EDF EDF LOI NOME 100120         
RTE  publications bilans  2009 BILAN PREV GESTION EOLIEN 1 GESTION EOLIEN 2 IPES
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epex prix aujourd hui        

                        

                                                
       

                                                                                           ELECTRICITE  xx

   ORIGINES PRODUCTION MONDE 1990-2004      EOLIENNE JANVIER 2010
          STATISTIQUES AIE PAR PAYS    FRANCE 2005 2008     2009
U.E P/V ELECTRICITE INDUSTRIELLE  2007 VOISINS   UE 2007 EOLIEN 3.78%ELEC
U.E  P/V ELECTRICITE  DOMESTIQUE   2007  VOISINS tarif EDF+20% /3 ANS  (C.R sénat)  (vidéo)

  

Afin d’anticiper au mieux l’adaptation de ses infrastructures (lignes et postes), RTE évalue à environ un milliard d’euros cumulés d’ici à 2020 les investissements nécessaires pour intégrer un parc éolien terrestre d’environ 19 000 MW.

   l’énergie fournie par EDF est une énergie qui émet très peu de CO2 : seulement 49g par kWh contre 440g dans les autres pays d’Europe, grâce à notre mix énergétique. ( EDF)

   m.BOITEUX POURQUOI LES PRIX DE  L ECTRICITE AUGMENTENT  20100527   LOI NOME RAPPORT   LENOIR     Allemands payes pour consommer 20100429
19000KWH eolien  2020 =1MILLIARD                 RTE  150 RESPONSABLES D EQU           RTE gestion EOLIENNE 2010 (1 )                 RTE  gestion EOLIENNE  2010 (2)
                   edf proglio prix vente concurrents      EDF LOI NOME 1100120 U E  RENOUVELABLES DANS  ELECTRICITE  LM100201                   
                         LES VERITES SUR LA VOITURE ELECTRIQUE                             DGEMP SCENARIOS 2008
                       edf STRATEGIE EUROPEENNE espagne        PICS CONSOMMATION FRANCE 090109
                        EDF STRATEGIE EUROPE LM080124       ESPAGNE                                     éolien ppt
        AIE TOUS AUTRES PAYS          AIE MONDE XLS                             PRIX  ACHAT PETITS P¨RODUCTEURS
fournisseurs particuliers   fournisseurs professionnels                               CERTIFICATS ECONOMIE ENERGIE
            ELECTRIFICATION MONDE 2005                 POWEO VERT    ELECTRICITE POIDS LOURDS EUROPEENS
     acheteurs vendeurs marche francais      95% PRODUCTEURS                            FRANCE <2% CO² MONDE  2004  (AIE)  
     prix Mwh MARCHE  libre 2007       COMMERCE EXTERIEUR FRANCE 2007                       AIE  PAR PAYS POPULATION TWH GDP CO²
             EDF      FRANCE PRIX OBLIGATIONS ACHAT ENR              MARCHE EURONEXT POWERNEXT EEX       DANEMARK
                       PRIX GAZ ELECTRiCITE EUROPE 2005 DGEMP            PRIX REVIENT ENERGIES EUROPE AIE 070110
           1973/2005 EVOLUTION PRODUCTION FRANCE TOUTES ORIGINES          RTE OFFRE 2015    RTE CCE EXTERIEUR FRANCE 2006
  COMMERCE EXTERIEUR  france  2007 71 TWH à 33.13 E Mwh RTE: Réseau de Transport d'Electricité interconnections Europe    
                   BOURSE FRANCO ALLEMANDE  071020                     RTE BILAN PREVISION  20102020  
         FRANCE 13000MWH DE CENTRALES AU CHARBON                        RTE STATS 2006 ELEC  
graphique PREVISIONS CONSOM FRANCE 2010 2020 RTE                  CRE Commission.Regulation.Energie, son rôle
 FRANCE 2006  ENERGIE ELECTRIQUE A  2006 B  CLES 2006    PARTICULIER CHANGER DE FOURNISSEUR ???? UFC
                    CRE PRIX EOLIEN            PRIX ENR     UNION EUROPEENNE CHANGER DE FOURNISSEUR
   PRODUCTION EDF PAR SOURCE         PRODUCTION FRANCE 2005                    CCIP ELECTRICITE FRANCE    2006    
            CCE EXTERIEUR ELECTRICITE ESPAGNE                                    origines production électricité Europe 2005 
        France Surcapacité de la production électrique de base PRODUCTION  EUROPE/SOURCE    PRODUCTION EUROPE/ QTE      
COUT PRODUCTION ELECTRICITE 2005/2030 COM EU 070110                 RESERVES MONDE CHARBON (BP)
                                suez enr dallas  070927          IEA MONDE PRODUCTEURS EXPORTS IMPORTS ELECTRICITE 2004 
 JUILLET 2007 PRIX REGLEMENTES NOUVEAUX LOCATAIRES   électricité MONDE  charbon 40% hyd 16 nucl 16 petro+gaz 16
  Plan National d’Affectation Quotas d’émission GES (PNAQ II) 2008-2012   PRODUCTION ELECTRICITE EUROPE 2000 EN TWH
                          PRIX NOTRE RENTE NUCLEAIRE       réserves mondiales Pétrole 40 ans Gaz 60 ans   Charbon 200 ans
    PROGR  PLURI 2005/15 INVST ELEC  RAPPT PARLEMEN                            productivite nucleaire centrales.....
                                  PPI ARRETE 7 JUILLET 2006    DEREGULATION ELECTRIQUE  EN EUROPE PERCEBOIS
                           BILAN PREVISIONNEL 2006/2010  ( RTE 2005)                            edf bénéfices 1° semestre 2006
                                      BILAN DGEMP1970-2005                     EDF  ASSEMBLEE GENERALE ACTIONNAIRES 9 JUIN 2006     
        HORIZON 2010 EQUILIBRE OFFRE/DEMANDE: 4000 MW EOLIEN (rte)                                 LA POLITIQUE INDUSTRIELLE DE L  E D F  
                             LE MARCHE FRANCAIS DE L ELECTRICITE                                                   EDF ET DEVELOPPEMENT DURABLE (rapport2004) 
                                               COMMENTAIRES PRODUCTION 2005
 UE COMPETITION ENTRE  FOURNISSEUR = baisse prix (9'.41'')             UCTE union coordination transmission electricity
                                   EDF DANS LE MONDE
                                   libéralisation des marches et pannes                    PRODUCTEURS FRANCE ( dossier wikipedia)
           courbes  prévisions/consommations d'aujourd hui ( Internet)                                                    EDF ENCHERES    1615/ 6000MW  SEPT 2006
                                              SITE EDF ENERGIES NOUVELLES (50% EDF) 
                                                EDF  investissement dans 500 MW centrale thermique 2008
                    LES FLUX FRANCE UNION EUROPEENNE le marche européen          POWEO INVESTISSEMENT 412 MW THERMIQUE   2008   
                  2005     origine production électricité en Europe
        OBLIGATION D ACHAT EOLIEN JUSQU A 1500 MW : COMPTEUR EDF      
                    
                                        CSPE =   5,88 _% PRIX  kwh    ( O.OO45  / 0.0765)    
   http://www.rte-france.com/htm/fr/offre/carte_poste/offre_raccord_prod_carte.jsp#app  
                                      

 

 

 

 

 

 

 

 

 
     
                          
                                              

 

<http://environnementdurable.net/documents/html/a2-031207.htm>

 http://epp.eurostat.ec.europa.eu/cache/ITY_OFFPUB/KS-BX-07-009/FR/KS-BX-07-009-3A.PDF   

 http://www.industrie.gouv.fr/énergie/statisti/f1e_stats.htm                                             http://www.edf.fr/eolien/indexhttp://www.industrie.gouv.fr/energie/electric/pdf/rtebilan05_resume.pdf.php

http://www.industrie.gouv.fr/energie/statisti/pdf/hanprix2.pdf                  http://iea.org/textbase/nppdf/free/2006/key2006.pdf

http://fr.wikipedia.org/w/index.php?title=%C3%89lectricit%C3%A9_en_France&oldid=10027414             http://www.iea.org/Textbase/pamsdb/grlist.aspx?by=country

13. The capacity of European power systems to absorb significant amount of wind power is determined more by economics and regulatory rules than by technical or practical constraints. Already today a penetration of 20% of power from wind is feasible without posing any serious technical or practical problems.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                                  electrification monde

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

    

 

 

 

Par Thierry DE LAROCHELAMBERT
Lundi 14 mai 2007

1.1. Surcapacité de la production électrique de base

La France est déjà en situation de surcapacité de production électrique depuis plusieurs années :
la puissance totale des installations de production électrique en 2004 est 116,8 GW, répartie de la manière suivante: nucléaire 63,4 GW ; gaz-fioul-charbon 21,3 GW ; cogénération 6,3 GW ; hydraulique 25,5 GW ; éolien 0,4 GW 1 (notons qu'en 2006, la puissance électrique totale éolienne + photovoltaïque a atteint 2,4 GW 2) ;
la pointe maximale de puissance électrique appelée sur l'ensemble du réseau électrique français a été atteinte de 84,7 GW en 2003, tandis que la puissance électrique minimale appelée a été de 30,8 GW en août 2005, plus élevée qu'en 2001 et 2006 2.

Une telle surcapacité n'est pas seulement inutile mais elle coûte aussi très cher à entretenir et oblige EDF à vendre les surplus sur un marché de l'électricité libéralisé aléatoire, sujet à de fortes fluctuations et à de fortes spéculations, sans aucune visibilité à court ni à moyen terme.
De plus – et c'est un problème plus fondamental pour l'avenir –, elle produit des rigidités structurelles élevées dans la gestion des flux d'énergie électrique au lieu de les adapter aux fortes variabilités de la demande, ce qui génère de fait des surconsommations électriques très importantes dans notre pays et les rend elles-mêmes quasi-structurelles, voire indispensables pour absorber les productions électriques non modulables comme celle des centrales nucléaires.
Il en résulte une propagande commerciale inouïe pour tous les dispositifs anti-économiques et incohérents du point de vue physique tels que le chauffage électrique domestique (même paré de toutes les vertus de la régulation par pièces Promotélec, Vivrélec, etc) ; les appareils de chauffage électrique d'appoint ; les pompes à chaleur air-air ou air-eau, grosses consommatrices d'électricité du fait de leur coefficient de performance déplorable, inadaptées aux périodes hivernales pour raison de givre sur les échangeurs ; les climatiseurs mobiles et ventilateurs (catastrophiques et sans intérêt) ; les installations de climatisation domestique et tertiaire (on se souvient des appels dérisoires à la climatisation d'urgence des maisons de retraite lors de la canicule de l'été 2005) ; sans parler des opérations publicitaires commerciales pour les téléviseurs à plasma, particulièrement énergivores ; les sèche-linges inutiles dans l'habitat individuel et évitables dans l'habitat collectif ; les appareils en veille qui perdent la mémoire dès qu'on les débranche ; les équipements informatiques surconsommateurs (télévision et téléphone par modems ADSL, jeux vidéo sur ordinateur, tous branchés en permanence sans nécessité, etc.).
Cet excès d'équipements et de consommations électriques inutiles est utilisé pour justifier a posteriori le suréquipement en centrales nucléaires et plus particulièrement la construction du premier réacteur EPR de 1600 MW à Flammanville (Basse-Normandie), prélude à une série de réacteurs EPR que la société Areva envisage de construire en France en remplacement des anciens REP, davantage pour son plus grand profit que dans l'intérêt de la France.

 

 

 

 

 

 
 

 
 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 QUESTION  E MAIL à contact EDF LE 15 SEPTEMBRE 2005

EDF EXPORTE ENVIRON 70TWH PAR AN SUR LE MARCHE COMMUN A MOINS DE 4 EUROS  LE MWH
    IMPORTE ENVIRON 9TW
LE RAPPORT 2004 DE LA DGEMP A INDIQUE UN COUT LIE A LA PERTURBATION DE L EQUILIBRE DU A L INTERMITTENCE DE L OFFRE DEMANDE EOLIENNE  DE 4 EUROS LE MWH

                CE COUT S AJOUTE AUX 7 EUROS MOYENS DE PRIX D ACHAT AUX SOCIETES PRIVEES

           EN DEHORS DES ENGAGEMENTS POLITIQUES PRIS VIS A VIS DE L UNION EUROPEENNE

           QUELS ARGUMENTS ECONOMIQUES PEUT ON AVANCER POUR JUSTIFIER UN TEL COMPORTEMENT

                                            RELANCES LES 1° octobre et 21  octobre

                                                       REPONSE LE 22 OCTOBRE

                                                                       Nous avons bien reçu votre nouveau message.
                                                           Nous ne sommes malheureusement pas en mesure d'y répondre.
                                                                                  Bien cordialement,
                                                                           EQUIPE INTERNET EDF

 

AVIS DE LA COMMISSION DE REGULATION DE L ELECTRICITE (CRE) :  Le prix d achat de l électricité éolienne  par l EDF fixé en moyenne  à 48 centimes (7,32 €)  pendant 15 ans.( résultat des tractations entre le ministère de l industrie et le syndicat des énergies renouvelables ). Représente une '' rente injustifiée '' pour l'investisseur qui est presque certain  d obtenir un rendement de son capital d environ 20% après impôts .   

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                    IEA MONDE PRODUCTEURS EXPORTS/IMPORTS ELECTRICITE  2004

 

                                             

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

    

 

 

                                                                                      80 % CO² MONDIAL

 

 

 

 

               

 

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              le monde 20060220

RAPPORT BIRRAUX mars 2005

  "Si l'on se focalise sur l'électricité, le nucléaire a assuré, en 2003, 16% de la production mondiale, l'hydraulique 16%, le charbon 40%, et le pétrole et le gaz 26 %."

 

                                                                          origines electricite monde

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

        PRODUCTION EUROPE 2000

                                       

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                         

 

 

 

                                         

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

         EDF= 500TWh, soit 15% de la prod europe!!!!!! leotop13 (leotop13)  07:57 01/06/06

21:48 31/05/06

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La production d'électricité a diminué en Europe>>
La production d'électricité a diminué en Europe
En 2005, la production d’électricité dans l'Union Européenne des 25 a légèrement diminué par rapport à 2004 (-0.2%), selon l'étude provisoire publiée par eurostat.

