Vents porteurs pour l’éolien en mer
Un article signé The Agility Effect, site partenaire
La Commission européenne va mettre en œuvre une stratégie très volontariste dans ce secteur au cours des prochaines décennies. Un marché porteur sur lequel se positionne VINCI Energies après l’acquisition d’EWE Offshore en Allemagne.
L’Europe veut passer la vitesse supérieure sur le front des éoliennes en mer. La Commission européenne a ainsi présenté le 19 novembre 2020 sa feuille de route qui prévoit de passer d’une capacité de production de 12 GW aujourd’hui à 60 GW en 2030 et 300 GW en 2050.
Un investissement de près de 800 milliards d’euros est prévu sur les trente prochaines années pour atteindre ces objectifs. Avec, à la clé, 62 000 créations d’emplois, selon la Commission.« Une capacité installée de 300 GW d’éolien offshore [est] nécessaire dans la mise en place d’un système énergétique intégré et climatiquement neutre d’ici à 2050 », estime Bruxelles dans son document d’orientation.
Or l’Europe est déjà en pointe sur le sujet. L’éolien offshore est fortement concentré sur le Vieux Continent, car il dispose du plus grand espace maritime au monde. « Cinq pays (Royaume-Uni, Allemagne, Belgique, Danemark et Chine) représentent près de 95 % des capacités installées d’éolien offshore, c’est un secteur très concentré. Mais de nouveaux pays se positionnent, comme Taïwan, la Corée du Sud, les Etats-Unis… », signale Sophie Meritet, maîtresse de conférences à l’université Paris-Dauphine-PSL.
Si la part de l’éolien en mer ne représentait que 2,3 % de la production européenne d’électricité en 2019, le nombre de parcs éoliens offshore croît rapidement, avec une puissance moyenne qui « a quasiment doublé en une décennie », d’après WindEurope. Au Royaume-Uni, Hornsea One, le plus grand parc éolien offshore en activité, dispose d’une puissance installée de 1 218 MW. Au niveau mondial, ce mode de production devrait croître de 16,2 % par an pour atteindre 142 GW en 2030, contre 23,2 GW en 2019, selon GlobalData.
Grands projets
« En Europe, de grands projets verront le jour ces cinq prochaines années », se félicite Michael Helbig, Integration Director d’Omexom Deutschland. VINCI Energies a racheté en décembre 2020 un des fleurons du secteur, l’allemand EWE Offshore Service & Solutions GmbH. Rebaptisée Omexom Renewable Energies Offshore GmbH et spécialisée dans le développement de projets et l’ingénierie ainsi que dans l’exploitation et la maintenance de parcs éoliens offshore, cette entreprise de 160 salariés compte bien jouer les premiers rôles dans la bataille qui s’annonce.
Parmi ces grands chantiers européens à venir, celui de Dogger Bank. Situé en mer du Nord au large des côtes anglaises, ce projet hors normes doit dépasser dès son ouverture en 2023 une capacité de 3,6 GW, capable d’alimenter jusqu’à 6 millions de foyers.
La France, qui s’est donné pour objectif d’atteindre une capacité de 5,2 à 6,2 GW d’ici 2028, prévoit six grands projets d’ici 2023 à Fécamp (Seine-Maritime), Courseulles-sur-Mer (Calvados), Saint-Nazaire (Loire-Atlantique), Le Tréport (Seine-Maritime), Saint-Brieuc (Côtes-d’Armor) et Noirmoutier (Vendée). La puissance totale de ces nouveaux parcs sera d’environ 3,3 MW.
Autre projet d’envergure, celui de Baltic Eagle en Allemagne. Situé à 30 km de l’île de Rügen, ce nouveau complexe, d’une capacité de près de 500 MW, fournira de l’énergie renouvelable à 475 000 foyers.
Opportunités de marché
« En s’appuyant sur les synergies au sein de VINCI Energies, Omexom Renewable Energies Offshore espère saisir les opportunités de ce marché en plein essor », lance Michael Helbig, en soulignant les points forts de la nouvelle entité de VINCI Energies : « nous disposons d’une très haute expertise en services de gestion, notamment en asset management, mais aussi dans l’inspection et la maintenance des sites, et nous bénéficions d’une grande expérience dans la construction de parcs éoliens ».
Grâce à son excellente collaboration avec Omexom Niederlande, Omexom Renewable Energies Offshore, nouveau centre de compétences offshore de VINCI Energies, a déjà remporté quatre contrats auprès d’Eneco, la société néerlandaise d’énergie, pour la maintenance de ses parcs éoliens offshore sur cinq ans.
