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  • https://www.latribune.fr/entreprises-finance/industrie/energie-environnement/course-a-l-acces-de-l-electricite-chez-les-industriels-les-demandes-de-rac

    La multiplication des projets d’électrification de procédés industriels et ceux de production d’hydrogène propre, combinés à l’implantation à venir de nouvelles gigafactories conduisent à une explosion des demandes de raccordements au réseau de lignes à haute tension. La règle actuellement en vigueur du « premier arrivé, premier servi », risque d’occasionner de grands embouteillages. La publication d’un décret, très attendue par le gestionnaire du réseau électrique, devrait rebattre les cartes de cette nouvelle concurrence.

    https://justpaste.it/ce0on

  • Prix de l’énergie : les litiges explosent, selon le Médiateur latribune.fr

    La part des litiges liés aux changements de prix de l’énergie a doublé sur un an, de 8% à 16%. Néanmoins, le nombre total de litiges enregistrés, tous sujets confondus, par le médiateur par rapport à 2021 est demeuré stable (30.558 litiges reçus) mais « cette stabilité masque des situations contrastées », insiste-t-il dans un communiqué.

    La crise de l’énergie enflamme les relations entre clients et fournisseurs. Dans son bilan publié ce mardi, le Médiateur de l’énergie constate, sans surprise, que les litiges sur les questions de prix ont doublé en 2022, dans un contexte d’explosion des cours du gaz et de l’électricité, selon un bilan publié ce mardi 30 mai.

    « Les hausses sans précédent des prix de l’énergie ont été souvent répercutées par certains fournisseurs de façon peu transparente, voire incompréhensible ou trompeuse, occasionnant une forte augmentation de ce type de litiges : la part des litiges liés à des changements de prix a doublé par rapport à 2021 (de 8 à 16%) » , pointe-t-il.

    Les mauvais élèves pointés du doigt
    Le Médiateur, qui a pour habitude de pointer publiquement les mauvais élèves, a ainsi dégainé plusieurs « cartons rouges » pour l’occasion à destination d’un certain nombre de fournisseurs : #Ohm_Energie#Gaz_de_Bordeaux , #Mint_Energie , #Mega_Energie et #Wekiwi .
    Quatre  « mauvaises pratiques tarifaires » sont notamment dénoncées chez certains : des prix non connus au moment où l’énergie était consommée dans des offres indexées sur les prix de marché, des contrats qui ne permettent pas de bénéficier du bouclier tarifaire (notamment chez Gaz de Bordeaux), des modifications de contrats en cours,  « sans donner une information loyale et transparente » , et surtout de fortes hausses de prix peu après la souscription d’offres à des prix très attractifs.

    Le nombre total de litiges reste stable
    Néanmoins, le nombre total de litiges enregistrés, tous sujets confondus, par le médiateur par rapport à 2021 est demeuré stable (30.558 litiges reçus) mais « cette stabilité masque des situations contrastées », insiste-t-il dans un communiqué. Contrairement aux litiges sur les prix, les litiges plus classiques ont été moins nombreux l’an dernier à cause de l’amélioration du traitement des plaintes par la plupart des fournisseurs, du déploiement des compteurs communicants ou de l’arrêt provisoire du démarchage.

    « Pour améliorer le fonctionnement du marché, je publierai à la rentrée un guide des recommandations de bonnes pratiques, rédigé en concertation avec l’ensemble des acteurs du secteur de l’énergie », a assuré le Médiateur Olivier Challan Belval dans le communiqué.

    Des factures en forte hausse
    Les factures d’électricité des ménages dans l’Union européenne ont bondi de 20% sur un an au second semestre 2022, tandis que leurs factures de gaz s’envolaient de 46%, atteignant des niveaux record à cause de la guerre en Ukraine, selon des chiffres d’Eurostat publiés fin avril. Sur la période allant de juillet à décembre 2022, les prix de l’électricité pour les ménages ont atteint en moyenne à travers l’UE 28,4 euros pour 100 kWh, soit un bond de 21% par rapport à la même période de 2021, a indiqué l’office européen des statistiques.