La Lituanie (-25.4%), la Finlande (-17.3%) et le Danemark (-10.7%) sont les pays présentant la plus nette diminution. La Lettonie (+6.8%), Chypre (+5.1%), la Suède (+4.2%) , la République Slovaque (+3.9%) et la Pologne (+3.8%) sont les Etats membres qui voient leur production augmenter de façon significative. En ce qui concerne la structure de la production, nous pouvons constater que, en 2005 :
l'énergie électrique thermique classique est en baisse de 0.1% pour EU-25 et représente 55.8% de la production totale ;
l'énergie d'origine nucléaire est en baisse également pour EU-25 (-1.4%) et constitue 30.6% du total ;
l'énergie électrique d'origine hydro-éolienne augmente de 2.1% pour EU-25 et représente 13.7% du total.
En 2005, EU-25 est importateur net d’électricité (16.3 TWh), soit 0.54% de la production. L'énergie électrique appelée atteint 2990.3 TWh en 2005 pour EU-25, soit une augmentation de 0.4% par rapport à 2004.

En Norvège, on constate une augmentation de 24.7% de la production totale et de 2.7% de l’énergie appelée. En Turquie, en Bulgarie et en Roumanie, la production a augmenté en 2005 de 7.5%, 5.9% et 2.1%, tandis qu’en Croatie elle a baissé de 0.8%. L’énergie appelée a augmenté en Turquie, en Croatie et en Bulgarie (+7.1%, +4.9% et +1%) et a diminué en Roumanie (-1.2%).

Télécharger l'étude provisoire (29/05/2006) :
Statistiques de l'électricité : Données provisoires pour 2005

Bréve publiée le 31/05/2006 à 14:48


 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                                      NOTRE RENTE NUCLEAIRE ET NOS PRIX D ELECTRICITE

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                               POLITIQUE DE L ENERGIE POUR L EUROPE

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                                                     OBLIGATIONS D ACHAT  KWH  ENR

 

 

 

 

décret de base 2001-410 DU  2/5/2001 

 http://www.legifrance.gouv.fr/WAspad/UnTexteDeJorf?numjo=ECOI0100190D  

  ARRETE DU 10/07/2006 NOUVELLES CONDITIONS D ACHAT                               http://www.industrie.gouv.fr/energie/renou/se_ren_a4.htm

 

  

 

puce.gif (43 octets)
Le tableau de synthèse des tarifs d'obligation d'achat de l'électricité produite par les énergies renouvelables prévus par la réglementation. DGEMP-Dideme. Février 2005.
Filière arrêtés (*)  Durée des contrats Fourchette de tarifs pour les nouvelles installations (métropole)  ARRETE DU 10/07/2006 NOUVELLES CONDITIONS D ACHAT                               http://www.industrie.gouv.fr/energie/renou/se_ren_a4.htm
Photovoltaïque 13-mars-02 20 ans 15,25 c€/kWh 4,9 c€/kWh (32,1 cF/kWh) + prime à l’efficacité énergétique comprise entre 0 et de 1,2 c€/kWh (7,8 cF/kWh) 
Éolien 08-juin-01 15 ans 8,38 c€/kWh  4,6 c€/kWh (30,2 cF/kWh) + prime à l’efficacité énergétique comprise entre 0 et 1,2 c€/kWh (7,8 cF/kWh)
Petites installations 13-mars-02 15 ans 7,87 à 9,60 c€/kWh  7,62 c€/kWh (50 cF/kWh) + prime à l’efficacité énergétique comprise entre 0 et 0,3 c€/kWh (2 cF/kWh) 
Géothermie 13-mars-02 15 ans 7,62 c€/kWh  15,25 c€/kWh en France continentale et 30,5 en Corse et Dom (1F/kWh et 2F/kWh)
Cogénération 31-juil-01 12 ans 6,1 à 9,15 c€/kWh  4,5 à 5 c€/kWh (29,5 à 32,8  cF/kWh) énergétique comprise entre 0 et 0,3 c€/kWh 
Hydraulique 25-juin-01 20 ans 5,49 à 6,1 c€/kWh  7,87 à 9,60 c€/kWh (51,6 à 63 cF/kWh)issu du tarif « bleu » aux clients domestiques
Combustion de matières fossiles végétales (biomasse) 16-avr-02 15 ans 4,9 c€/kWh  4,5 à 5,72 c€/kWh (29,5 à 37,5 cF/kWh)selon la puissance + prime à l’efficacité énergétique comprise entre 0 et 0,3 c€/kWh (2 cF/kWh)
Méthanisation 16-avr-02 15 ans 4,6 c€/kWh  4,5 à 5 c€/kWh (29,5 à 32,8 cF/kWh) + prime à l’efficacité énergétique comprise entre 0 et 0,3 c€/kWh (2 cF/kWh)
Biogaz de décharge 03-oct-01 15 ans 4,5 à 5,72 c€/kWh  6,1 à 9,15 c€/kWh (40 et 60 cF/kWh) environ en fonction du prix du gaz, de la durée de fonctionnement et de la puissance
Déchets animaux bruts ou transformés (farines animales) 13-mars-02 15 ans 4,5 à 5 c€/kWh  5,49 à 6,1 c€/kWh (36 à 40 cF/kWh) selon la puissance + prime comprise entre 0 et 1,52 c€/kWh (10 cF/kWh)en hiver selon régularité de la production
Déchets ménagers sauf biogaz 02-oct-01 15 ans 4,5 à 5 c€/kWh  8,38 c€/kWh (55 cF/kWh) pendant 5 ans, puis 3,05 à 8,38 c€/kWh (20 à 55 cF/kWh) pendant 10 ans selon les sites
   
(*) les versions consolidées des textes sont en cours de rédaction.   
   
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© Ministère de l'Économie, des Finances et de l'Industrie, DGEMP, modifié le 05/12/2005

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                                                                              PRODUCTION EUROPE 2005

                                                                   

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                                                        ELECTRICITE FRANCE 2006 A

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                                            ELECTRICITE FRANCE 2006 B

 

 

 

 

 

Les éléments clés du bilan électrique français 2006

 

 

 

Consultez le dossier de presse

Consultez le Bilan électrique 2006

 

Pour la première fois depuis 9 ans, une baisse de la consommation globale d’électricité…


La consommation intérieure d’électricité en 2006 est en retrait de 1% par rapport à 2005, avec un cumul annuel atteignant 478,4 TWh(1) , soit 4,8 TWh de moins qu’en 2005.

Corrigée des aléas climatiques, la consommation intérieure atteint 470,9 TWh, en relative stabilité par rapport à 2005 (-0,2%).
L’année 2006 a été marquée par des périodes de froid jusqu’à la mi-avril et par des températures clémentes fin décembre.
Globalement, ces aléas ont entraîné une hausse de la consommation de 6,5 TWh par rapport à la normale. La vague de chaleur du mois de juillet a, quant à elle, engendré une hausse de la consommation d’électricité de presque 1 TWh par rapport à la normale.
Cette hausse totale de 7,5 TWh liée aux aléas climatiques est toutefois moins élevée qu’en 2005 (11,5 TWh).

Le record absolu de consommation en France a été battu le vendredi 27 janvier 2006 à 19h avec un pic à 86 280 MW pour une température moyenne journalière de -1,1°C (-6,7°C par rapport à la normale).
Cette forte demande d’électricité a eu lieu lors d’une vague de froid qui a duré une vingtaine de jours (du 22 janvier au 14 février). Le précédent record (86 024 MW) datait du 28 février 2005.

(1) 1 TWh = 1 milliard de kWh

…mais une consommation des clients domestiques qui continue de croître

Le recul de 1% de la consommation globale est imputable principalement à la baisse de la consommation des grandes entreprises industrielles du secteur énergétique.

En dehors du secteur énergétique, la consommation intérieure affiche une hausse de 0,9% en valeur brute, et de 1,8% en valeur corrigée des aléas climatiques. Cette légère progression est soutenue par la clientèle raccordée en basse tension (ménages, éclairage public, services publics, secteur tertiaire …), dont la consommation augmente de 2% par rapport à 2005 (3,4% en valeur corrigée des aléas climatiques).

La consommation des PME-PMI(2) progresse également (+0,9%) par rapport à 2005.

En revanche, la consommation de la grande industrie (hors secteur énergie) raccordée au réseau de transport de RTE est en recul de 0,8 %. Cette baisse est moindre qu’en 2005 (3,5 %).

(2) Les PMI-PME sont raccordées aux réseaux de distribution en HTA (tension de raccordement comprise entre 1 kV et 50 kV)


Le solde des échanges contractuels aux frontières retrouve, avec 61,8 TWh, un niveau comparable à celui de 2004 en hausse de 3,2 TWh par rapport à 2005

L’analyse frontière par frontière de ce solde exportateur met en évidence des évolutions contrastées par rapport à 2005 :

une hausse du solde exportateur vers l’Europe continentale(3) (+6,0 TWh soit +15%). Cette hausse est à la fois due à une baisse du solde importateur des échanges vers l’Allemagne (plus forte baisse des importations que des exportations en 2006 par rapport à 2005) et à la hausse du solde exportateur vers la Belgique (forte progression des exportations en 2006 par rapport à 2005) qui sont partiellement compensées par la baisse du solde exportateur des échanges vers l’Italie (on remarque une baisse des exportations avec en contrepartie une légère hausse des importations).

et une baisse du solde exportateur vers l’Espagne (-2,1 TWh soit -33%) et vers l’Angleterre (-0,7 TWh soit -7%),

Le volume cumulé des exportations et des importations est en baisse. Il atteint 118 TWh, soit une baisse de 5,2 TWh par rapport à 2005, année record.

Cet indicateur baisse de 5% (-5,5 TWh) en 2006 par rapport à 2005 sur la frontière avec les pays d’Europe continentale et avec l’Angleterre de 2% (-0,3 TWh), alors qu’il augmente sur la frontière avec l’Espagne de 7% (+0,6 TWh).

La baisse du volume global des transactions avec les pays d’Europe continentale résulte de la diminution de l’activité avec l’Allemagne (-8,3 TWh), avec l’Italie (-1,5 TWh) et avec la Suisse (-0,3 TWh) tandis que l’activité avec la Belgique augmente (+4,6 TWh).

(3) Allemagne, Belgique, Suisse, Italie.

Echanges contractuels transfontaliers en 2006


Une légère diminution de la production française d’électricité

La production française d’électricité affiche une légère diminution par rapport à l’année précédente (-0,2%) :

la production des centrales nucléaires baisse de 0,3% en 2006 par rapport à 2005 ;

la production d’origine hydraulique est en hausse de 8,4% par rapport à 2005, du fait de conditions hydrauliques plus favorables ;

la production issue des sources d’énergie renouvelables hors hydraulique augmente de 27,7 % soit +1,2 TWh. Elle représente 5,5 TWh en 2006, dont 2,2 TWh issus de la production éolienne. Le volume de cette dernière augmente de 126 % par rapport à 2005, en cohérence avec l’augmentation de la puissance raccordée.

La production thermique classique, qui assure le rôle de bouclage de l’équilibre offre/demande, est en baisse de 9,6%.

  
 
 
 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                                   

                                   

 

 

 

                                           UNE ANNEE  = 365 x 24h    =    8760  heures

Moyen de production * Heures de fonctionnement "équivalent pleine puissance" pour le bloc Allemagne, Espagne, France, Italie et Royaume-uni en 2001
Nucléaire
Charbon
Gaz
Hydroélectrique fil de l'eau
Hydroélectrique de barrage
Eolien
 		 6.800
4.800
3.300
5.000 à 7.000
1.000 à 2.000
1.500 à 2.000
 

* jm jancovici

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

       Suez va fournir l'électricité de Dallas (USA), dont 40% sera d'origine verte

PARIS - Suez va fournir 90% de l'électricité de la ville de Dallas aux Etats-Unis à partir de 2008, dont 40% sera produite à partir d'énergies renouvelables (vertes), a annoncé mercredi la division internationale du groupe français d'énergie et d'environnement.

Suez a remporté plusieurs appels d'offres auprès de clients professionnels, qui représentent 90% de l'électricité consommée par la ville, tels que des immeubles de bureaux, le centre des congrès, les services de distribution d'eau ainsi que l'éclairage public et les feux de circulation.

Suez alimentera 1.900 points de vente finaux et sera en mesure de fournir jusqu'à 150 mégawatts en période de forte consommation, a précisé Suez Energy International (SEI) dans un communiqué.

Aux Etats-Unis, Suez compte 25.000 clients industriels et commerciaux. Leurs contrats passés avec Suez représentent une puissance de 4.500 mégawatts.

Dans un autre communiqué, SEI a précisé avoir finalisé l'acquisition de la société canadienne Ventus, spécialisée dans la production d'électricité d'origine éolienne et disposant d'une capacité de production de près de 2.000 mégawatts.

Ventus a une stratégie de développement "différente" de ses concurrents, en "sécurisant" des terrains avant d'y développer des éoliennes, a fait valoir le directeur général adjoint de Suez en charge de SEI, Dirk Beeuwsaert, lors d'une réunion d'information mercredi. Suez a ainsi acquis, via Ventus, les droits fonciers de 7 millions d'hectares de terrains.

"Le Canada est une base pour développer l'éolien aux Etats-Unis", où cette énergie se développe "excessivement vite", et où son prix devient par endroits compétitif avec celui des énergies classiques, compte tenu de la hausse des prix des hydrocarbures et d'une meilleure rentabilité, a ajouté M. Beeuwsaert.

Pour autant, "les investissements restent lourds" dans les énergies renouvelables, et la fusion avec Gaz de France "donnera des capacités financières plus fortes" dans l'énergie verte, selon lui.

L'énergie produite à partie d'énergies renouvelables (hydroélectricité, éolien, biomasse, biogaz, géothermie) représente près de 11% de l'énergie totale produite par le groupe Suez en 2006, celle des centrales à cycle combiné (gaz-vapeur) près de 26%, celle des centrales nucléaires 24,4%, celle des centrales thermiques classiques (charbon) 23%, celle des centrales de cogénération (la vapeur produite est utilisée dans un autre domaine, ndlr) 14%.