« Nous travaillons également sur les projets français, pour lesquels nous sommes en train de finaliser notre stratégie. Nous attendons un premier appel d’offres cette année », ajoute Michael Helbig. Et d’évoquer en outre les travaux préparatoires menés par l’équipe Omexom Renewable Energies Offshore pour approcher les marchés américains, polonais et taïwanais.
Il faut dire que les perspectives sur le secteur de l’éolien en mer ne manquent pas, ne serait-ce qu’avec les potentialités offertes par les installations éoliennes flottantes au grand large, non ancrées au fond marin.
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Un article de notre partenaire 
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COMMENTAIRES
Et donc vent très porteur pour le méthane russe de backup…
En prime, combien de km devront parcourir ces Gw depuis leur production offshore vers les bassins de consommation onshore? Beaucoup plus que le mythe de la consommation locale vendue par le militantisme vert.
En offshore la France est déjà en retard sur ses engagements de la cop21 de 2015 où elle s’engageait à fournir 6GW pour 2020 et dont on attend toujours le premier de ces 6 GW.
Enfin, la Bretagne va être raccorder en proximité grâce à l’offshore, bien que là encore les implantations locales ne seront pas suffisantes pour leur assurer le 100% dont une bonne part devra venir de l’intérieur en produisant des déchets à durée de vie millénaires tout en continuant à piller la Terre des ses ressources les plus rares, comme au siècle précédent.
La publication dépasse largement le cadre breton en s’inscrivant dans une perspective de 300GW d’éolien Offshore à l’échelle européenne. 300 GW (installés) qui ne seront évidemment pas dédiés aux cités côtières qui n’en auront que faire.
De ce point de vue, le subterfuge habituel « ce projet hors normes doit dépasser dès son ouverture en 2023 une capacité de 3,6 GW, capable d’alimenter jusqu’à 6 millions de foyers » est juste bon pour enfumer les électeurs / contribuables. Si tel était le cas, on pourrait identifier et isoler du reste des réseaux les 6 millions de foyers en questions et considérer qu’ils n’ont besoin de rien de plus pour assurer leur quotidien………….ce qui est bien entendu une vaste blague.
Une fois distillés les éléments de langage qui conviennent, l’auteur passe aux choses sérieuses, c’est à dire aux opportunités de business subventionné: vive le capitalisme de connivence!
Enfin, votre conclusion sur les résidus de la filière uranium à eau pressurisée illustre parfaitement le leitmotiv « vert » : sortir du nucléaire « quoi qu’il en coûte », en masquant la réalité des antagonismes viscéraux entre la multitude de chapelles « vertes » qui rendent leur fidèles incapables de se mettre d’accord sur quoi que ce soit d’autre.
Il faut poursuivre une seule priorité, la réduction des émissions de gaz à effet de serre, mais remplacer de l’électricité nucléaire décarbonée par de l’électricité éolienne décarbonée en y consacrant des centaines de milliards d’euros est la définition même du gaspillage.
En France cet argent doit servir à décarboner les transports, les chauffages des bâtiments et l’industrie.
VINCI Energies sont des financiers qui veulent surfer « sur l’air du temps » et profiter du gaspillage « quoi qu’il en coûte » orchestré par Bruxelles et notre gouvernement…
Les réacteurs nucléaires finissent par mourir. Pas plus tard que fin juin un réacteur de 985 MW a été arrêté à Taïwan et un autre de 1.030 MW l’a été fin avril aux Etats-Unis. En France aussi, c’est l’avenir inéluctable qui leur est réservé dans les prochaines décennies.
Par quoi les remplacer sans arriver à un coût de production trop élevé de l’électricité ?
Pour mémoire, le coût de production des vieux réacteurs nucléaires est de 55 €/MWh à 63 €/MWh selon le périmètre comptable pris en considération et l’année d’estimation.
Au début 2015, le président d’EDF estimait le coût de production du nucléaire (ancien) à 55 €/MWh.
En 2014, la Cour des comptes estimait le coût complet de production du nucléaire ancien à 59,8 €/MWh pour l’année 2013. Ce coût était sans doute de 63 €/MWh en 2020.
@Marguerite
Citation
« Par quoi les remplacer sans arriver à un coût de production trop élevé de l’électricité ? »
Voila une bien curieuse démarche, qui consiste à vouloir solutionner un problème qui n’est pas complètement posé.