    Une conséquence de la flambée des prix de gros de l’électricité, de facto indexés sur le coût de production de la dernière centrale utilisée pour équilibrer l’offre et la demande, le plus souvent une centrale au gaz. Or, les cours du gaz naturel se sont envolés à mesure que la Russie cessait ses livraisons à l’Europe. Eurostat souligne cependant de fortes disparités entre les pays, ainsi que les impacts divers des mesures de soutien prises par les gouvernements nationaux. La part des taxes dans les prix de l’électricité a ainsi été diminuée quasiment de moitié en Europe.

    Au second semestre, les plus fortes hausses sur un an ont été enregistrées en Roumanie (+112%), République tchèque (+97%), Danemark (+70%), Lituanie (+65%) et Lettonie (+59%). A l’inverse, des augmentations bien plus modérées ont été constatées en Autriche, Allemagne, Pologne et Bulgarie (4 à 5%). La hausse en France s’établit à 9%. Exprimés en euros, les prix moyens de l’électricité pour les ménages ont varié d’environ 11 euros/100 kWh en Hongrie et en Bulgarie, à environ 45 euros en Belgique et 59 euros au Danemark.

    De même, les factures de gaz des ménages de l’UE se sont en moyenne établies à 11,4 euros pour 100 kWh au second semestre 2022, contre 7,8 euros un an plus tôt. Les pays de l’Est, très dépendants du gaz russe, ont été lourdement touchés : les prix du gaz ont plus que triplé en République tchèque, bondi d’environ 160% en Roumanie et en Lettonie, et ils ont doublé en Lituanie comme en Belgique. Seuls deux pays (Croatie et Slovaquie) ont enregistré des hausses inférieures à 20%, selon Eurostat.

    Source : https://www.latribune.fr/entreprises-finance/industrie/energie-environnement/les-litiges-lies-au-prix-de-l-energie-explose-selon-le-mediateur-963961.ht

    #ue #union_européenne #énergie #inflation #prix #électricité #france #gaz #politique #économie #europe #edf #capitalisme

  • Les trusts du pétrole, gavés de milliards de profits, revoient à la baisse leurs objectifs en matière de transition énergétique

    En Europe comme aux Etats-Unis, les majors de l’énergie sont tentées de ralentir leurs investissements dans les renouvelables. Celles-ci présentent des niveaux de rentabilité en progression, mais encore loin des projets pétroliers.

    Les investissements dans les renouvelables de BP par exemple :

    le pétrolier britannique a annoncé qu’il baissait ses investissements dans les renouvelables à 5 milliards de dollars par an d’ici à 2030, contre 6 milliards précédemment. Ramené au total de ses investissements, cela ne représente plus que 28 %, contre 37 % dans son premier plan. Et ses émissions de carbone ne devraient baisser que de 20 à 30 % d’ici à 2030, contre 35 % prévus auparavant.

    Une volonté farouche de goinfrer de milliards les actionnaires grâce à ce qui reste d’énergie fossile se confirme donc :

    « Les engagements demeurent, la volonté d’être neutre en carbone à l’horizon 2050 est toujours là, note Ahmed Ben Salem, analyste chez Oddo. Mais tous ont légèrement déplacé le curseur, Il s’agit surtout d’une volonté de profiter du rebond du prix du pétrole et d’augmenter la rentabilité, après des années difficiles, liées au Covid. »

    Bref : réclamant des comptes aux pétroliers et un maintien de leurs marges, la pression des parasites (les « actionnaires ») reste si forte que les pétroliers privilégient encore les énergies fossiles & sous-investissent dans les renouvelables.

    Il en resterait toutefois encore pour espérer du capitalisme une transition écologique digne de ce nom. Un phénomène étrange, celui-là.

    • Pétrole et gaz : les investissements dans le offshore au plus haut depuis dix ans
      https://www.latribune.fr/entreprises-finance/industrie/energie-environnement/petrole-et-gaz-les-investissements-dans-le-offshore-au-plus-haut-depuis-di

      Concilier la réduction des émissions de gaz à effet de serre face au dérèglement climatique, tout en préservant le développement économique, notamment dans les pays émergents et en développement, relève d’un exercice de patience, en se heurtant aux réalités du terrain.