SUEZ

(©AFP / 26 septembre 2007 13h31)

 

 

 

 

 

     

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

http://fr.youtube.com/watch?v=tJjJ8ulnOfM

 

 

 

 

 

 

 

 

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Une bourse électrique franco-allemande, pas timide vers plus de concurrence

BERLIN - Une fusion à l'étude entre les Bourses d'électricité allemande et française pourrait selon les experts insuffler un peu de concurrence sur des marchés de l'énergie très nationaux et, dans le scénario le plus optimiste, alléger la facture des consommateurs.

La Bourse française d'échanges d'énergie Powernext a annoncé lundi envisager "avec intérêt" le principe d'une coopération avec son homologue allemande EEX. Vendredi, la société basée à Leipzig (est) avait qualifié un rapprochement avec Powernext de "bonne base."

EEX veut trancher le 11 décembre sur un mariage, qui permettrait selon la presse de fusionner les activités de marché au comptant (trading spot) des deux groupes. Par opposition à leurs marchés à terme (futures), qui concernent des contrats de plus ou moins longue durée de fourniture d'électricité.

EEX et Powernext fonctionnent comme un marché boursier sauf qu'au lieu d'actions, ce sont des kilowattheures qui sont échangés, à un prix variant constamment selon l'offre et la demande.

Ce prix est soumis avant tout aux caprices de la météo: une journée de faible vent, donc d'éoliennes à l'arrêt, ou de forte chaleur, donc de climatisation à plein régime, fait monter le cours du kilowattheure.

Du moins en théorie... Car dans les faits, le prix de l'électricité est encore loin de varier seulement en fonction de la force du vent ou du rayonnement du soleil: en Allemagne, les experts estiment que seulement entre 10% et 15% de l'électricité consommée est négociée sur le marché d'EEX. Le reste passe par des contrats bilatéraux.

Et les quatre grands groupes énergétiques EON, RWE, EnBW et Vattenfall, producteurs de 80% de l'électricité allemande, sont régulièrement accusés de truquer le mécanisme boursier. Résultat: des hausses de prix à n'en plus finir, qui exaspèrent les consommateurs.

Mais si la fusion d'EEX et Powernext se fait, "le résultat final sera une baisse des prix dans tous les pays concernés", promet Florian Leuthold, chercheur à l'université de Dresde, interrogé par l'agence Thomson Financial.

"Un tel rapprochement faciliterait les transactions transfrontalières et pourrait améliorer la concurrence en Europe", explique à l'AFP Christoph Weber, universitaire de Duisbourg-Essen, spécialiste des questions d'énergie.

Prudent, il juge que dans l'immédiat la fusion des deux bourses n'aurait "aucun effet sur le consommateur. En France, de toute façon, la plupart des clients restent dans des tarifs régulés, ce qui freine la concurrence."

Plus sceptique encore, Holger Krawinkel, spécialiste énergie de la fédération de consommateurs VZBV, assure à l'AFP: "Les bourses d'électricité sont un alibi. Le vrai problème, c'est la trop grande concentration du côté des fournisseurs", qu'il s'agisse du quatuor contrôlant l'Allemagne, ou de la domination du marché français par EDF.

Le mariage entre EEX et Powernext est de toute façon encore loin d'être consommé. L'union pourrait en effet buter sur l'épineuse question du siège de l'entreprise commune: Paris ou Leipzig ?

Selon la presse, la balance penche pour Paris, également solution de choix pour le géant allemand EON, soupçonné par certains de vouloir négocier son électricité à l'étranger pour échapper à la vigilance des autorités allemandes.

Mais les partisans d'un siège à Leipzig, dont le numéro deux de l'électricité allemande RWE, font valoir que les volumes négociés en Allemagne sont bien supérieurs à ceux de Paris: "50% de l'électricité négociée en Europe l'est sur le marché allemand", argumente Peter Terium, responsable du négoce chez RWE, cité par le Financial times Deutschland.

E.ON

RWE

EDF

(©AFP / 22 octobre 2007 14h44)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                                                            

 

 

        RTE BOUQUET 2015

                        

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                                                                                                                                              

BILAN ENERGETIQUE TRAJECTOIRE PROBABLE 2006 2010 2011 2012 2015
Consommation nationale     TWH 476,50 4494,40 499,40 500,20 508,80
Pompage 7,40 7,30 7,30 7,30 7,40
Solde exportateur 63,70 83,30 65,00 67,40 68,00
Demande 547,60 567,20 572,70 575,00 584,20
Nucléaire 428,70 430,30 430,30 429,20 442,00
Charbon 21,70 17,70 17,20 15,50 11,10
ccg 4,90 8,90 12,90 14,80 14,10
Fioul et TAC 3,10 1,80 1,60 1,70 2,10
Thermique décentralisé non EnR 23,00 23,20 23,20 23,30 23,30
Thermique décentralisé EnR 3,40 4,90 4,90 5,80 5,80
Hydraulique* 60,60 70,70 70,70 70,70 70,70
Êolien 2,20 0,70 11,90 14,00 15,10
Offre 547,60 567,20 572,70 575,00 584,20
Ratio EnR 12,1% 0,15 15,6% 16,0% 0,15
Estimation C02 émis (MtC02)

 * Y compris turbinage des STEPL

 34,70 30,70 31,50 30,70 26,50

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                             EDF VEND  A POWEO

 

                                        

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                                        U E   ELECTRICITE INDUSTRIELLE

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                               

 

 

                                U E ELECTRICITE DOMESTIQUE

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                                    prix marche electricite

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                                  3 MWH A 80 €   MWH SUIVANTS A 55 €

Le spécialiste français du petit et moyen éolien, Weole Energy, a annoncé la signature d’un partenariat stratégique avec le fournisseur d’électricité alternatif français Direct Energie. Un accord qui prévoit notamment l’achat par ce dernier des surplus de production d’énergie éolienne des clients de Weole, à un tarif préférentiel.

Synergies comercialesA compter d’aujourd’hui, les surplus de production des propriétaires d’éoliennes Weole Energy seront achetés au même tarif que celui de l’électricité consommée. Pour les éoliennes de 5 kW ou moins, les premiers 1500 kWh seront achetés à 0,080 € HT/kWh, pour les éoliennes de plus de 5kW, ce sont les premiers 3000 kWh qui seront achetés à 0,080 € HT/kWh et les kWh suivants seront achetés à 0,055 € HT/kWh.

Cet accord est également complété par la création de synergies commerciales entre les deux acteurs. A partir du début de l’année 2009, Direct Energie vendra à ses clients particuliers et entreprises des éoliennes individuelles Weole Energy. Réciproquement, Weole Energy proposera à ses clients de profiter des avantages des offres « Directe » et « 100% Purjus » de Direct Energie.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                       AIE CO² POPULATION GDP ELEC TWH

  pays population,    gdp gdp (pppj) prod energy net imports tpes elec (TWH) CO² EMISSIONS
114 Albania 3,11 4,60 14,24 0,98 1,39 2,37 3,73 4,85
61 Algeria 32,36 64,15 196,37 165,73 -132,30 32,89 26,29 77,84
127 Angola 15,49 12,38 31,04 57,36 -47,07 9,49 1,92 7,81
30 Argentina 38,37 287,13 468,96 85,45 -21,31 63,71 88,28 135,98
110 Armenia 3,03 2,88 11,41 0,75 1,38 2,13 4,32 3,47
15 Australia 20,21 455,60 598,31 261,77 -143,76 115,78 224,89 354,36
36 Austria 8,18 205,00 243,22 9,88 23,58 33,19 64,17 75,14
65 Azerbaijan 8,31 7,85 31,70 20,05 -7,07 12,95 20,25 29,30
88 Bahrain  0,72 9,92 13,66 15,84 -8,70 7,49 7,77 16,95
66 Bangladesh 139,22 55,97 239,30 18,39 4,38 22,79 19,43 33,55
58 Beiarus       9,82 16,65 62,93 3,62 23,37 26,78 30,88 60,64
28 Belgium 10,42 246,30 290,14 13,53 52,03 57,69 89,37 116,05
131 Bénin 8,18 2,68 8,20 1,62 0,87 2,48 0,55 2,41
113 Bolivia 9,01 9,31 22,52 11,82 -7,37 4,98 3,92 10,45
84 Bosnia and Herzegovina 3,91 5,50 25,27 3,25 1,35 4,70 8,52 16,28
121 Botswana 1,77 6,49 16,17 1,01 0,86 1,87 2,34 4,32
10 Brazil 183,91 655,38 1385,12 176,31 31,33 204,85 359,56 323,32
119 Brunei Darussalam 0,37 4,77 4,16 20,77 -18,02 2,70 2,79 5,19
59 Bulgaria 7,76 15,19 57,62 10,27 9,20 18,94 30,65 45,40
116 Cameroon 16,04 10,62 32,04 12,48 -5,51 6,95 3,32 2,89
6 Canada 31,95 786,70 946,90 397,49 -134,00 269,05 548,79 550,86
41 Chile 16,12 88,06 161,13 8,39 21,13 27,93 49,72 58,58
16 Chinese Taipei 22,69 323,73 484,21 12,76 96,05 104,24 210,20 255,42
50 Colombia 44,92 93,93 299,54 76,23 -48,3! 27,68 38,90 57,36
133 Congo 3,88 3,65 3,49 12,59 -11,52 1,06 0,51 0,91
94 Costa Rica 4,25 18,41 37,06 1,74 1,93 3,70 7,09 5,46
118 Cote d'Ivoire 17,87 10,26 25,48 7,22 -0,20 6,93 3,15 5,71
69 Croatia 4,44 21,92 49,77 3,87 5,06 8,82 14,73 20,56
74 Cuba 11,25 29,31 80,73 5,85 5,41 10,69 13,23 24,30
109 Cyprus 0,83 10,27 17,31 0,19 2,44 2,62 4,47 6,94
37 Czech Republic 10,21 62,70 168,34 34,24 11,71 45,53 63,53 118,81
103 Dem, Rep, of Congo 55,85 4,90 36,17 17,00 -0,44 16,56 5,19 2,24
54 Denmark 5,40 166,40 159,81 31,01 -10,02 20,07 35,82 50,92
80 Dominican Republic 8,77 21,71 60,03 1,61 6,08 7,66 9,39 17,62
67 DPR of Korea 22,38 10,53 30,78 19,21 1,27 20,37 18,50 70,20
81 Ecuador 13,04 19,03 47,50 29,30 -19,22 10,08 8,96 21,92
29 egypt 72,64 117,29 281,13 64,66 -6,13 56,88 88,29 140,51
111 El Salvador 6,76 14,12 31,33 2,44 2,07 4,49 4,26 5,76
135 Eritrea 4,23 0,73 3,80 0,48 0,24 0,75 0,24 0,71
90 Estonia 1,35 7,19 18,05 3,55 1,68 5,17 7,40 16,58
122 Ethiopia 69,96 7,88 48,60 19,37 1,40 21,18 2,29 5,07
31 Finland 5,23 132,10 146,51 15,89 21,21 38,09 87,73 68,90
33 Former Yugoslavia 20,53 63,24 147,71 23,71 17,09 40,74 75,94 113,60
8 France 62,18 1414,80 1678,33 137,42 140,41 275,17 478,10 386,92
97 FYR of Macedonia 2,03 3,65 12,34 1,54 1,16 2,70 6,46 8,18
129 Gabon 1,36 5,26 8,29 12,11 -10,42 1,69 1,26 1,68
92 Georgia 4,52 3,99 11,81 1,29 1,54 2,83 7,13 3,06
5 Germany 82,50 1952,70 2160,03 136,01 215,76 348,04 579,98 848,60
102 Ghana 21,66 6,03 44,59 6,23 2,12 8,35 5,35 6,07
136 Gibraltar 0,03 0,61 0,58 0,00 1,27 0,15 0,14 0,44
39 Greece 11,06 135,00 211,30 10,29 24,41 30,47 56,95 93,89
99 Guatemala 12,30 21,17 48,74 5,33 2,39 7,57 6,32 10,33
134 Haiti 8,41 3,47 13,69 1,65 0,55 2,21 0,26 1,59
112 Honduras 7,05 6,80 18,63 1,75 2,37 3,86 4,13 6,40
49 Hong Kong (China) 6,88 188,90 194,97 0,05 24,90 17,12 39,23 36,30
51 Hungary 10,11 55,10 144,78 10,24 16,01 26,36 37,20 56,84
86 Iceland 0,29 9,60 9,01 2,52 1,08 3,50 8,24 2,26
7 India 1079,72 581,22 3115,31 466,87 105,80 572,85 493,78 1102,81
27 Indonesia 217,59 197,18 721,62 258,01 -83,62 174,04 104,05 336,32
57 Iraq 25,38 21,28 27,13 103,42 -73,20 29,75 31,59 81,22
62 Ireland 4,06 118,20 134,49 1,90 13,89 15,21 25,10 41,40
21 islamic Rep, of Iran 67,01 126,32 463,40 277,99 -131,56 145,84 137,05 369,38
47 Israël 6,80 120,92 152,32 1,71 19,05 20,74 46,28 62,21
12 Italy 58,13 1114,20 1495,76 30,14 157,93 184,46 328,11 462,32
96 Jamaica 2,65 8,50 10,12 0,49 3,58 4,07 6,49 10,37
3 Japan 127,69 4932,50 3431,64 96,76 440,75 533,20 1031,26 1214,99
83 Jordan 5,44 10,55 23,44 0,29 6,37 6,52 8,57 16,70
40 Kazakhstan 14,99 27,26 102,53 118,60 -63,76 54,82 54,37 162,15
107 Kenya flBBI 33,47 14,28 35,05 13,68 3,28 16,92 4,68 9,00
11 Korea 48,08 613,10 920,65 38,03 184,02 213,05 355,37 462,10
52 Kuwait 2,46 43,47 43,82 132,77 -107,10 25,12 36,78 64,85
91 Kyrgyzstan 5,09 1,65 9,06 1,48 1,29 2,78 7,24 5,61
101 Latvia 2,31 10,32 24,77 2,14 3,06 4,60 5,90 7,23
82 Lebanon 3,54 19,85 18,99 0,23 5,18 5,40 8,85 15,29
70 Libya 5,74 40,78 33,71 85,38 -67,10 18,19 14,46 43,51
77 Lithuania 3,44 15,13 41,39 5,21 4,22 9,16 10,81 12,68
89 Luxembourg 0,45 21,90 24,09 0,07 4,66 4,75 7,46 11,27
32 Malaysia 24,89 106,79 235,11 88,52 -31,45 56,73 78,80 136,22
126 Malta 0,40 3,79 6,96 0,00 0,93 0,91 1,93 2,52
17 Mexico 104,00 619,40 956,80 253,86 -86,15 165,48 187,62 373,68
68 Morocco 29,82 40,22 118,12 0,66 10,60 11,45 17,73 35,54
93 Mozambique 19,42 5,34 22,08 8,24 0,36 8,57 7,13 1,82
105 Myanmar 50,00 32,21 267,01 18,99 -4,94 14,14 5,18 9,32
120 Namibia 2,01 4,09 13,70 0,32 1,02 1,34 2,79 2,66
128 Népal 26,59 6,15 36,41 8,07 0,99 9,06 1,83 2,97
26 Netherlands 16,27 398,50 467,45 67,90 29,66 82,15 112,66 185,75
130 Netherlands Antilles 0,22 2,75 2,94 0,00 3,40 1,72 0,94 3,66
53 New Zealand 4,08 61,70 93,88 12,98 5,27 17,64 36,30 32,84
123 Nicaragua 5,38 4,39 17,96 1,93 1,33 3,30 2,13 4,11
73 Nigeria 128,71 51,69 136,53 229,44 -129,69 98,99 13,42 47,59
25 Norway 4,59 180,20 175,91 238,63 -210,84 27,66 113,17 36,31
79 Oman 2,53 22,71 35,54 58,09 -47,24 11,83 9,72 25,26
35 Pakistan 152,06 86,07 311,01 58,99 15,44 74,37 64,63 116,05
108 Panama 3,18 j| 13,24 21,24 0,75 1,19 2,54 4,66 5,46
106 Paraguay 6,02 8,26 26,62 6,63 -2,62 4,02 4,72 3,73
2 People's Rep, of China 1296,16 1715,00 7023,71 1536,78 90,37 1609,35 2054,57 4732,26
64 Peru    27,56 60,81 143,84 9,47 3,81 13,20 21,90 28,88
44 Philippines 81,62 88,55 346,11 23,39 20,74 44,27 48,73 72,26
22 Poland 38,18 186,60 445,24 78,81 13,54 91,74 130,51 296,08
45 Portugal 10,52 108,50 180,95 3,90 22,79 26,55 47,53 60,33
75 Qatar 0,78 22,47 25,74 75,95 -57,38 18,06 12,32 38,57
104 Republic of Moldova 4,22 1,69 6,70 0,08 3,29 3,38 5,18 7,59
42 Romania 21,69 46,90 169,00 28,11 11,42 38,56 49,24 91,49
4 Russia 143,85 328,81 1309,12 1158,46 -511,01 641,53 811,65 1528,78
19 Saudi Arabia 23,95 214,94 304,31 556,21 -413,64 140,41 148,03 324,88
124 Sénégal 11,39 5,25 17,92 1,11 1,64 2,75 2,01 4,11
56 Serbia and Monténégro 8,15 10,49 21,90 11,62 5,74 17,35 32,57 52,97
55 Singapore 4,24 102,46 109,42 0,00 47,10 25,59 34,64 38,05
60 Slovak Republic 5,38 24,30 69,52 6,46 12,30 18,34 27,39 37,66
72 Slovenia 2,00 21,69 38,43 3,44 3,77 7,17 13,65 15,60
14 South Africa 45,51 150,74 468,12 156,00 -24,02 131,14 226,46 343,36
13 Spain 42,69 655,60 957,97 32,53 115,96 142,20 252,91 329,77
95 Sri Lanka 19,42 18,67 78,34 5,16 4,41 9,44 6,70 12,53
117 Sudan 35,52 15,41 63,62 29,33 -11,56 17,64 3,28 9,71
20 Sweden 8,99 263,20 262,16 35,09 20,31 53,94 138,69 52,16
38 Switzerland 7,48 253,80 225,76 11,82 15,35 27,13 60,62 44,55
63 Syria 18,58 20,73 61,65 29,52 -11,09 18,44 24,48 47,78
71 Tajikistan 6,43 1,44 7,10 1,52 1,82 3,33 14,40 5,44
24 Thailand 63,69 150,06 473,56 50,10 47,46 97,07 118,76 206,91
132 Togo 5,99 1,46 8,45 1,91 0,78 2,69 0,52 1,94
100 Trinidad and Tobago 1,30 10,48 14,57 29,36 -16,92 11,29 6,06 22,15
76 Tunisia 9,93 23,21 70,91 6,80 1,99 8,70 11,50 19,72
23 Turkey 71,79 229,30 528,65 24,11 58,20 81,90 126,77 209,45
85 Turkmenistan 4,77 4,96 28,95 58,15 -42,59 15,56 8,30 39,33
18 Ukraine 47,45 44,04 278,85 76,29 64,30 140,33 149,52 304,85
43 United Arab Emirates 4,32 95,79 95,51 163,98 -109,44 43,81 48,95 103,09
9 United Kingdom 59,84 1591,10 1661,29 225,21 11,65 233,69 371,31 537,05
125 United Rep, of Tanzania 37,63 11,78 23,32 17,53 1,24 18,75 2,01 3,82
1 United States 293,95 ####### ####### 1641,04 714,51 2325,89 3920,61 5799,97
98 Uruguay 3,44 20,38 29,78 0,85 2,45 2,86 6,42 5,36
46 Uzbekistan 26,21 16,74 45,03 56,87 -2,85 53,99 46,44 126,21
34 Venezuela 26,13 120,07 145,10 196,06 -139,53 56,16 72,12 128,33
48 Vietnam 82,16 41,25 207,26 65,27 -14,34 50,22 41,20 78,80
115 Yemen 20,33 10,87 16,42 20,61 -13,18 6,37 3,36 17,26
87 Zambia 11,48 3,86 9,95 6,36 0,64 6,94 7,94 2,05
78 Zimbabwe 12,94 5,91 24,55 8,60 0,71 9,30 10,29 9,66
                   