En ingénierie, quand on élabore le cahier des charges d’un système, on spécifie les besoins à pourvoir et les contraintes limitant la liberté de conception.
Qu’entendez-vous par « remplacer » ?
Prétendre, comme c’est actuellement le cas, que les ENRi, basées sur la collecte à grande échelle d’énergies diffuses, permettront de délivrer le même service que les énergies « concentrées » et tant que l’on y est, pour pas cher et en créant des centaines de milliers d’emplois est juste une monumentale escroquerie. Comme un miracle n’arrive jamais seul, ces moyens de production seront bien entendu propres puisque sans impact environnemental ni sociétal et parfaitement recyclables!!
Seuls les esprits mal intentionnés fabulent sur l’inexorable recours au backup fossile, puisque du biogaz « bio? » sera massivement produit proprement et pas cher pour combler les défauts de « foisonnement » des générateurs.
A ce jour les pouvoirs publics ont annoncé:
1- x% de renouvelables avant l’an 20xx
2- fermer x réacteurs nucléaires avant 20xx
3- réduire de x% les émissions de CO2 (locales, importées?) avant 20xx
Ces trois points étant des contraintes (notoirement arbitraires), on notera donc que le service rendu aux usagers est tout bonnement passé par pertes et profits !!
Merci à Marguerite pour ces précisions chiffrées.
le cout de rachat du KWH elolien offshore est de 40 euros, lors des dernieres encheres ( Dunkerque)
Le coût de production de l’EPR, annoncé à 46 €/MWh en 2007, devenait déjà 60 €/MWh à l’automne 2010 (selon Areva). Depuis fin 2008, EDF n’ose plus faire la moindre annonce sur ce coût de production, pour des raisons que chacun peut comprendre.
A l’été 2020, la Cour des compte estimait le coût de production de l’EPR entre 110 €/MWh et 120 €/MWh, en monnaie de 2015, ce qui correspond à un coût de 115 €/MWh à 125 €/MWh en monnaie de 2020.
A titre comparatif, le tarif d’achat garanti pour Hinkley Point-C en Angleterre, indexé sur l’inflation, était de 92,5 £/MWh en monnaie de 2012 (114 €/MWh au taux de change de l’époque). Au début 2021, l’inflation britannique a conduit ce prix à 105 £/MWh. Au taux de change de 2021, cela correspond à 121 €/MWh.
D’un autre côté, en France et depuis trois ans. le tarif d’achat résultant des appels d’offres se situe autour de 60 à 65 €/MWh pour l’éolien et autour de 55 €/MWh pour le solaire (grandes centrales).
De bonnes « opportunités de business » pour EDF, très bien placé dans les énergies renouvelables. Cela n’est pas toujours visible, car les projets sont parfois au nom de filiales et pas directement à celui de EDF-EN.
Il n’y a que la bêtise qui ne meurt pas et elle est infinie comme disait Albert Einstein ! Et il en a des qui sont bien placés, c’est comme les antivaccins il n’y a rien à faire avec eux. De plus ils sont comme les centrales nucléaire ils sont mortels aussi comme nous tous !
EDF s’est fait le beurre avec l’éolien. Maintenant, EDF se fait l’argent du beurre, avec le sourire du contribuable (crémière ou pas).
C’est très simple. Le tarif d’achat étant arrivé à expiration pour l’un de ses parcs éoliens, un contrat de vente directe (PPA) a été signé avec une grande entreprise.
Celle-ci y gagne, avec un tarif (privé : non publié) inférieur aux prix de gros et EDF dispose de quelques rentrées d’argent supplémentaires.
A qui la faute? Personne en France, à commencer par EDF, ne demandait quoi que ce soit en la matière avant la loi NOME, en dehors d’une minorité agissante qui s’est acharnée contre la conception française de la production électrique.
Sans nos béats engagements européens, largement déterminés par nos voisins allemands friands de green-business greenwashé, nous n’en serions pas là!
Quelques vers repris d’un connaisseur :
Un mal qui répand la terreur,
Mal que Bruxelles en sa fureur,
Suggéra pour punir le crime de lèse « concurrence ».
L’ARENH, puisqu’il faut l’appeler par son nom,
Capable en un jour d’enrichir à millions,
Faisait à EDF, la guerre.
………………………….
2 Rappels
• Ces productions renouvelables sont rétribuées hors marché (à prix fixés ou compléments de rémunération, définis par arrêtés ministériels) à des conditions contractuelles établies sur la longue durée (jusqu’à 20 ans) et qui garantissent une rémunération avantageuse des investissements. Il s’agissait au départ, coûte que coûte, d’inciter au développement de ces filières, le processus est à l’œuvre depuis 2001 !