      Ainsi, le secteur du gaz et du pétrole a encore de beaux jours devant lui. En 2023, nous consommerons davantage de pétrole brut que les années précédentes, avec 102 millions de barils par jour (mb/j) et nous brûlerons de plus en plus de gaz, en passant d’un peu plus de 4.000 milliards de m3 en 2021 à presque 4.400 milliards de m3 en 2025, selon l’AIE et l’Opep.
      L’investissement offshore devient majoritaire

      Les hydrocarbures étant des ressources non renouvelables, il faut continuellement financer la prospection et l’exploitation de nouveaux gisements. Cette année, les investissements dans les nouveaux projets du secteur seront d’abord captés dans le offshore, qui voit sa part passer à 68% contre 40% durant la période 2015-2018, selon les estimations du cabinet d’études spécialisé dans le secteur de l’énergie, Rystad Energy. A l’époque, les prix avaient chuté jusqu’à 30 dollars du baril, réduisant l’incitation à l’investissement. En revanche, depuis la mi-2021, les prix du baril de Brent ne sont pas descendus sous la barre des 70 dollars. Après avoir franchi la barre des 100 milliards de dollars d’investissement en 2022, Rystad Energy a calculé que cela devrait être le cas en 2023 et 2024, pour un montant cumulé de 214 milliards de dollars.

      Dans le détail, ce niveau de Capex (dépenses d’investissement) dans le offshore présente plusieurs particularités. D’abord, il est concentré géographiquement, notamment au Proche Orient. A eux seuls, l’Arabie saoudite, les Emirats arabes unis et le Qatar prévoient de consacrer 33 milliards de dollars en 2023 et jusqu’à 41 milliards de dollars en 2025 à l’exploitation offshore. Alors que ces pays ont les coûts d’extraction de pétrole onshore parmi les plus faibles du monde, pour la première fois, le financement de l’activité en amont (découverte et production) dans le offshore sera supérieure au onshore. Ainsi, Aramco, la compagnie publique pétrolière saoudienne, a annoncé ce mois-ci qu’elle allait augmenter sa production sur ses sites offshore de Marjan et de Berri dans le Golfe Persique, en ajoutant des capacités de production de respectivement 300.000 barils par jour (b/j) et 250.000 b/j d’ici à 2025. De même, sur son site offshore de Zuluf, la compagnie vise à extraire 600.000 b/j d’ici à 2026.
      La Norvège championne du climat et de la production d’hydorcarbures

      L’Europe n’est pas en reste, d’autant plus depuis l’arrêt des livraisons russes qui a poussé tout le Vieux à chercher des alternatives. Ce qui explique que deux pays européens, le Royaume-Uni et la Norvège, investissent dans la future production offshore en mer du Nord, en augmentant leurs montants cette année par rapport à 2022 de respectivement de 30% et 22% pour les porter à 7 milliards de dollars et 31,4 milliards de dollars, selon Rystad Energy.

      La Norvège, qui est désormais le premier pays fournisseur de gaz de l’Europe, va exploiter le nouveau gisement Irpa, situé en eaux profondes (1.350 mètres) dans la mer de Norvège. Il recèle des réserves récupérables estimées à environ 20 milliards de m3, par la compagnie norvégienne Equinor qui, avec ses partenaires, va investir 1,4 milliard d’euros. La mise en exploitation est prévue à compter de la fin 2026 pour une fin établie à 2039.

      Le pays nordique se veut exemplaire en matière de lutte contre le réchauffement climatique. Le gouvernement avait annoncé en novembre relever ses ambitions climatique en portant à « au moins 55% » son objectif de réduction de ses émissions d’ici à 2030, tout en excluant dans le même temps de démanteler son secteur pétrolier, prépondérant pour l’économie nationale, se justifiant par la nécessité de réduire progressivement ce secteur au fur et à mesure que celui des énergies renouvelables grossira.