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                                           71 TWH A 33.13 EUROS EN 2007

 

                                 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                                           CHAUFFAGE ELECTRIQUE PAS ECOLO

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                                               electricite acheteurs revendeurs

 

puce Liste des opérateurs ayant déposé une déclaration pour exercer l'activité d'achat d'électricité pour revente à des clients éligibles.   DGEMP-DIDEME.

image séparateur

A  B  C  D  E  F  G  H  I  J  K  L  M  N  O  P  R  S  T  U  V  W

Opérateur Adresse Téléphone
Accord Energy Ltd Millstream East
Maidenhead Road
Windsor Berkshire SL4 5GD
Royaume-Uni		 nc
AEM Trading Corso di porta Vittoria 4
20122 Milano
Italie		 nc
Alterna 10 avenue de l'Entreprise
95863 Cergy-Pontoise cedex 		nc
ATEL Energie SA 8-10 rue Villédo
75001 Paris		 01 53 43 84 20
Aar et Tessin d'Electricité (ATEL)
 		 Bahnhofquai 12
Olten CH-4601
Suisse 		nc
ATEL Trading AG
 		 Bahnhofquai 12
Olten CH-4601
Suisse 		nc
Azienda Electtrica Ticinese Viale Officina 10
CH 6501 BELLiNZONA
Suisse		 nc
Barclays Bank plc One Churchill Place
London E14 5HP
Royaume-Uni		 nc
BKW FMB Energie SA Viktoria Strasse 2
3000 Berne
Suisse		 nc
BNP-Paribas 16 bvd des Italiens
75009 Paris		 01 42 98 61 14
BP Energie Marketing GmbH Postbox 5701 47
22770 Hamburg
Allemagne 		nc
BP Gas Marketing Ltd
 		 20 Canada Square
London E14 5JN
Royaume Uni 		nc
Cargill International SA Case postale 383
14 chemin de Normandie
1211 Genève 12
Suisse 		nc
Centrica Energia SLU Velazquez 21
28042 Madrid
Espagne		 nc
Citigroup Global Markets Limited Canada Square
Canary Wharf
London E14 5LB
Royaume-Uni		 nc
Cofathec 155 boulevard Victor Hugo
93400 Saint-Denis		 nc
Compagnie Nationale du Rhône (CNR) 2 rue André Bonin
69316 Lyon cedex 04		 04 72 00 69 69
ConocoPhillips (UK) Ltd 2, Portman Street London W1H 6DU
Royaume-Uni		 nc
Constellation Energy Commodities Group Inc .
 		 111 Market PLace
Suite 500
Baltimore, MD 21202
Etats-Unis		 nc
DALKIA France Quartier Valmy
33 place ronde espace 21
92981 Paris La Défense		 nc
Dalmine Energie s.p.a. Piazza Caduti 6 Luglio 1944 n°1
24044 Dalmine (BG)
Italie		 nc
Danske Commodities A/S Store Torv 9,2
8000 Aarhus
Danemark		 nc
Delta Energie B.V. Poelendaelesingel 10
4330 KA Middelburg
Pays-Bas 		nc
Deriwatt SA Lerzenstrasse 10
8953 Dietikon
Suisse		 nc
Deutsch Bank AG Taunusanlage 12
60325 Frankfurt am Main
Allemagne		 nc
Direct Energie 223, avenue Pierre Brossolette
92120 Montrouge		 nc
Dunelys 14 rue Fructidor
75017 Paris		 01 41 55 00 46
EBM Synergie
 		 26 rue du Rhône
BP 10028
68301 Saint Louis cedex		 nc
EDF Trading Ltd 71 High Holborn
London WC1V 6ED
Royaume-Uni		 nc
Edenkia 37 avenue du Maréchal de Lattre de Tassigny
59350 Saint-André		 nc
Edison Trading Spa Foro Buonaparte 31
20121 Milano
Italie 		nc
EDP Energias de Portugal Praça Marquès de Pombal 12
1250-162 Lisbone
Portugal		 nc
EDP Produçao
 		 Av. José Malhoa Lote A-13
1070-157 Lisboa
Portugal 		nc
EGL Electricité de Laufenbourg Lerzenstrasse 10
CH 8953 Dietikon
Suisse 		+ 41 1 749 41 41
Electrabel France 20 place Louis Pradel
69001 Lyon		 01 44 39 19 21
Electrabel SA Boulevard du Régent 8
1000 Bruxelles
Belgique		 nc
Electricité de France 22-30 avenue de Wagram
75382 Paris cedex 08		 01 56 65 05 60
Electricité de Marseille BP 116
300 route des Crêtes
06902 Sophia Antipolis cedex		 04 93 00 60 35
Electricité de Strasbourg 26 boulevard du Président Wilson
67953 Strasbourg cedex 09		 03 88 20 60 20
EnBW Trading GmbH Durlacher Allee 93
76131 Karlsruhe
Allemagne		 nc
Endesa Energia SA Ribera del Loira, 60
28042 Madrid
Espagne		 + 91 213 10 00
Endesa-France 2 rue Jacques Daguerre
92565 Rueil-Malmaison cedex		 01 47 52 39 98
Endesa Generacion SA c/Ribeira del Loira 60
28042 Madrid
Espagne		 nc
Endesa Trading SAU Ribera del Loira, 60
28042 Madrid
Espagne		 nc
Eneco Energy Trade BV Rivium Quadrant 75
2909 LC Capelle a/d Ijssel
Pays Bas 		nc
Enel France SAS 54-56 avenue Hoche
75008 Paris		 nc
Enel Trade SPA Viale Regina Margherita 125
00189 Rome
Italie 		nc
Enercoop 11 rue des Réglises
75020 Paris		 01 73 02 69 25
Energem 2 place du Pontiffroy
57000 Metz		 nc
Energ.It Spa Via Efisio Melis, 26
09134 Cagliari
Italie 		nc
Enipower spa Piazza Vanoni 1
20097 San Donato Milanese
Italie 		nc
E.On Sales & Trading GmbH Karlstrasse 68
80335 München
Allemagne 		nc
EOS Energie Ouest Suisse Place de la Gare, 12
CH-1001 Lausanne
Suisse 		+ 41 21 341 28 00
Esperia srl Via Larga 7
20122 MILANO
Italie		 nc
Essent Energy Trading BV Statenlaan 8
5223 LA s'Hertogenbosch
Pays-Bas 		nc
Eurodif 4 rue Paul Dautier
78142 Vélizy-Villacoublay		 01 34 63 26 00
Exeltium SAS 43 boulevard Malesherbes
75008 Paris		 nc
Ezpada s.r.o. Jungmannova 24
110 00 Praha 1
République Tchèque		 nc
First Hydro Company Lakeside Business Village
St David's Park Deeside Flintshire CH5 3XJ
Royaume-Uni 		nc
Free Energie SAS 5 place Royale
78100 Saint Germain en Laye		 nc
Gala srl Via Pietro Borsieri 20
00195 Roma
Italie		 nc
Gaselys 14 rue Fructidor
75017 Paris		 01 41 66 02 51
Gaselys UK Ltd SG House
41 Tower Hill
London EC3N 4SG
Royaume Uni		 nc
Gas Natural SDG S.A. Plaça del Gas n°1
08003 Barcelona
Espagne		 nc
Gaz de France 14 rue Fructidor
75017 Paris		 01 41 66 00 00
Gaz et Electricité de Grenoble 8 place Maurice Shuman, BP183
38042 Grenoble cedex 9		 04 76 84 20 00
Gazprom Marketing & Trading Ltd
 		 60 Marina Place
Hampton Wick
Kingston upon Thames
KT1 4BH
Royaume-Uni		 nc
GEG Source d'Energie 8 place M. Schuman
BP 183
38042 Grenoble cedex 9		 04 76 84 38 37
Goldman Sachs International Peterborough Court, 13
Fleet street,
London EC4A 2BB
Royaume-Uni		 nc
HEWenergies S.A 78 Faubourg des Vosges
68800 Thann		 03 89 38 34 00
H.S.E. d.o.o. Koprska ulica 92
1000 Ljubljana
Slovénie		 nc
Iberdrola Generacion SAU Tomas Redondo1
28033 Madrid
Espagne 		nc
IMC Energy Trading BV Strawinskylaan 377
077XX Amsterdam
Pays-Bas 		nc
J. Aron & co 85 Broad Street
New York
NY 10004
Etats-Unis		 nc
J.P. Morgan Securities Ltd 125 London Wall
London EC2Y 5AJ
Royaume-Uni		 nc
J.P. Morgan Ventures Energy Corp. 270 Park avenue
New Yok
NY 10017
USA		 nc
KalibraXe 8 rue des acacias
75017 Paris 		01 40 68 00 40
Lehman Brothers International (Europe) 25 Bank street
London E145LE
Royaume-Uni 		nc
Merryll Lynch Commodities (Europe) Ltd 2 King Edward street
London EC1A 1HQ
Royaume-Uni 		nc
Merryll Lynch Commodities (Europe) Trading Ltd 2 King Edward street
London EC1A 1HQ
Royaume-Uni		 nc
Merryll Lynch Commoditites GmbH Königsallee
60F Düsseldorf
Allemagne 		nc
Morgan-Stanley Capital Group Inc.
 		 2000 Westchester Avenue
NY 10577-2530
USA		 nc
NOK Parkstrasse 23
5401 Baden
Suisse 		nc
Norsk Hydro Energie AS Kjorboveien 16
N 1246 Oslo
Norvège		 nc
Novawatt 92, rue Jean Mermoz
92380 Garches		 nc
NV Nuon Energy Trade & Wholsale Postbus 41920
1009 DC Amsterdam
Pays-Bas 		nc
OstElektra GmbH Keltenring 13
82041 Oberhaching
Allemagne		 nc
Petro Carbo Chem PCC Moerser Strasse 149
Duisburg
Allemagne		 nc
Planete UI 1 rue du Pic au vent
CRT1
59817 Lesquin Cedex		 09 64 03 12 65
Poweo Le Monge
22 place des Vosges
92979 Paris La Défense cedex		 0 800 33 23 32
Proxelia 28 rue des Domeliers
60200 Compiègne		 nc
Raetia Energie A.G. Via da Clalt 307
CH 7742 Poschiavo
Suisse		 nc
Régie d'Electricité d'Elbeuf 1 rue du 1er mai
BP 345
76503 Elbeuf cedex 		02 35 87 30 30
Régie d'Electricité de la Vallée de Thônes Rue Jean-Jacques Rousseau
BP 30
74230 Thones		 04 50 32 17 17
Régie d’Electricité et de Téléservices de St Jean de Maurienne BP 117
73303 St Jean de Maurienne 		04 79 64 02 11
Régie du Syndicat électrique du Pays Chartrain 12-14 rue du Pt Kennedy
28111 Luce cedex		 02 37 91 80 00
Régie Electrique de Tignes La Combe Folle
BP 52
73322 Tignes cedex		 nc
Régie municipale de la ville de Loos 404 avenue Georges Dupont
BP 85
59373 Loos cedex		 03 20 07 56 94
Rhodia Energy 68 avenue de Colmar
92500 Rueil-Malmaison		 01 53 56 61 17
RWE Trading GmbH Huyssenallee 2
45128 Essen
Allemagne 		nc
SAEML Ouest-Energie 14 rue Joule
79003 Niort		 05 49 33 80 20
SAEML Vialis 10 rue de Bonnes Gens
BP 70187
68004 Colmar cedex		 03 89 24 60 60
Saint Gobain Achats 18 avenue d'Alsace
92096 La Défense cedex		 01 47 62 48 00
SAS Lucia 158 allée des Ecureuils
34980 Saint Gély du Fesc Cedex		 04 67 66 67 68
SEML Energie et Services de Seyssel 32 rue de Savoie
BP 5
74910 Seyssel		 04 50 56 10 22
Sempra Energy Europe Ltd 111 Old Broad Street
London EC2N 1SE
Royaume-Uni		 nc
Shell Energy Trading Ltd 80 Strand
London WC2R 0ZA
Royaume-Uni		 nc
SICAE des cantons de Lassigny et limitrophes BP 20053
60400 Noyon		 03 44 09 10 20
Sicae Oise 32 rue des Domeliers,
BP 70525
60250 Compiègne cedex		 03 44 92 71 00
Sicae Somme-Cambraisis 11 rue de la République
BP 7
80240 Roisel		 03 22 86 45 45
Sicap 3 rue du Moulin de la Canne
BP 458
45304 Pithiviers		 02 38 32 77 77
Sigexy 24 rue Jean Jaurès
80170 Rosières-en-Santerre		 03 22 88 41 62
Société ENALP 32 rue de Savoie
74910 SEYSSEL		 nc
Soregies SEML 78 avenue Jacques Cœur
86068 Poitiers cedex 09		 0 810 50 50 50
Sorgenia s.p.a Via Ciovassima
20121 Milano
Italie		 nc
SPE SA Rue Fivé 150
4100 Seraing
Belgique 		nc
Stratkraft Markets GmbH Niederkasseler Lohweg 18
40547 Düsseldorf
Allemagne		 nc
Total Gas & Power Ltd 10, Upper Bank Street, Canary Wharf
London E14 5BF
Royaume-Uni		 nc
Trafigura Electricity Italia SpA Via Stendhal 63
20144 Milano
Italie		 nc
UBS AG (London branch)