• Pour fournir du grain à moudre à une concurrence, les compétiteurs d’EDF se sont vus attribuer par la loi, dite NOME de 2011, via un mécanisme dit d’ARENH, l’accès à 100 TWh de sa production nucléaire au prix de 42 €/MWh, jamais révisé depuis dix ans, ce qui est insuffisant pour couvrir les coûts de production d’EDF (lesquels sont allés croissant dans l’intervalle). Depuis l’ouverture à la concurrence en 2007 des marchés de l’énergie, le nombre de compétiteurs ne cesse de croître en France. Il existe ainsi plus d’une quarantaine de fournisseurs d’électricité sur le territoire.
Dans le premier rappel on constate que 2001 + 20 donne 2021. C’est pourquoi EDF a pu « récupérer » ce contrat et le revendre.
OSER dire que maintenant EDF se fait l’argent du beurre, avec le sourire du contribuable et/ou de la crémière), après qu’il se soit fait dépecer pendant des années par le mécanisme de l’ARENH, c’est un comble.
Et je ne paraphraserai pas ce que disait Michel AUDIARD de ces gens là qui osent tout !
Amalgamer deux choses bien différentes ne conduit qu’à une critique stérile.
Les tarifs d’achats pour des énergies renouvelables telles que l’éolien et le solaire n’ont rien à voir avec l’ARENH.
EDF est l’un des premiers à s’être vu lui-même rétribué « hors marché … une rémunération avantageuse des investissements » en développant des énergies renouvelables, l’éolien en particulier, aussi bien en France qu’à l’étranger.
Fin juin 2020, se disant « expert multi-filières », EDF revendiquait 9.990 MW de capacité installée pour l’éolien et 3.220 MW pour le solaire (dans le monde semble-t-il).
EDF disait en décembre 2019 :
» Concernant les centrales solaires au sol, le Groupe a multiplié par 7 en deux ans la surface foncière sécurisée, pour atteindre 2 000 hectares. Sur la même période, le volume de projets disposant d’un permis de construire a été multiplié par 5, et le nombre de projets lauréats des appels d’offres organisés par la Commission de Régulation de l’Energie (CRE) par 6. »
» 2019 est une année record en matière d’éolien terrestre pour le groupe EDF en France avec la mise en service de près de 200 MW de capacités et la mise en construction d’un volume équivalent. EDF Renouvelables vient par exemple de procéder au renouvellement (« repowering ») de son parc éolien de Petit-Canal (Guadeloupe). Cette opération de remplacement des éoliennes a permis de doubler la capacité installée du parc, qui s’élève désormais à 12 MW, tout en divisant par deux le nombre d’éoliennes (14 éoliennes contre 32 précédemment). »
Au 30 juin 2020, EDF possédait 1.675 MW d’éolien terrestre et 340 MW de solaire photovoltaïque en France.
EDF n’a pas « récupéré un contrat pour le revendre ». C’est l’un de ses parcs éoliens qui a reçu un tarif d’achat dans un premier temps. A la fin de celui-ci, le matériel étant toujours en bon état, EDF avait deux solutions pour continuer à l’exploiter : soit vendre la production sur le marché de gros au jour le jour, soit passer un contrat de plusieurs années avec un acheteur.
Enfin, les insultes à peine voilées ne sont pas à l’honneur du personnage.
@Marguerite
Citation
« Les tarifs d’achats pour des énergies renouvelables telles que l’éolien et le solaire n’ont rien à voir avec l’ARENH. »
Il s’agit de deux dispositifs réglementaires, dont les volumes financiers mis en jeu échappent totalement aux assemblées démocratiquement élues et qui procèdent d’une même détermination à démanteler EDF (bête noire de nos voisins allemands).
De 2014 à 2020, le prix moyen annuel de l’électricité sur le marché français a été cinq années sur sept inférieur au prix de l’ARENH, allant de 32,2 €/MWh (2020) à 50,2 €/MWh (2018).
Des concurrents se fournissent en partie en électricité nucléaire s’ils estiment que le prix de marché sera supérieur au prix ARENH, ce qui est un pari sur l’année suivant le choix fait à l’automne.
Ceux qui avaient une proportion trop importante de nucléaire ARENH dans leur mix de fourniture y ont perdu le plus souvent (5/7).
Si le prix ARENH augmentait, EDF vendrait moins d’électricité ARENH et donc plus sur le marché, à un prix moyen inférieur. Ce qui entraînerait moins de ressources financières pour EDF.