      De l’autre côté de l’Atlantique, en Amérique du sud, le Brésil va investir cette année 23 milliards de dollars, et le Guyana 7 milliards de dollars, où Exxon prévoit d’investir 10 milliards de dollars. Quant à l’Amérique du nord, 17,7 milliards seront investis aux Etats-Unis et 7,3 milliards de dollars au Mexique, indique le cabinet d’études.

      Par ailleurs, les entreprises spécialisées dans les services au secteur pétrolier et gaz, vont bénéficier de ces dépenses dans les plates-formes offshore, les navires, les équipements spécifiques comme les unités flottantes de production, de stockage et de déchargement qui devraient grossir de 16% sur 2023-2024, soit une hausse de 21 milliards de dollars en glissement annuel.
      Moins émettrices de CO2

      Evidemment, ces développements ne sont pas de nature à favoriser la décarbonation de l’économie, les émissions de la combustion des hydrocarbures faisant partie des facteurs qui ont alimenté le réchauffement climatique. Néanmoins, selon le cabinet Rystad Energy, l’extraction offshore est moins émettrice de gaz à effet de serre (GES) que la production onshore. En moyenne, l’empreinte carbone est de 17 kg par baril équivalent pétrole dans le offshore segment, contre 18 à 19 kg en prenant toutes les entreprises productrices. Or, l’empreinte carbone est devenue dans tous les secteurs un critère pour les investisseurs.

      Il n’est pas sûr pour autant que cela rassure les militants pro-climats, mais cela permet au moins de limiter les émissions. Ils pourront toutefois relativiser. Les investissements dans les technologies « vertes » ont atteint 1.300 milliards de dollars en 2022, en hausse de 19% par rapport à 2021 et de 50% par rapport à 2019.

  • Sûreté nucléaire : le gouvernement se donne 15 mois pour fusionner l’ASN et l’IRSN
    https://www.latribune.fr/entreprises-finance/industrie/energie-environnement/surete-nucleaire-le-gouvernement-se-donne-15-mois-pour-fusionner-l-asn-et-

    Malgré les inquiétudes des syndicats de l’IRSN, le bras technique du gendarme du nucléaire, le gouvernement va déposer dans les prochains jours un amendement au projet de loi d’accélération du nucléaire pour donner le coup d’envoi d’une vaste réforme de la sûreté nucléaire. Le ministère de la Transition énergétique assure que trois grands principes, actuellement en vigueur, seront maintenus.

    Le gouvernement sort de son silence. Après l’annonce surprise d’une vaste réforme de la sûreté nucléaire, dévoilée le 8 février dernier par voie de communiqué, le ministère de la Transition énergétique n’avait pas pris la parole malgré les nombreuses inquiétudes et interrogations nées de sa volonté de dissoudre l’Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN) pour le fondre en grande partie au sein de l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN).

    Objectif affiché de cette réforme : « Conforter l’indépendance et les moyens de l’Autorité de sûreté nucléaire » et « fluidifier les processus d’examen » pour « se mettre dans une organisation qui est optimale dans le cadre de la relance nucléaire ».

    Aujourd’hui, le système français repose sur une approche duale pour assurer la sûreté de ses installations nucléaires. L’IRSN, qui emploie quelque 1.700 salariés, réalise une expertise technique relative à une demande de l’exploitant (EDF). Son avis technique est ensuite publié et transmis au gendarme du nucléaire, qui emploie aujourd’hui environ 500 personnes. L’ASN prend alors sa décision vis-à-vis de l’exploitant au regard de cet avis technique mais prend aussi en compte des enjeux politiques, financiers, industriels et nationaux.

    Surprise et inquiétudes des syndicats
    La réforme voulue par le gouvernement doit donc se traduire par le basculement d’une grande partie des équipes de l’IRSN vers celles de l’ASN. Tandis que d’autres salariés seront vraisemblablement intégrés au CEA et au DSND, l’équivalent de l’ASN dans le monde militaire.

