et à mesure des besoins ces derniers mois. Des aides de plusieurs milliards d'euros pour financer l'installations d'usines de puces électroniques et de semi-conducteurs dans le pays ont ainsi été débloquées. Et le gouvernement comptait sur ce fonds pour financer une partie du plan à 30 milliards d'euros visant à abaisser le prix de l'électricité de son industrie. Cette sanction pourrait donc impacter l'utilisation d'autres fonds spéciaux que Berlin a multipliés ces dernières années pour contourner les règles budgétaires. Notamment le fonds spécial pour la défense, créé après l'invasion de l'Ukraine en 2002 afin de rénover l'armée allemande, doté de 100 milliards d'euros.

Lire aussi
Prix de l'électricité : l'Allemagne dévoile son plan colossal pour soutenir l'industrie

(Avec AFP)

Doublement de l'aide militaire à l'Ukraine

La chambre des députés va voter ce jeudi pour entériner la décision du gouvernement allemand de doubler, à 8 milliards d'euros, l'aide militaire prévue initialement pour l'Ukraine en 2024. Depuis le début de l'invasion russe, l'Allemagne est l'un des principaux contributeurs au soutien à Kiev, ayant fourni quelque 22 milliards d'euros à l'Ukraine sous forme d'aide humanitaire, financière et militaire. Berlin a notamment envoyé à Kiev des chars, blindés, munitions et systèmes de défenses anti-aérienne. Mais l'Allemagne rechigne à livrer des missiles de longue portée Taurus réclamés avec insistance par Kiev, de crainte qu'ils ne soient utilisés pour viser le territoire russe.

latribune.fr
Rédiger un commentaire

Bien ? Ou pas bien ?

[les orteils]

Pour ce qui est du prix de l'électricité, je vais me répéter mais on n'a jamais payé en fonction du coût qui devait intégrer l'amortissement des centrales. Nous n'avons pas été incités à modérer notre consommation ni à rénover les logements.
La rigueur budgétaire allemande devrait laisser la priorité au climat ; sortir trop vite du nucléaire a été une erreur, en voilà une autre.

[pierre30]

En France les centrales historiques et l'hydrolique sont amortis depuis longtemps.
Le marché spot européen est basé sur les coûts marginaux (hors invests), c'est à dire que le coût d'exploitation et maintenance le plus élevé des moyens les moins coûteux (faut suivre !) s'applique sur l'énergie vendue. L'éolien dont les coûts marginaux sont nuls finance ainsi ses couts d'invest. C'est un peu tordu mais il paraît que ça suffit à financer les invests globalement.
Bizarre quand même, mais vu que de nombreux équipements sont amortis, ceci compense cela. Du moins je suppose ...

[les orteils]

Si les centrales sont amorties, on a pas prévu leur remplacement...

[pierre30]

Il y a un plan pour en construire, mais le financement est pour partie par l'état et pour le reste sur le prix de l'électricité puisque les coûts du nucléaire historique sont très bas selon ce que dit l'état. Du moins quand les réacteurs produisent.
On a quand même du mal à connaître le vrai prix de l'énergie nucléaire. L'état considère que c'est un enjeu stratégique et les coûts sont en partie finances par l'état qui recapitalise edf.
Cela ne contribue pas à éclaircir le sujet.
Et ce n'est pas très rassurant. L'éducation nationale aussi est un domaine stratégique piloté par l'état. Les résultats sont également discutables.

[Snark]

Le projet de centrale à réacteurs nucléaires modulaires (SMR) de NuScale vient d'être abandonné.
L'entreprise a dû s'y résoudre après le doublement du coût du projet, à 9 milliards de dollars.
Ses projets à l'étranger pourraient eux aussi être menacés.

https://www.usinenouvelle.com/article/p ... o.N2194938

[johanono]

Démarrage de l’EPR de Flamanville mi-2024, hausse de la production d’électricité nucléaire... EDF optimiste pour l’avenir

La sortie de la crise industrielle de 2022 et le démarrage attendu de Flamanville permettent au groupe de se montrer confiant.

SUITE

[Snark]

23/01/2024 : Nouveaux dérapages de coûts et de calendrier pour les réacteurs EPR anglais d'EDF
à la centrale d'Hinkley Point C .

La mise en service du premier EPR au sein de la centrale nucléaire située en Angleterre
est désormais repoussée d'au moins deux ans, voire quatre ans, a annoncé EDF mardi soir.

https://www.francetvinfo.fr/economie/en ... 22236.html

[pierre30]

Ils veulent en construire 8. C'est plutôt inquietant.
34 milliards au lieu des 18 qui étaient prévus. Et c'est edf (le contribuable) qui paye l'écart. Et on n'est pas au bout du projet !

[Snark]

Nucléaire : EDF fait appel à une filiale d'Amazon
pour gérer une partie de son système d'information .

EDF a passé un contrat avec Web Services, la filiale services informatiques du groupe américain,
pour gérer la planification de la maintenance de centrales nucléaires françaises.

https://www.francetvinfo.fr/replay-radi ... 35941.html

A la lecture de l'article du canard enchainé on apprend que la gestion
précédente du parc de plusieurs millions de pièces détachées était manuelle .

Imagine t'on Airbus ou Stellantis en faire autant ?

[Snark]

Au Japon, le démantèlement de la centrale de Fukushima,
un chantier complexe sans cesse repoussé

Treize ans après le tsunami du 11 mars 2011, Tepco a annoncé que l’extraction
de près de 880 tonnes de combustible nucléaire était de nouveau reportée de plusieurs mois.
https://www.lemonde.fr/planete/article/ ... _3244.html

[Snark]

Le coût des nouveaux EPR s’envole-t-il déjà de 30 % ?
« No comment » chez EDF et à Bercy

Le coût des six nouveaux réacteurs nucléaires de type EPR2 d’EDF
se serait déjà envolé de 30 % alors qu’ils sont encore sur la planche à dessin.
Le gouvernement, qui a milité pour leur construction, se refuse à tout commentaire.
Cette envolée avait été annoncée, mais sans être chiffrée, par EDF au Sénat, le 8 février.
EDF vient pour la première fois de confirmer un surcoût
et en précisera le montant « à la fin de l’année ».

https://www.ouest-france.fr/environneme ... 12009be08f