Maintenant, si le prix de production de l’électricité nucléaire des vieux réacteurs est déjà supérieur au prix du marché, EDF devrait se poser les questions sérieuses au lieu de vouloir construire de nouveaux réacteurs au prix de production encore plus élevé.
Les prix de marché ont peu de chose à voir avec les coûts de production, mais plutôt avec l’abondance ou la rareté de l’offre. Sans nucléaire (à moins de disposer d’un énorme parc fossile et enr intermittent comme en Allemagne), la rareté de l’offre gonflerait immanquablement les prix et ce sont les consommateurs qui en feraient les frais. Petite vidéo pédagogique ici : https://m.youtube.com/watch?v=PVna0TW69pM
Merci Mr Cochelin du lien (Vidéo intéressante et concise), ci après une information intéressante :
Lundi 12 juillet, BFM Business avance qu’un risque d’augmentation des prix de l’électricité est très fortement probable à partir de 2022. Cette hausse ferait suite à celle du gaz il y a quelques jours, à hauteur de 10%. En ce qui concerne l’électricité, la facture des usagers pourrait augmenter jusqu’à 6% à partir de février 2022. Sur le marché de l’électricité, les prix flambent et se placent à 74 euros par MWh, et selon certains experts mentionnés par BFM Business, ils pourraient atteindre 100 euros par MWh d’ici la fin de l’année.
Deux solutions sont à l’étude
Et c’est bel et bien le mois de décembre qui sert de référence pour les prix. Dans la foulée, en janvier, les nouveaux tarifs sont annoncés pour une mise en œuvre dès février. Le gouvernement affiche ses craintes à ce sujet, alors que la campagne présidentielle battra son plein à ce moment-là. La question du pouvoir d’achat et des dépenses des ménages est au cœur des préoccupations. « Le gouvernement reste vigilant quant à l’évolution des prix pour les consommateurs », explique-t-on du côté du ministère de la Transition écologique à BFM Business. L’exécutif a déjà entamé des discussions avec le régulateur de l’énergie pour trouver une solution.
Plusieurs options sont sur la table, relate le média. La première est une BAISSE DE LA TAXE sur l’électricité, qui représente environ UN TIERS de la facture des usagers. Celle-ci finance l’éolien et les panneaux solaires. La deuxième alternative serait d’augmenter la quantité d’électricité qu’EDF(à 42 €/MWh !) peut vendre à d’autres entreprises comme Engie ou Total. « Cela permettrait de baisser la tension sur le marché de l’électricité et de faire baisser les prix », décrypte une source citée par BFM Business. Mais forcerait également EDF à vendre moins cher. Les discussions se poursuivent, aucune annonce ne devrait intervenir avant l’automne.
Un autre nucléaire est possible et les choses pourraient changer. Sauf M. MARGUERITE ne change pas. Toujours fidèle à sa mauvaise foi et à ses contre-vérités proférées. https://www.youtube.com/watch?v=slItH1X1XxU
c est bien simple . Pour les 2 annees qui viennent, on a 130 000 projets eoleins et solaires repertories et confirmes a travers le monde et a peine 6 projets nucleaires … pourquoi ?
Pas la peine de nous abreuver de vidéos soporifiques. Pas de temps à perdre avec du bavardage. Des textes sérieux à présenter ?
Nous avons connu la « renaissance du nucléaire » dont le résultat est bien faiblard. Entre fin 2000 et fin 2020, la capacité nucléaire mondiale n’est passée que de 351,3 GW à 392,4 GW : + 11,7% en vingt ans.
La production d’électricité nucléaire n’a guère varié, passant de 2.581 TWh en 2000 à 2.700 TWh en 2020 (avec un pic historique de 2.804 TWh en 2006).
C’était le dernier mythe nucléaire avant celui des SMR (petits réacteurs).
Jusqu’à présent, la mythologie des petits réacteurs (SMR), modulaires ou pas, n’a guère donné de réalisation concrète malgré toute la présence médiatique du sujet.
En décembre 2019, la Russie a bien mis en service deux petits réacteurs de 32 MW chacun. Bien que basé sur une technologie connue, celle des brises-glace nucléaires, leur construction a duré plus de 12 ans.
En Argentine, un petit réacteur de 25 MW est en construction depuis février 2004 et ne sera pas achevé avant 2024, si aucun nouveau retard ne se produit.