    Abasourdis par cette annonce, les délégués syndicaux de l’IRSN, vigie et expert du risque radiologique, ont partagé leurs craintes auprès d’Agnès Pannier-Runacher le 17 février dernier. Ils redoutent une perte d’indépendance et de transparence, mais aussi que les équipes d’experts soient séparées des équipes de recherche.

    Près de 600 salariés ont ainsi manifesté contre ce projet de réforme, près de Marseille et à Paris, le 20 février dernier. L’intersyndicale réclamaient notamment la réalisation d’un diagnostic en profondeur du système en vigueur. Ils reconnaissaient qu’il pouvait être « perfectible », mais demandaient à ce que cette réforme ne soit pas faite dans la précipitation.

    « Ce n’est pas du tout une réforme budgétaire »
    Ils n’ont visiblement pas été entièrement entendus. Le gouvernement a confirmé ce jeudi qu’un amendement au projet de loi d’accélération du nucléaire, qui doit arriver à l’Assemblée nationale le 13 mars, sera déposé dans les prochains jours.

    « Cet amendement élargit les missions de l’ASN et il garantit le maintien des conditions de travail, de rémunération et de statut des personnes qui seraient transférées à l’ASN », explique le cabinet d’Agnès Pannier-Runacher. Toutefois, « il n’arbitrera pas précisément de la répartition », a-t-on ajouté.

    Quatre groupes de travail vont être lancés sur les périmètres et les conditions des transferts, les sujets budgétaires et financiers et les évolutions réglementaires à prévoir. Les dirigeants de l’ASN et de l’IRSN devront remettre leurs conclusions au mois de juin. Cette échéance coïncide avec le projet de loi de finance 2024, qui permettra d’accroître les moyens pour avoir « une autorité de sûreté la mieux dotée possible. » « Ce n’est pas du tout une réforme budgétaire, au contraire », assure-t-on au ministère de la Transition énergétique. Le temps de mise en œuvre est, lui, estimé à un an. Au total, « la réforme va prendre de l’ordre de 15 mois », avance le cabinet d’Agnès Pannier-Runacher.

    La recherche et l’expertise maintenues ensemble
    « Cette décision ne s’inscrit pas du tout dans une critique du système actuel et encore moins du travail de l’IRSN qui est reconnu », affirme l’entourage de la ministre de la Transition énergétique. Le gouvernement explique aspirer à une « grosse autorité de sûreté dotée de plusieurs milliers de salariés, avec moins de coûts de coordination et des décisions plus rapides ». « Les experts présenteront directement leur avis au collège, il n’y aura plus de temps d’appropriation de l’avis de l’expertise », illustre-t-on.

    En réponse aux inquiétudes des syndicats, le ministère affirme que trois grands principes seront respectés : « Les compétences en matière de recherche et d’expertise en sûreté nucléaire seront maintenues ensemble au sein de la future autorité de sûreté nucléaire ». Se pose toutefois la question du devenir des salariés de l’IRSN en charge de la sécurité nucléaire, qui ne fait pas partie du périmètre de l’autorité de sûreté. Ensuite, « les rôles doivent être bien définis et séparés avec, d’un côté, le contrôle et l’expertise et, de l’autre côté, le collège. »

    « Une très bonne initiative » pour certains
    Enfin, le principe de publicité sera maintenu. « La publicité des avis d’expertise sera évidemment préservée pour que le public n’ait pas moins d’informations à sa disposition qu’aujourd’hui », indique le ministère. Dans l’organisation actuelle, si un avis technique de l’IRSN diverge d’une décision prise par l’ASN, le public peut s’en rendre compte en consultant en ligne les avis différents des deux organismes.

    Pour l’heure, l’intersyndicale n’a pas souhaité commenter cette feuille de route. Si l’annonce de cette réforme a surpris beaucoup d’experts de la filière, d’autres s’en réjouissent. « La réforme de l’IRSN est une très bonne initiative », commente une personnalité du secteur. Plusieurs start-up développant des réacteurs innovants voient, elles aussi, d’un bon œil ce projet de réforme.