 		 1 Finnsbury Avenue
London EC2M 2PP
Royaume-Uni		 nc
UBS Limited 1 Finsbury Avenue
London EC2M 2PP
Royaume-Uni		 nc
Union Fenosa Generacion SA Avenida San Luis 77
28033 Madrid
   		nc
Usine d'Electricité de Metz (UEM) 2 place du Pontifroy
BP 20129
57014 Metz cedex 01		 03 87 31 34 25
Vattenfall Trading Services GmbH Ludwig Erhard Strasse 18
20459 Hamburg
Allemagne		 nc
Verbund Am Hoh 6a
1010 Vienne
Autriche 		nc
Vitol SA 28 Boulevard du Pont d'Arves
1205 Genève
Suisse		 nc
Wind to market SAU
 		 Plaza Pablo Ruiz Picasso, 1 pt pt 24
Madrid 28020
Espagne		 nc


 

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© Ministère de l'Écologie, du Développement et de l'Aménagement Durables,
© Ministère de l’Économie, des Finances et de l’Emploi, DGEMP, modifié le 20/11/2007

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

FOURNISSEURS RECOMMANDES PAR FRANCE 5

ALTERNA - DIRECT ENERGIE – EDF – ELECTRABEL SUEZ – ENERCOOP – GDF – GEG – PLANETE UI – POWEO – PROXELIA – ELECTRICITE DE STRASBOURG

                                                                                       PRODUCTEURS FRANCE

 

> Production > Les producteurs d'électricité

ATTENTION !
 Depuis l’ouverture à la concurrence du marché de l’énergie, les directives du 26 juin 2003 prévoient pour les consommateurs, le libre choix du fournisseur, et pour les producteurs, la liberté d’établissement. Désormais toute entreprise publique ou privée peut exploiter des installations de production d'électricité ou de gaz. Toutefois, trois principaux acteurs  assurent 95 % de la production d’électricité en France : Electricité de France (EDF), La Compagnie nationale du Rhône (CNR), et Endesa France. Pour le gaz, les principaux opérateurs sont Gaz de France et Total Infrastructure Gaz France.

 

Directive 2003/54/CE du Parlement européen et du Conseil du 26 juin 2003 relative aux règles communes pour le marché intérieur de l’électricité, JOUE du 15 juillet 2003.
Directive 2003/55/CE du Parlement européen et du Conseil du 26 juin 2003 relative aux règles communes pour le marché intérieur du gaz naturel, JOUE du 15 juillet 2003.
Règlement CE n° 1228/2003 du 26 juin 2003 relatif aux conditions d’accès au réseau pour les échanges transfrontaliers d’électricité.
Définitions
Les producteurs d'électricité exploitent des centrales nucléaires ou thermiques classiques (au fioul, au gaz naturel, au charbon) et des sources d'énergies renouvelables (centrales hydrauliques, éoliennes, panneaux solaires) en France ou en Europe.

Les producteurs de gaz naturel exploitent des gisements sous-terrains de gaz naturel qu’ils extraient et transportent (par gazoduc ou bateau "méthanier") jusqu'aux pays consommateurs.

Présentation des trois principaux producteurs français d’électricité

  EDF      www.edf.fr
  Avec 493 TWh d'électricité produite en 2004, EDF est le principal producteur français.

 
Origine de l'électricité produite par EDF*
Nucléaire
85,7 %
Hydraulique et autres énergies renouvelables
5,9 %
Thermique classique
8,1 %
Autres
0,3 %

* Chiffres 2006

EDF a précisé, à l’occasion de l’ouverture de son capital, son plan d’investissement pour la période 2006-2010. En France, l’opérateur prévoit la construction de centrales à cycles combinés (150 MW de capacités seront opérationnelles en 2007, et 350 MWsupplémentaires seront disponibles en 2008). EDF a également annoncé la remise en service de quatre groupes de production au fioul actuellement "sous cocon" (600 MW en 2006, 700 MW supplémentaires en 2007, et 1300 MW en 2008). En outre, EDF étudie le remplacement, au plus tard en 2011, des trois unités de production au fioul de 250 MW de la centrale de Martigues par deux centrales à cycles combinés de 440 MW.

  La Compagnie Nationale du Rhône (Electrabel)      www.cnr.tm.fr        : www.electrabel.fr
  La Compagnie Nationale du Rhône a été créée en 1933 afin de mettre en valeur le Rhône grâce aux ressources financières tirées de l’hydroélectricité. En 1934, elle a reçu une concession de l'Etat pour aménager et exploiter le Rhône.
Désormais filiale d'Electrabel (groupe Suez) qui détient 49,95 % de son capital, la Compagnie Nationale du Rhône (CNR), grâce à ses 19 centrales hydroélectriques, est le second producteur d'électricité en France avec près de 14 TWh en 2004.
La Compagnie nationale du Rhône :
Electrabel
  Endesa France                  IMPLANTATIONS  :/      SNETw.endesa.es/Portal/en/our_business/electricity/europe/france/default.htm
 
  Issue du groupe Charbonnages de France, et de la SNET (Société Nationale d'Electricité et de Thermique) créée en 1995 l’électricien espagnol Endesa est actuellement l’actionnaire majoritaire avec 65% du capital d’Endesa France.
 

Avec ses quatre centrales thermiques classiques, situées dans le Nord, en Moselle, en Saône-et-Loire et dans les Bouches-de-Rhône, Endesa France produit en France environ 8,2 TWh* en 2006.

* Sachant qu’ 1 Terawattheure (TWH) = 1000 Gigawattheure (GWh)
Présentation des principaux producteurs français de gaz
Les principaux opérateurs de production gazière en France sont Gaz de France et Total Infrastructure Gaz Francequi exploite le gisement de Lacq en phase terminale d’exploitation. Une activité secondaire de production de gaz de houille, sur d’anciennes mines de charbon est également assurée. La production de gaz en France ne représente que 2% de la consommation nationale. D’ailleurs,  les groupes Total et Gaz de France poursuivent une activité d’exploration et de production hors de France.

 
Les producteurs étrangers

 
L'ouverture du marché de l'électricité et du gaz permet depuis 1999 à des producteurs étrangers de vendre leur production sur le territoire français.
 
Comment mettre en place de nouvelles capacités de production ?

 
La loi du 10 février 2000 a prévu différents outils juridiques pour permettre la réalisation de nouvelles installations de production répondant aux objectifs de la politique énergétique par toute personne disposant des capacités techniques, économiques et financières nécessaires.

 
  L'autorisation d'exploiter
  L'exploitation d'une installation de production d'électricité est soumise à :
- autorisation préalable du ministre de l'énergie, lorsque la puissance installée est supérieure à 4,5 MW,
- déclaration, lorsque la puissance installée est inférieure ou égale à 4,5 MW.
Le décret n° 2000-877 du 7 septembre 2000 précise le contenu de la demande d'autorisation et de la déclaration.

Le ministre statue sur la demande d’autorisation dans un délai de quatre mois suivant la réception du dossier complet. Le refus d’autorisation doit être motivé. L'autorisation est nominative et incessible. En cas de changement d'exploitant, elle ne peut être transférée au nouvel exploitant que par le ministre chargé de l'énergie.

La déclaration contient les mêmes indications et pièces que l’autorisation à l’exception de la localisation de l'installation de production, le numéro d'identité de l'établissement considéré au répertoire national des entreprises et des établissements pour les installations utilisant de l’énergie radiative du soleil.

Ce système permet de concrétiser la libéralisation du secteur de la production d'électricité dans le cadre des objectifs de la politique énergétique. En effet, toute personne disposant des capacités techniques, économiques et financières nécessaires a la possibilité d'exploiter une installation de production d'électricité dans les conditions prévues par l'arrêté d'autorisation, mais cette autorisation peut être refusée si l'installation contrevient aux objectifs de la PPI.

Décret n°2007-1307 du 4 septembre 2007 modifiant le décret n° 2000-877 du 7 septembre 2000 relatif à l'autorisation d'exploiter les installations de production d'électricité, JO du 6 septembre 2007.
Décret n° 2000-877 du 7 septembre 2000 modifié relatif à l'autorisation d'exploiter les installations de production d'électricité, JO du 10 septembre 2000.
  Les appels d'offre
  Cette procédure peut être utilisée lorsque les capacités de production réalisées ''spontanément'' (dans le cadre des autorisations d'exploiter) ne répondent pas aux objectifs de la PPI, notamment sur le plan des techniques de production ou de la localisation géographique.
L'appel d'offres est mis en œuvre par la CRE sur la base d'un cahier des charges détaillé dans lequel sont précisées les caractéristiques énergétiques, techniques, économiques et financières, ainsi que l'utilisation attendue et la région d'implantation de l'installation. Le ou les candidats retenus à la suite de l'appel d'offres sont désignés par le ministre chargé de l'énergie.
EDF et les ELD sont tenus de conclure dans les conditions précisées par l'appel d'offres un contrat d'achat de l'électricité produite par le candidat retenu.
  Les obligations d'achat
  EDF et les ELD (dès lors que les installations de production concernées sont raccordées aux réseaux qu'ils exploitent) sont tenus de racheter l'électricité produite par :
- les installations de valorisation des déchets ménagers et assimilés,
- les installations utilisant des énergies renouvelables,
- les installationsde production d’électricité utilisant de l’énergie mécanique,
- les installations qui valorisent des énergies de récupération.