Un développeur de SMR très présent dans les médias a (encore) annoncé un retard de mise en oeuvre et une augmentation de coût. C’est bien connu, on fait des annonce mirobolantes pour attirer les investisseurs, mais l’intendance ne suit pas.
En France, l’exemplaire de démonstration d’un petit réacteur SMR n’est pas attendu avant 2030.
Enfin, comme le disait le président de l’ASN devant le Sénat en avril dernier : « Les SMR ont des inconvénients, dont celui d’être plus chers. ».
Electricité : près de 50 % de hausse en dix ans
Le 1er août, ce sera au tour des prix de l’électricité de progresser. La hausse qui concerne la partie transport et distribution sera évidemment sans commune mesure avec celle du gaz. Comme en août 2020, elle pourrait être de l’ordre de 1,4 à 1,6%. Cela est faible. Mais en dix ans, le tarif réglementé de vente de l’électricité en France a augmenté de près de 50%, quatre fois plus que l’inflation, selon une récente étude d’UFC-Que Choisir .
Cette hausse tient en grande partie à la TRANSITION ENERGETIQUE.
Après été stables pendant plus de 20 ans, les prix de l’électricité domestique ont augmenté plus vite que l’inflation maintenant une dizaine d’années. L’explication est simple. Hors TVA, les taxes pesaient l’an dernier trois fois plus sur le prix de l’électricité qu’en 2008 au moment de la publier du marché… Une taxe, en particulier, a eu un impact important, la Contribution au service public de l’électricité (CSPE) qui finance les subventions aux renouvelables . Son assiette a été multipliée par 5 entre 2009 et 2016. Depuis 2016, la CSPE a cessé d’augmenter mais la Contribution climat-énergie (CCE), payée directement par les consommateurs d’énergie fossile (de carburants notamment), a pris le relais.
L’autre explication de la hausse continue des tarifs repose sur l’ouverture en trompe-l’œil du marché de l’électricité depuis près de 15 ans. La création artificielle d’une concurrence à EDF qui n’en est pas une. Non seulement elle n’a pas bénéficié aux consommateurs tout en affaiblissant EDF. Sans parler des mauvaises électricités et parfois trompeurs d’une multitude de fournisseurs alternatifs… qui achètent à EDF l’essentiel de l’électricité qu’ils revendent ensuite.
La France n’a plus d’avantage sur le tarif de l’électricité
Le mécanisme dit de l’ARENH (Accès régulé à l’électricité nucléaire historique) a été construit depuis près de 15 ans afin de répondre aux demandes de l’Union européenne et de créer une concurrence dans la commercialisation en France de l’électricité. Il contrainte EDF à vendre à ses concurrents de l’électricité nucléaire à des prix artificiellement bas (42 euros le mégawattheure), ces derniers peuvent ensuite la proposer aux consommateurs. Dans les faits, ni EDF, ni le consommateur, ni la transition énergétique ne bénéficie de ce mécanisme absurde qui illustre une fois encore les absurdités de l’administration française et de sa multitude d’organes de régulation et d’agences. Il existe aujourd’hui pas moins de… 43 distributeurs alternatifs selon les chiffres de la Commission de régulation de l’énergie.
En tout cas la France a perdu tous ses avantages en terme de tarification de l’électricité. En 2016, le prix de la fourniture d’électricité était de 13,5% moins cher en France qu’en Europe, note l’UFC-Que Choisir. L’écart en 2020 n’est plus que de 1,7%.
Un autre élément à prendre en compte, c’est l’augmentation rapide du coût de production du nucléaire ancien avec les besoins d’investissements nécessaires pour repousser l’âge de la retraite des réacteurs.
Dans son étude de 2012, la Cour des comptes indiquait un coût de production de 49,5 €/MWh pour l’année 2010.
Dans la mise à jour de 2014, ce coût de production était devenu 59,8 €/MWh pour l’année 2013.
Outre les investissements, les coûts d’opération et de maintenance avaient déjà fortement augmentés.
Pendant une vingtaine d’année, EDF n’a pratiquement pas investi (excepté des investissements hasardeux à l’étranger), ce qui a permis de ne pas augmenter les tarifs.
Cela concerne aussi les réseaux de transport et de distribution. En 2010, la CRE mettait en garde EDF contre la dégradation du réseau, comme elle l’avait déjà fait les années précédentes.
Heureusement, le parc éolien de la baie de Saint-Brieuc boit la tasse. (lire la presse nationale du 12 aout 2021)
En 2050, l’éolien sur terre et sur mer ne sera plus qu’une erreur du passé !