    • élisier mon successeur, je lui prépare le taf. on vient de voir que sur la potabilité de l’eau, il suffisait de modifier les seuils pour régler les problèmes
      le projet d’ajouter des micro centrales à celles qui sont déglinguées et à celles qui fonctionnent pas (EPR) nécessite de simplifier le « contrôle » et la régulation, non ?
      l’écologie capitaliste a de ces tours...

      #nucléaire #foutagedegueulintégral

    • https://www.publicsenat.fr/article/parlementaire/rupture-majeure-confusion-des-genres-la-reforme-de-la-surete-nucleaire

      « La sureté nucléaire se nourrit de la confrontation entre l’expertise, la recherche, l’autorité de sureté nucléaire. […] Elle se fonde et se nourrit de la recherche. Et aujourd’hui, si la recherche devait partir au CEA, ça me paraîtrait quelque chose d’extrêmement grave. Car on serait dans une sorte de confusion des genres. Car l’autorité de sureté a aussi autorité sur les installations du CEA. Or comment juger de la sureté d’une nouvelle installation, si la recherche sur laquelle s’appuiera son expertise, est faite au CEA ? Ça me paraît être une confusion des genres, qui est fortement préjudiciable à l’organisation même de la sureté », met en garde Claude Birraux, craignant que l’ASN se retrouve « juge et partie ».

  • Électricité : le tarif réglementé d’EDF va bondir de 108% en février, mais la hausse sera limitée à 15%
    https://www.latribune.fr/entreprises-finance/industrie/energie-environnement/electricite-le-tarif-reglemente-d-edf-va-bondir-de-108-en-fevrier-mais-la-

    Le TRVE, ce fameux tarif « bleu » d’EDF encadré par les pouvoirs publics, connaîtra une hausse impressionnante de 108% hors taxes (99% TTC) dès le 1er février, a fait savoir le régulateur. Même si, pour l’instant, les ménages ne le ressentiront presque pas dans leurs factures, puisque le bouclier tarifaire de l’Etat limitera l’augmentation à +15% TTC, le rattrapage à venir promet d’être douloureux. Cela s’explique notamment par la construction de ce TRVE, auquel les concurrents d’EDF, qui ne produisent pas toujours d’électricité, doivent pouvoir s’ajuster en permanence.

    https://justpaste.it/culpo

    #EDF #ARENH #marché_de_l'électricité #TRVE

  • https://www.latribune.fr/entreprises-finance/industrie/energie-environnement/electricite-et-gaz-les-dessous-de-la-spectaculaire-chute-des-prix-de-l-ene

    ❝C’est à n’y rien comprendre : après une année de volatilité extrême sur les marchés du gaz et de l’électricité en Europe, 2023 s’ouvre par une accalmie significative, entre chute des prix et confiance des acteurs de marchés. Le mois de janvier apparaissait pourtant, jusqu’alors, comme une période à haut risque. Mais des températures anormalement douces et une baisse de la consommation ont déjoué les pronostics les plus sombres. Néanmoins, le retour à la normale n’est pas pour tout de suite, et le Vieux continent reste loin de se trouver à l’abri d’une nouvelle flambée. Explications.
    Marine Godelier
    02 Jan 2023, 18:41

    https://justpaste.it/5007p

    #marchés_de_l'énergie #privatisations #Concurrence_libre_et_non_faussée (mon cul)
    #idéologie (d’écoles de commerce)

  • Eoliennes : Shell abandonne son projet au large de Belle-Ile | Les Echos
    https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/eoliennes-shell-abandonne-son-projet-au-large-de-belle-ile-1878950

    Ce projet d’un montant de 300 millions d’euros mené par le consortium qui rassemble Shell, la CDC et le chinois CGN devait préfigurer la filière d’avenir aux côtés des fermes pilotes en construction en Méditerranée. La hausse des coûts, la crise de l’énergie et les difficultés des fournisseurs ont eu raison du modèle économique du projet.