Seules les installations dont la puissance installée ne dépasse pas un certain seuil peuvent bénéficier de l'obligation d'achat. Ce seuil est fixé par décret pour chaque catégorie d'installation et ne peut pas dépasser 12 MW.
Ce système permet aux installations présentant un intérêt pour la collectivité, mais trop petites pour rechercher des consommateurs éligibles de trouver un débouché pour leur production et tenter de rentabiliser les investissements réalisés.

 

Article 10 de la loi n°2000-108 du février 2000 modifiée relative à la modernisation et au service public de l’électricité, JO du 11 février 2000

Article 2 du décret n°2007-1196 du 6 décembre 2000, JO du 9 décembre 2000
   

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                                                                     

 

  CCIP ELECTRICITE 2006 FRANCE                                                       

 

 

 

 

 

 

 

 

> Production > Quelques chiffres

D'où vient l'électricité produite en France ?
 

Selon l’observatoire de l’énergie, la production totale nette d’électricité a atteint 548,8 TWh en 2006 :

 

78,1 % de l'électricité est d'origine nucléaire
 

L'indépendance énergétique du pays est assez forte puisqu’elle est passée de 26 à 50 % depuis la fin des années 1980. Les ressources charbonnières, gazières et pétrolières de la France ne représentent aujourd'hui qu'une part relativement modeste de la consommation annuelle.

Actuellement, 59 réacteurs nucléaires sont en service (dont Phénix). A noter que la mise en service d’un réacteur nucléaire supplémentaire, le réacteur EPR (European Pressurized Reactor), est prévu en 2012.

Décret n° 2007-534 du 10 avril 2007 autorisant la création de l'installation nucléaire de base dénommée Flamanville 3, comportant un réacteur nucléaire de type EPR, sur le site de Flamanville (Manche).

La puissance installée du parc s'élève à 63 GWe; Grâce à l'énergie nucléaire, ce sont 31 millions de tonnes de carbone évitées dans l'atmosphère                                       .

En 2004, le parc nucléaire français comptait 58 réacteurs répartis sur 19 sites et 2 réacteurs rapides : Phénix, essentiellement destiné à la recherche, et Super Phénix (fermé depuis 1998). L'âge moyen du parc est de 18 ans. La durée de vie d'une centrale est actuellement estimée à 40 ans, mais pourrait être prolongée jusqu'à 50/60 ans.

 

11,5 % de l'électricité est d'origine hydraulique, éolienne et voltaïque
 

L'hydraulique utilise la force motrice des cours d'eau, des chutes et des marées pour produire de l'électricité. Cette énergie a été fortement développée à partir des années 50 suite à la construction de grands barrages et  constitue la seconde source de production d'électricité en France. Elle représente en 2007 12% de la production totale d'électricité, avec une capacité de production de 70 TWh par an en moyenne. Bien que l’on constate une augmentation  de + 4,6 TWh en 2006 soit 60,9 TWh, le niveau reste assez bas depuis la chute importante de 8,6 TWh en 2005 soit 56,3 TWh.
 

10,4 % de l'électricité est d'origine thermique classique
 

Les centrales thermiques dites ''classiques'' sont celles qui fonctionnent au fioul, au charbon, ou au gaz. C'est un moyen de production qui peut être utilisé ponctuellement, à n'importe quel moment, notamment pour satisfaire les consommations de pointe, qui ne peuvent être couvertes uniquement par l'hydraulique. Actuellement, la plus grande partie des nouvelles installations de production d'électricité est constitué de centrales au gaz à cycles combinés et de centrales de cogénération.

Grâce au nucléaire et à l'hydraulique, la France est autosuffisante et peut même exporter une partie de sa production d'électricité.

 

 

Par rapport à 2005, la production totale nette a diminué de 0,2 TWh en 2006, c’est à dire de - 0,1 %, ce qui confirme la tendance à la décélération observée ces dernières années.
Source : l’Observatoire de l’énergie

 

Quel avenir pour les énergies d'origine renouvelables ?

 

Les objectifs fixés

 

Avec plus de 15 % de la production européenne, la France est le second producteur et consommateur européen d’énergies renouvelables.
D'ici 2015, il est prévu de porter à 21 % la part d'énergie d'origine renouvelable dans la consommation d'électricité, conformément à l'objectif fixé par la directive européenne du 27 septembre 2001 transposé par la loi de programme fixant les orientations de la politique énergétique du 13 juillet 2005.

Avec le nucléaire, les énergies renouvelables sont un atout pour la France qui s'est engagée à diviser par quatre ses émissions de gaz à effet de serre d'ici 2050 (objectif annoncé dans le plan véhicules propres présenté en Septembre 2003).
Afin de valoriser l'électricité ''verte'', la loi d'orientation sur l'énergie prévoit la délivrance par le RTE et le GRD de ''garanties d'origine'' pour la quantité d'électricité injectée sur leurs réseaux produite en France à partir d'énergies renouvelables ou par cogénération.

Enfin, compte tenu de leur intérêt spécifique, notamment en matière de lutte contre l'effet de serre, l'Etat soutient le développement des biocarburants et encourage l'amélioration de la compétitivité de la filière. A cette fin, l'Etat crée, notamment par l'agrément de capacités de production nouvelles, les conditions permettant de porter à 5,75 % au 31 décembre 2008, à 7 % au 31 décembre 2010 et à 10 % au 31 décembre 2015 la part des biocarburants et des autres carburants renouvelables dans la teneur énergétique de la quantité totale d'essence et de gazole mise en vente sur le marché national à des fins de transport.

Directive du 27 septembre 2001 relative à la promotion de l'électricité produite à partir de sources d'énergie renouvelables sur le marché intérieur de l'électricité, JOCE L 283 du 27 octobre 2001.
Loi n° 2005-781 du 13 juillet 2005 de programme fixant les orientations de la politique énergétique, JO du 14 Juillet 2005.

 

 

 

L'hydraulique

 

C'est grâce à l'hydraulique, fortement développée dès les années 50, que la France se place en tête des pays européens producteurs d'énergies renouvelables. Cette énergie permet d'assurer environ 12 % de la production française d'électricité. Aujourd'hui, la plupart des sites étant aménagés, le potentiel de développement est limité à la petite hydraulique.

 

L'éolien

 

Dans ce domaine, la France accuse un certain retard par rapport à ses voisins européens : la production d’électricité d’origine éolienne est passée à 2,150 TWh en 2006, 0,963 TWh en 2005, et 0,596 TWh en 2004, alors que 1000 MW sont installés chaque année en Espagne ou en Allemagne. Actuellement, la part de l'éolien dans la production d'électricité d'origine renouvelable est d'environ 0,4 %.
Dans les prochaines années, l'essentiel de l'effort consacré au développement des énergies renouvelables portera sur l'éolien : les objectifs pour l'énergie éolienne sont de 2000 à 6000 MW en 2007.
Source :Ademe

 

Le photovoltaïque et le solaire thermique

 

Le marché français du photovoltaïque raccordé au réseau a progressé de 60 % en 2004 avec 5,8 MW financés et près de 60 M€ de chiffre d'affaires. A titre de comparaison 300 MW ont été installés en Allemagne en 2004 et 280 MW au Japon. Le marché français est donc plus de 50 fois inférieur à celui de l'Allemagne, ce qui explique en partie que les prix de vente des systèmes sur le marché français soient plus élevés qu'outre Rhin. Les deux régions de France métropolitaine les plus dynamiques sont Rhône Alpes (38 % du marché) et Languedoc Roussillon (12 %). Elles concentrent une grande partie des industriels français du secteur, et trouvent donc un intérêt légitime à soutenir plus fortement qu'ailleurs cette activité.
Pour les installations collectives (destinées à des immeubles d'habitation ou des bâtiments tertiaires de tous types), l’ADEME propose une aide aux études et pré-diagnostics et une aide aux travaux solaires.

 

La géothermie

 

La géothermie consiste à capter la chaleur des sources d'eau chaude ou de vapeur situées sous la croûte terrestre pour produire de l'électricité ou du chauffage.
Après l'Italie, la France est le second grand pays pour la production de chaleur d'origine géothermique, et le troisième pour la production d'électricité.
Elle produit chaque année environ 21 GWh d'électricité d'origine géothermale pour une capacité installée de 16 MW. Elle ambitionne d'atteindre 21 MW en 2010.

La production géothermique de l'Ile-de-France représente 92 % de la production nationale. On recense en Ile de France 34 installations de production géothermale et 29 réseaux de chaleur alimentés par de la géothermie. La plus ancienne installation est celle de la Maison de la Radio, à Paris, fonctionnant depuis 1961 à partir d'un puits unique alimenté par l'aquifère de l'Albien. Dans l'Essonne, à Bruyères le Chatel, un puits unique fournit de la chaleur à partir de l'aquifère du Néocomien depuis 1982.Les autres installations sont alimentées à partir de la nappe du Dogger.
Au total, environ 140 000 équivalents logements sont alimentés en énergie à partir de la géothermie.

 

Les capacités de production sont-elles suffisantes ?
 

Les capacités de production actuelles
 

La France dispose d'une surcapacité de production par rapport à sa consommation, ce qui la place dans une situation favorable vis-à-vis de ses voisins européens auxquels elle vend ses excédents. La production d'électricité en France est supérieure aux besoins de consommation.
 

Les besoins de consommation
 

La consommation d'électricité de la France est en constante augmentation. En 2006, la consommation d’électricité s’établit à 478 TWh. La modeste hausse enregistrée en 2005 se transforme en recul de – 1,1 % en 2006.
 

La nécessité de nouveaux équipements
 

Il n'y a pas de besoins massifs de nouveaux équipements pour satisfaire la consommation. Cependant, d'autres facteurs rendent nécessaires des investissements très rapidement :
- D'ici une dizaine d'années, plusieurs centrales nucléaires et thermiques arriveront en fin de vie.
- Les équipements de production d'énergies renouvelables doivent être développés pour répondre aux objectifs européens.
- La répartition géographique des équipements de production doit garantir un certain équilibre entre les régions.
- Les capacités de production ne peuvent plus être dimensionnées à la seule échelle nationale. Or, à partir de 2008, les capacités de production en Europe seront insuffisantes. Pour répondre aux besoins, il est nécessaire de renforcer les interconnexions entre les différents pays et de développer de nouveaux équipements de production.

Production nette* d’électricité en 2006

Nucléaire

428,7 TWh

Thermique

57,1 TWh

Hydraulique

60,9 TWh

Eolien et photovoltaïque

2,2 TWH


*C’est la quantité d'électricité effectivement distribuée sur le réseau électrique français à la sortie des transformateurs des centrales, c'est à dire après l'autoconsommation et les pertes de production.

Source : Observatoire de l’énergie

 
 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                         MARCHE DANOIS ELECTRICITE 2006 2007                                                     

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                      ELECTRICITE POIDS LOURDS EUROPEENS

 

                                                        

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                              

 

 

               10 ANS COMMERCE EXTERIEUR ELECTRICITE ESPAGNE

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                                                                    POWEO VERT

 

 

 

   

 

 

 

                                    Frédéric Granotier  Directeur Général Délégué et Directeur du Pôle Commerce de Poweo

«Il y a eu des pertes au 1er semestre en raison de la faiblesse des prix notamment sur le marché de gros.»

 (Easybourse.com) Poweo vient de publier un CA de 363,1 millions d’euros sur l’exercice 2007, en hausse de 48,5% par rapport à 2006. Quel commentaire vous inspire ces chiffres ? Quels ont été les moteurs de croissance sur le dernier trimestre ?
Nous sommes évidemment très satisfaits de cette progression du chiffre d’affaires à 363,1 millions d’euros sur l’exercice 2007, soit près de 50% de mieux que l’an dernier. Cette belle performance a été particulièrement soutenue sur les derniers trimestres, ce qui est de très bon augure pour l’exercice 2008.

Ainsi, on constate que sur le quatrième trimestre 2007 par rapport à 2006, la croissance du chiffre d’affaires est de 67,1%, ce qui s’explique par l’arrivée de nouveaux clients, publics ou privés, pour un début de fourniture d’électricité en septembre ou en octobre. Ce sont des contrats qui ont déjà commencé à porter leur fruit sur le quatrième trimestre 2007, et qui vont se poursuivre sur l’année 2008.

Quel a été le montant des pertes dû à l'activité Energy Management et comment envisagez-vous de redresser le cap ?
Il y a effectivement eu des pertes au premier semestre en raison de la faiblesse des prix notamment sur le marché de gros. Cette situation nous a conduit à vendre nos positions longues avec une perte.

En revanche, au second semestre, les prix ont été beaucoup plus élevés, en particulier au dernier trimestre, ce qui nous a permis de revendre nos positions longues avec une marge positive suffisamment significative pour que sur l’ensemble de l’année, cette activité ressorte légèrement positive de 0,2 million d’euros.

Quelle part de marché détenez-vous aujourd'hui ? Quel est votre objectif sur l’exercice suivant ?
Dans le marché des professionnels, ouvert depuis 2004, nous détenons un peu plus de 2% de part. Nous souhaitons faire croître cette part de marché sur les mois et années qui viennent.

Quant au marché des particuliers, cette part reste encore faible puisque ce marché n’est ouvert que depuis le 1er juillet 2007. Dans le détail, on constate que le nombre de clients qui délaissent les tarifs réglementés depuis cette date, reste encore très faible notamment au second semestre 2007, en raison du problème de la «réversibilité», c’est-à-dire la possibilité pour les clients qui quittaient le tarif réglementé de pouvoir y retourner…

Justement la promulgation de la nouvelle loi sur la réversibilité, qui autorise désormais le retour au tarif réglementé, a-t-elle déjà eu un impact positif en termes de recrutement de nouveaux clients ? Va-t-elle vous permettre de dépasser l'objectif d'un million de clients particuliers fixé pour 2010 ?
Il y a effectivement un impact sensible depuis cette promulgation, mais qui devrait nous être très favorable à mesure que les Français en prendront connaissance. Nous devrions ainsi accélérer le recrutement de nouveaux clients.

Toutefois, nous n’avons pas encore révisé à la hausse notre objectif d’un million de clients particuliers en 2010, mais nous espérons bien entendu faire mieux.

En termes d'approvisionnement, quelle est votre stratégie et comment se traduira-t-elle dans vos résultats ?
Notre stratégie vise à établir un équilibre entre des contrats à long terme avec EDF –nous leur achetons de l’électricité d’origine nucléaire, en échange de quoi nous allons leur vendre de l’énergie provenant de notre centrale à cycle combiné à gaz de Sambre-, et nos propres capacités de production dont la première sera opérationnelle dans moins d’un an.

L'association de consommateurs l'UFC-Que Choisir affirme que les nouveaux opérateurs, dont Poweo, vendent à perte en attendant que les tarifs réglementés disparaissent. Au-delà de la polémique, cela pose néanmoins la question : comment faites-vous pour proposer et tenir l’engagement de tarifs inférieurs de 10% aux tarifs règlementés ?
Il s’agit bien d’un engagement, dans la mesure où nous nous sommes engagés dans nos conditions générales de vente, à être toujours moins chers que le tarif réglementé d’EDF.

Nous pouvons y parvenir pour deux raisons :
- la première, grâce à notre accord d’échange avec EDF par lequel nous pouvons acheter de l’énergie nucléaire à un prix calculé en fonction du coût de revient de l’électricité nucléaire, plus une marge pour EDF, mais ce prix est ainsi décorrélé des tarifs du marché
- la seconde, par nos actifs de production : le fait d’investir plusieurs milliards d’euros dans la construction de capacités de production nouvelle en France, nous permet en effet de sécuriser, en quantité et en prix, nos approvisionnements sur le très long terme.

Toutes ces raisons font que nous pourrons être compétitifs par rapport aux tarifs réglementés d’EDF et prendre cet engagement sur le long terme vis-à-vis de nos clients qui feront ainsi des économies sur la durée.

Où en êtes-vous de votre projet d'éoliennes off-shore dans la baie de St Brieuc ? Vous aviez rencontré quelques difficultés avec le comité local de pêche…
Le projet progresse et nous avons bon espoir de rallier tout le monde à notre cause. Nous sommes en discussions mais aucune décision n’a encore été prise. Il faut que l’on démontre aux pêcheurs que les mâts des éoliennes sont suffisamment loin et ne présentent pas de nuisance pour leur activité. 

Nous sommes bien évidemment très soucieux du respect de leur travail et de l’écosystème, mais nous pensons que le compromis est possible.

Vous avez annoncé un objectif de 25% dans les énergies renouvelables d'ici à 2012. A quelle part se monte actuellement ces énergies dans votre offre ? Comment comptez-vous y parvenir ?
Nous avons décidé d’incorporer par défaut 25% d’électricité verte dans toutes nos offres commerciales pour les particuliers et les professionnels, sachant que nous avons également lancé de nouvelles offres il y a trois semaines.

Nous proposons donc déjà à tous nos clients de consommer 25% d’énergie verte, une énergie que nous souhaitons vraiment démocratiser. Il s’agit d’une demande forte de nos clients qui nous apparait d’autant plus légitime étant donné la problématique du réchauffement climatique que nous connaissons aujourd’hui.

Nous comptons y parvenir à l’aide de notre plan industriel, et notamment dans le cadre de nos activités de production d’énergie renouvelable -nous détenons déjà une capacité significative de 41MW en éolien-, qui doivent, à terme, représenter 25% de l’énergie produite. 

Souhaitez-vous toujours investir dans le nucléaire, notamment dans un réacteur de troisième génération (EPR) ?
Nous avons toujours déclaré souhaiter détenir une participation minoritaire dans le nucléaire. Ceci étant, il s’agit de discussions très longues et très politiques, et pour l’heure, nous n’avons toujours pas été invités à dialoguer avec le gouvernement ou EDF sur le sujet… 

D'après un communiqué de Poweo, le projet de centrale à cycle combiné (gaz et vapeur) de 800 mégawatts à Beaucaire (Gard) a pris du retard mais une décision d'investissement pourrait être prise d'ici à juin... Avez-vous de nouveaux éléments à nous fournir à ce sujet ?
Le projet a effectivement pris quelques mois de retard, en raison principalement de l’opposition des viticulteurs qui travaillent à proximité de la centrale. Mais là encore, nous avons pris -et nous prenons- le temps d’expliquer pour convaincre du bien fondé de ce projet et de son utilité pour la région.

Nous sommes très confiants sur notre capacité à y parvenir, mais cela prend simplement un peu plus de temps que prévu.

Dans un marché de l'énergie où la taille est un élément décisif, Poweo peut-il rester indépendant ? N'êtes-vous pas l'objet de convoitises de la part de concurrents et de groupes étrangers ?
Il est vrai que Poweo est un actif rare sur le marché de l’énergie français, qui sera sans doute de plus en plus convoité et courtisé par les géants européens, néanmoins notre souhait est de demeurer indépendant le plus longtemps possible.

Nous sommes convaincus que c’est en étant indépendant que nous serons les plus réactifs et les plus innovants, et que nous créerons le plus de valeur pour nos actionnaires.

Sur le plan boursier, votre titre a amorcé un redressement mais affiche encore une décote de 33% par rapport au record inscrit durant l'été 2007. Comment expliquez-vous cette baisse de régime ?
Il semble que nous n’avons pas été épargnés par la baisse générale des marchés. Nous restons dans la norme, malheureusement, mais il n’y a vraiment pas de raison fondamentale qui l’expliquerait.

Quel message souhaiteriez-vous adresser à vos actionnaires ?
Je tiens à les remercier de leur confiance et je les encourage à poursuivre dans ce sens, dans la mesure où nous sommes convaincus qu’il reste encore énormément de valeur à créer sur le secteur de l’énergie en France.

Propos recueillis par Nicolas Sandanassamy

 

 

 

Publié le 14 Février 2008

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03/04/07 - Certificats d'économie d'énergie (CEE)


pour les bâtiments résidentiels et le tertiaire

La loi de programme sur la politique énergétique (dite "loi POPE", en date du 13 juillet 2005) définit plusieurs mesures visant à réduire la consommation énergétique de la France dans les différents secteurs d'activité.

Le dispositif des certificats d'économie d'énergie (CEE) vise à favoriser l'amélioration des performances des bâtiments résidentiels et tertiaires. Pour cela, l'État fixe aux fournisseurs d'énergie des objectifs d'économies d'énergie, qu'ils devront réaliser chez leurs clients ou sur leur propre parc immobilier. Les actions permettant des économies d'énergie tangibles pourront donner lieu à l'attribution de certificats d'économie d'énergie (CEE), lesquels pourront faire l'objet d'échanges sur un nouveau marché.
 

Pendant la période de référence allant du 1er  juillet 2006 au 30 juin 2009, l'ensemble des obligés a un objectif national d'économies d'énergie fixé à 54 TWh Cumac*. Pour Gaz de France, cette obligation représentera environ 14 TWh Cumac.

Le dispositif est devenu opérationnel à partir du 1er juillet 2006, avec la publication des décrets et arrêtés définissant le cadre juridique et les modalités d'intervention des acteurs (cf. tableau récapitulatif des textes réglementaires de référence concernant les certificats d'économies d'énergie).

Afin de préparer la mise en oeuvre d'actions générant des CEE, Gaz de France renforce dans ses offres les dispositifs de maîtrise de la demande d'énergie et valorise les solutions associées aux énergies renouvelables. C'est le cas des offres DolceVita® qui évoluent pour contribuer activement à la démarche CEE (chaudière à condensation, régulation performante, eau chaude solaire gaz-naturel, etc.) complétées par des aides au financement pour les travaux générant des économies d'énergie, notamment le prêt DolceVita® Economies d'énergie.

Les offres Provalys® soutiennent la mise en place du dispositif par la construction de partenariat adapté à chaque client, en particulier par une approche dans le logement social (services et diagnostics).

Pour contribuer à l'information des professionnels du bâtiment, Cegibat a organisé le 29 juin 2006 une réunion-débat où les pouvoirs publics ont exposé le principe de fonctionnement des certificats (obligations, modalités d'attribution des CEE, contrôles, recensement des certificats et transactions).
Deux opérations exemplaires menées en partenariat avec l'ADEME furent également présentées : une démarche de type OPATB à PAU et le remplacement de chaudières expérimenté en Rhône-Alpes sur le marché des particuliers
Enfin, les implications et la contribution de Gaz de France dans la démarche CEE ont été présentées.

Pour télécharger le compte rendu : cliquez ici
Pour visionner les temps forts : cliquez ici

* kWh Cumac : kWh "cumulé actualisé", unité de comptage du dispositif des CEE. Le kWh Cumac ne correspond à aucune énergie.


 

 
 
L'énergie est notre avenir, économisons-la !

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                                                                   part eolien dans electricite europeenne 2007

 

                                                          

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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«Le chauffage électrique est le principal responsable des pics de consommation»

09/01/2009 13:05
Le traditionnel pic français hivernal de consommation électrique, qui bat des records cette année, est-il une fatalité? Pas pour Raphaël Claustre, directeur du Comité de liaison des énergies renouvelables (Cler), qui prône la fin du chauffage électrique et l’isolation massive des logements.

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par Propos recueillis par Victor Roux-Goeken
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dans le JDLE Le contenu en CO2 du kilowattheure électrique français en question
 

 

pour aller plus loinCommuniqué du RTESite d'EcoWatt

 
La vague de froid observée depuis quelques jours a engendré des records historiques de pointes de consommation d’électricité en France: 90.200 mégawatts (MW) lundi 5 janvier à 19h, puis 91.500 MW mardi 6 janvier à 19h, selon le gestionnaire du Réseau de transport d’électricité (RTE). Le précédent record avait été enregistré lundi 17 décembre 2007, à 18h58, avec un pic de 88.960 MW.

Lancé le 12 novembre par RTE, la préfecture de Bretagne, le conseil régional de Bretagne, ERDF et l’Ademe, le dispositif EcoWatt permet de demander par SMS aux consommateurs bretons de modérer leur consommation d’électricité pendant un pic. Selon RTE, 8.000 personnes ont adhéré au dispositif. Le chiffre a doublé pendant la vague de froid. A l’instar de la région Provence-Alpes-Côte d’Azur, la Bretagne est connue pour la faiblesse structurelle de son réseau électrique, aggravée par les chutes de température.

Selon le syndicat des énergies renouvelables (SER), la «production éolienne du 6 janvier dernier a été d’environ 800 MW et celle du [mercredi 7] a légèrement augmenté pour atteindre les 1.000 MW en soirée, au moment du pic de consommation.»

Pourquoi des pics hivernaux de consommation électrique en France?

Le principal responsable de ces pics de consommation est le chauffage électrique. Lors des vagues de froid, l’usage du chauffage électrique, encore installé dans 60 % des nouveaux logements, vient s’ajouter aux autres consommations d’électricité, globalement supérieures en hiver. Le phénomène est lié au développement du chauffage électrique dans les années 1970 et 1980, relancé à la fin des années 1990 par de massives campagnes de communication d’EDF. Pour répondre à la consommation de pointe, on recourt à l’hydraulique de barrage et aux centrales thermiques fossiles. La France a également besoin d’importer de l’électricité principalement d’Allemagne. Il s’agit alors essentiellement d’énergie produite à partir de charbon.

D’autres pays sont-ils concernés?

A part quelques pays, à la surproduction hydroélectrique massive, comme l’Islande, la Norvège ou la province du Québec, aucun n’a recours de manière importante au chauffage électrique, et les problèmes de pointes de consommation sont donc beaucoup moins importants. Heureusement, car le réseau électrique européen ne pourrait pas tenir si chaque pays se trouvait dans la même situation que la France. Cela exigerait un équipement en centrales électriques à charbon beaucoup plus important.

Lors d’un pic, quelle est la part de production électrique assurée par les énergies fossiles?

Environ 30%. Mais il faudrait une étude officielle du ministère de l’environnement qui indiquerait les conséquences écologiques, économiques et sociales du recours au chauffage électrique.

Ces études existent. Il y a un peu moins d’un an (1), Agir pour l’environnement publiait une note interne du Réseau de transport d’électricité (RTE) et de l’Ademe sur les méthodes de calcul du bilan carbone du kilowattheure électrique français.

Oui, mais il s’agit de notes internes destinées à comparer différentes méthodologies de calcul des émissions de CO2 du chauffage électrique. Cela avait eu l’intérêt de soulever un grave problème, celui des émissions de CO2 sous-estimées. De plus, celles issues des importations d’électricité produite à l’étranger mais consommée en France ne sont pas comptabilisées dans notre bilan.

En moyenne, le coût des importations est-il compensé par le bénéfice des exportations?

Le solde des échanges électriques français est positif sur l’année: nous exportons effectivement plus que nous importons. Mais cette balance est moins excédentaire quand elle est exprimée en euros: la France vend de l’électricité bon marché (de base) et achète de l’électricité «de luxe» (la pointe). En moyenne, en 2007, la France a acheté presque trois fois plus cher l’électricité qu’elle ne l’a vendue, soit 116 euros par mégawatt-heure contre 45 €/MWh.
Toutes énergies confondues, la balance énergétique française était de moins 48 milliards d’euros en 2007. L’électricité a permis d’engranger un excédent qui n’est que d’environ 2 milliards d’euros. Sans l’électricité, le déficit énergétique français serait de 50 milliards.
Cet excédent tend à diminuer chaque année.

A terme, l’électrification souhaitée du parc automobile ne risque-t-elle pas d’accroître le phénomène?

A condition d’aller de pair avec un usage modéré et partagé de la voiture, l’électrification du parc automobile est plutôt souhaitable, car d’une part elle entraînera une baisse de la consommation de pétrole. D’autre part, elle permettra de connecter au réseau électrique des équipements «déconnectables», c’est-à-dire que le gestionnaire d’équilibre du réseau (RTE, Réseau de transport d’électricité) peut se permettre de différer la charge d’une voiture de quelques minutes ou heures, ce qui n’est pas possible pour la plupart de nos autres utilisations de l’électricité.
En permettant d’agir à la fois sur la consommation et sur la production, le gestionnaire pourra contribuer à effacer les pointes.

Les énergies renouvelables peuvent-elles décarboner les pics de consommation, comme l’affirme leur syndicat?

Bien sûr! Tous les kilowatts-heures d’électricité produits par des sources renouvelables sont autant de kWh évités par des technologies polluantes.
La déclaration du SER à laquelle vous faites allusion (voir notre encadré) concerne le rôle que jouent actuellement les éoliennes. Elles apportent effectivement en ce moment une contribution sérieuse. Le SER répond ainsi à une critique qui est parfois faite à l’éolien selon laquelle ‘les éoliennes ne fonctionneraient pas par grand froid du fait de la présence d’anticyclones’. RTE et MétéoFrance ont montré que ceci était faux.. Globalement, la production est supérieure en hiver par rapport à l’été. Il est bon que les professionnels viennent confirmer ces études par les constats de fonctionnement de leurs parcs
Mais c’est surtout l’isolation massive des logements et la fin du chauffage électrique qui résorberont ces pics.

Le système d’alerte du RTE, «Ecowatt», qui avertit par SMS les utilisateurs bretons de la nécessité de réduire leur consommation d’électricité, peut-il suffire à résorber les pics?

Le système est encore balbutiant, mais cela peut avoir une fonction de sensibilisation du grand public. Je ne suis pas certain que cette première initiative puisse avoir un impact important (voir notre encadré), mais ce sont les débuts d’une transition vers des consommations qui s’adaptent aux conditions grâce aux réseaux électriques dits «intelligents», ainsi qu’à des utilisateurs intelligents du réseau.

(1) Dans le JDLE «Le contenu en CO2 du kilowattheure électrique français en question»

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                             LES VERITES SUR LA VOITURE ELECTRIQUE  CHALLENGE

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                                              PROGLIO PRIX UE

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Le dispositif de Responsable Equilibre

Le dispositif de Responsable d'Equilibre offre l'opportunit&eacute; aux acteurs du march&eacute; de proc&eacute;der &agrave; tous types de transactions commerciales sur le march&eacute; de l'&eacute;lectricit&eacute;.
Un acteur qui devient Responsable d'Equilibre crée son portefeuille d'activité, appelé également périmètre d'Equilibre. Il peut alors diminuer son risque financier en diversifiant ses achats et ventes : foisonnement des soutirages physiques et/ou déclaratifs de ses clients, des injections physiques de ses unités de production, des injections déclaratives de ses contreparties, et des achats et ventes sur les bourses de l'électricité actives en France.

Chaque Responsable d'Equilibre (RE) déclare à RTE et le cas échéant aux Gestionnaires de Réseau de Distribution (GRD) les moyens d'injection et les éléments de soutirage qui composent son périmètre d'équilibre.

Il s'engage auprès de RTE à compenser financièrement les écarts (injection-soutirage) négatifs constatés a posteriori dans son périmètre d'équilibre. Les écarts positifs sont compensés financièrement par RTE au Responsable d'Equilibre.

Le calcul des écarts s'appuie sur un processus de reconstitution des flux d'injection et de soutirage sur le Réseau public de transport et le Réseau public de distribution. Ce processus est réalisé par RTE et les GRD.

RTE compte à mi 2009 presque 150 Responsables d'Equilibre. Il y a maintenant environ 2100 notifications d'échanges de blocs d'énergie par jour. En 2008, ce sont plus de 290 milliards de kWh qui ont ainsi été échangés, soit plus de la moitié du volume d'électricité consommé en France en une année.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                                                                      production eolienne consommation en janvier 2010

LA COURBE ROUGE DE LA  PRODUCTION EOLIENNE DE 0 à 3.000 MWH  NE PEUT ETRE COMPAREE  A LA BLEUE CONSOMMATION DE 40.000 à 90.000 Mwh

A ECHELLE " COMPARABLE"  la courbe  rouge disparaitrait du graphique

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                               

 

 

19000 KWH 2020 = 1 MILLIARD

Réaffirmant son engagement de développement

durable, RTE attache une attention particulière à

accompagner, dans les meilleures conditions, le

développement de ces énergies renouvelables en

France.

Le développement du réseau de transport et des

interconnexions est un élément essentiel pour assurer

le développement des énergies renouvelables,

notamment l'énergie éolienne, et leur intégration dans

le système électrique.

Afin d'anticiper au mieux l'adaptation de ses

infrastructures (lignes et postes), RTE évalue à

environ un milliard d'euros cumulés d'ici à 2020 les

investissements nécessaires pour intégrer un parc

éolien terrestre d'environ 19 000 MW.

Les potentiels de raccordernent du réseau :

une démarche de transparence

Afin d'accueillir un maximum d'énergies renouvelables

sur son réseau, et d'informer en toute transparence des

possibilités, RTE publie les chiffres de potentiels de

raccordement de son réseau. Les potentiels de

raccordement sont définis comme la puissance

supplémentaire maximale acceptable par le réseau,

étant entendu que des effacements de production

pourront s'avérer nécessaires dans certaines

circonstances. Le cas échéant, ces effacements

peuvent être indiqués dans la réponse à une demande

de raccordement.

En revanche, raccorder des installations de puissance

supérieure au potentiel de raccordement ne peut se

faire sans un développement préalable du réseau.

En toute transparence, RTE publie sur son site lnternet

et sous forme de cartes, les potentiels de raccordement

du réseau public de transporta,

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 
  • Des investissenreRts significatifs de R.TE
    Réaffirmant son engagement de développement
    durable, RTE attache une attention particulière à
    accompagner, dans les meilleures conditions, le
    développement de ces énergies renouvelables en
    France.
    Le développement du réseau de transport et des
    interconnexions est un élément essentiel pour assurer
    le développement des énergies renouvelables,
    notamment l'énergie éolienne, et leur intégration dans
    le système électrique.
    Afin d'anticiper au mieux l'adaptation de ses
    infrastructures (lignes et postes), RTE évalue à
    environ un milliard d'euros cumulés d'ici à 2020 les
    investissements nécessaires pour intégrer un parc
    éolien terrestre d'environ 19 000 MW.
    Les potentiels de raccordernent du réseau :
    une démarche de transparence
    Afin d'accueillir un maximum d'énergies renouvelables
    sur son réseau, et d'informer en toute transparence des
    possibilités, RTE publie les chiffres de potentiels de
    raccordement de son réseau. Les potentiels de
    raccordement sont définis comme la puissance
    supplémentaire maximale acceptable par le réseau,
    étant entendu que des effacements de production
    pourront s'avérer nécessaires dans certaines
    circonstances. Le cas échéant, ces effacements
    peuvent être indiqués dans la réponse à une demande
    de raccordement.
    En revanche, raccorder des installations de puissance
    supérieure au potentiel de raccordement ne peut se
    faire sans un développement préalable du réseau.
    En toute transparence, RTE publie sur son site lnternet
    et sous forme de cartes, les potentiels de raccordement
    du réseau public de transporta,
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Energy April 29, 2010, 5:00PM EST text size: TT

Where Wind Power Is Blowing Away Profits

A surplus in Germany forces utilities to pay customers to use it

By Jeremy van Loon

BW Magazine

 
 

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• That in turn "has an effect on investors" and profit

On some nights in northern Germany, utilities pay customers to keep their lights on. In a country with deep green roots, it's an odd fix for an odd problem: Local distributors have no place to store wind energy and no way to dispatch it to areas that need it.

That's led to so-called negative pricing, where grid operators pay utilities to take the unneeded power. Then utilities like RWE and EnBW of Germany give rebates to customers who use power during periods of excess. Sometimes wind farm operators are even asked to take their turbines offline to trim supply, lowering green operators' profitability.

"We're seeing that wind energy lowers prices, which is great for the consumers," said Christian Kjaer, head of the European WindEnergy Assn., which represents RWE, Spain's Iberdrola, and Denmark's Dong Energy. "[But] we as producers have to acknowledge that this means operating the existing plant fewer hours a year, and this has an effect on investors" and profit.

Since 2002, Germany has doubled its capacity to generate wind power and has 21,000 turbines producing 7.5% of the nation's electricity. That compares with only about 1% in the U.S. The use of wind has lowered wholesale electricity prices in Germany by as much as 5 billion euros some years, says a study by Poeyry, a Helsinki-based consultant. Spanish prices fell at an annualized rate of 26% in the first quarter due to surging wind and hydroelectric production.

Since October 2008, the abundance of wind power has led to periods where German customers were paid rates that sometimes reached 500.02 euros ($665) a megawatt-hour, or about as much power as used by a small factory or 1,000 homes in 60 minutes.

One solution: Tying power markets together, allowing temporary surpluses in one area to flow toward electricity-poor zones. That's now done between the Netherlands, France, and Belgium; Germany plans to join them on Sept. 7.

Storing electricity may be another fix. In Scandinavia, Danish wind power pumps water into Norwegian and Swedish reservoirs; the water is later released to drive hydroelectric plants. Until there's more integration like that and better transmission grids, expect more Germans to sleep with the lights on.

The bottom line: As wind power generation grows, it can create regional surpluses of electricity. That makes power prices fall, hurting wind profits.

Van Loon is a reporter for Bloomberg.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Vent de Colère ! - FEDERATION NATIONALE

Président : Alain BRUGUIER Chemin des Cadenèdes 30330 SAINT LAURENT LA VERNEDE

www.ventdecolere.org

 

REVUE DE PRESSE

Le paradoxe de la concurrence

Marcel Boiteux – Jeudi 27/05/2010 – dans Parlons Vrai

Électricité. Pourquoi l’ouverture au marché européen fait monter les prix.

Emportée par le courant des idées, la France a mis fin au monopole d’EDF et ouvert l’électricité aux disciplines du marché. Cela devait améliorer la gestion, dynamiser les équipes et faire baisser les prix du courant.

Dix ans plus tard, le problème n’est plus de faire baisser les prix, mais d’accepter ou non de les laisser monter pour s’aligner sur ceux du marché européen ! Que s’est-il donc passé ?

Explication.

 L’électricité n’étant pas stockable, c’est à chaque instant que les dispatchers doivent faire en sorte que l’offre égale la demande.                                                                                                                          .                              Ils appellent d’abord les centrales dont le coût marginal – le coût de production du kilowattheure supplémentaire – est le plus bas, jusqu’à arriver à la centrale qui assure le bouclage. Les énergies "fatales" (hydraulique, éolienne, etc.) étant prioritaires, ce sont les dépenses d’uranium ou de charbon du dernier kilowattheure nécessaire qui fixent le prix du marché: en dessous de ce prix, il n’est pas rentable de produire et la centrale sollicitée refuse; au-dessus, on risque de se faire chiper la place par la concurrence.

Quand la demande est si faible que seules les centrales nucléaires sont appelées, le prix du marché est le coût, très bas, du kilowattheure nucléaire supplémentaire ; on dit que le système est "marginal nucléaire". Aux autres heures, c’est le coût du kilowattheure charbon de la dernière centrale appelée qui intervient: le système est alors "marginal charbon"… Lorsque chacun vivait dans ses frontières, la France était souvent "marginale nucléaire",avec des prix bas – mais l’Allemagne jamais.                                                                                                                                                                                                                      .                  Dès lors que le marché est devenu européen, les centrales nucléaires françaises sont toutes sollicitées pour se substituer aux centrales à charbon les plus coûteuses des autres pays ; mais, de ce fait, les prix s’élèvent au niveau des coûts des centrales à charbon allemandes.                                                                                                                                                                                                         .                                         Ainsi, les Français devraient payer des prix beaucoup plus élevés qu’aujourd’hui pendant la plus grande partie de l’année. EDF encaisserait alors une "rente nucléaire".

Stupéfaction ! On voulait que les prix français baissent et il faudrait les laisser monter pour s’aligner sur ceux du marché européen ! Le consommateur ne devrait-il pas au moins tirer bénéfice de l’effort fait par le contribuable pour son parc nucléaire ?

Si ce n’est que le nucléaire d’EDF a été financé par emprunt (certes avec la garantie,chèrement payée, de l’État) ou autofinancement, sans apport du contribuable ! EDF n’a même jamais reçu un sou de l’État : à partir du noyau initial, nationalisé en 1946 et généreusement indemnisé par le "1 % actionnaires" prélevé sur les recettes pendant trente ans, la valeur en Bourse d’EDF s’établit à quelque 60 milliards sans que son actionnaire unique y ait investi le moindre argent, et cela bien que les prix de l’électricité aient été parmi les plus avantageux d’Europe. Le contribuable n’a donc rien à réclamer, ni le consommateur. Seul le propriétaire – l’État – a tous les droits, si les électeurs les lui confirment… et si Bruxelles ferme les yeux.

Cela étant, que ferait-on si les décideurs français, ayant opté pour le marché, en respectaient les règles ? Libéré de la responsabilité impopulaire de fixer les tarifs de l’électricité, le gouvernement observerait la montée des prix du courant sur le marché européen, comme il observe celle du prix des betteraves ou du mouton. Et aux Français mécontents qui l’interpelleraient, il répondrait que ce sont eux qui ont voulu, par le truchement de leur Parlement,que ce soit dorénavant la concurrence et le marché qui président à la gestion du secteur électrique et non plus l’État, actionnaire unique de la vieille EDF.

Il ajouterait que, certes, la nouvelle EDF va faire de très copieux bénéfices grâce à la rente nucléaire que lui a léguée l’ancienne, mais que c’est à lui, l’État propriétaire, que cette rente appartient (à 85 %). Et il déclarerait enfin qu’il est décidé à faire le meilleur usage de cette rente : elle pourrait être affectée à boucher le trou de la Sécurité sociale, à abonder le fonds de réserve des retraites ou à financer des campus universitaires dignes du géniefrançais.

Or, la solution envisagée est de refuser le jeu du marché, de subventionner les entreprises concurrentes d’EDF en leur attribuant une part de la rente nucléaire – extraordinaire aubaine à laquelle elles n’osaient vraiment prétendre –et de fixer les prix de l’électricité à un niveau assez bas pour que cette rente disparaisse : au lieu de l’affecter à la Sécurité sociale, l’idée est de répartir la rente entre les consommateurs d’électricité au prorata de leur consommation, grâce au blocage de nos prix à un niveau artificiellement bas. Que ferions-nous, géniaux Français, si nous étions encore plus intelligents ?

Marcel Boiteux est membre de l'Institut

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

http://www.assemblee-nationale.fr/13/rapports/r2557.asp