    Si l’éolien en mer est promis à un bel avenir au large des côtes françaises, les débuts sont difficiles. En atteste la décision récente du pétrolier Shell et de ses partenaires la Caisse des dépôts et le chinois CGN vis-à-vis du projet de ferme pilote qui devait voir le jour au large des iles de Groix et Belle-île-en-mer (Bretagne).
    Selon nos informations, après plusieurs années de développement, le consortium a décidé de jeter l’éponge. Lauréat de l’appel d’offres lancé par l’Etat en 2016 pour déployer l’une des quatre fermes éoliennes pilotes (les trois autres sont situées en Méditerranée), ce projet à 300 millions d’euros visait la construction de trois éoliennes flottantes en 2022 afin d’éprouver les technologies, procédures et autres infrastructures nécessaires au lancement de la filière en France.

    Peut-être que la suite de l’article, sous #paywall, le précise, mais Shell est l’un des dix « lauréats » admis à déposer un projet. Il en reste donc neuf en lice. Pour le moment ?…

    • rectification, ce n’est pas du projet Bretagne Sud dont Shell se retire, c’est du projet pilote ex-Groix-Belle-Île, ex-EOLFI

      Le projet de ferme pilote d’éoliennes flottantes au large de Belle-Ile abandonné - Économie - Le Télégramme
      https://www.letelegramme.fr/economie/le-projet-de-ferme-pilote-d-eoliennes-flottantes-au-large-de-belle-ile-

      Une ferme pilote d’éoliennes flottantes devait voir le jour au large de Belle-Ile, mais Shell, qui menait ce projet, a décidé de jeter l’éponge.

      Un consortium composé de Shell, la Caisse des dépôts et le Chinois CGN projetait d’installer au large de Belle-Ile un site pilote d’éoliennes flottantes. Mais le pétrolier a décidé d’abandonner ce projet de 300 millions d’euros en raison de la hausse des coûts et de difficultés liées aux fournisseurs, selon une information des Échos.

      Cette ferme pilote devait permettre de tester trois éoliennes flottantes, technologie vue comme l’avenir de l’éolien en mer car permettant d’installer des parcs plus en profondeur, donc notamment plus loin des côtes, que les éoliennes rivées dans le plancher marin.

      General Electric et Naval Group se retirent
      Le projet morbihannais s’est en effet heurté à deux écueils : le retrait du turbinier General Electric, qui devait fournir les éoliennes de 6 mégawatts (MW) mais s’est recentré sur la fabrication d’équipements aujourd’hui plus puissants, puis du fabricant de flotteurs Naval Group, qui a cédé son activité éolien flottant. Combiné à la hausse des coûts généralisée et à la crise de l’énergie, cela ne permettait plus de construire un modèle économique soutenable.

      Shell avait repris le projet en 2019 en rachetant la société Eolfi, ex-filiale de Veolia et pionnier de l’éolien flottant. Trois autres fermes pilotes flottantes sont annoncées en France, toutes en Méditerranée.

      du coup, pas de retour d’expérience du projet pilote pour celui de Bretagne Sud

    • Coup dur pour l’éolien en mer : Shell abandonne son projet au large de Belle-Île-en-Mer – La Tribune
      https://www.latribune.fr/entreprises-finance/industrie/energie-environnement/coup-dur-pour-l-eolien-en-mer-shell-abandonne-son-projet-au-large-de-belle

      Deux mois après l’inauguration par le président Macron du premier parc français d’éoliennes en mer au large de Saint-Nazaire au cours de laquelle le chef de l’Etat avait manifesté la volonté d’accélérer le développement de l’éolien en mer tricolore, Shell qui, avec deux partenaires, devait installer un site pilote d’éoliennes flottantes au large de Belle-Île-en-Mer, a décidé d’abandonner.

      Le parc d’éoliennes flottantes qui devait émerger au large de Belle-Ile-en-Mer, ne verra finalement pas le jour. Deux mois après l’inauguration par le président Macron du premier parc français d’éoliennes en mer au large de Saint-Nazaire, le groupe pétrolier Shell, en partenariat avec la Caisse des dépôts et consignations (CDC) et le chinois CGN, ont décidé d’abandonner leur projet de site pilote d’éoliennes flottantes, selon nos informations confirmant celles des Echos, Les raisons invoquées : une hausse des coûts et des difficultés liées aux fournisseurs.

      Ce projet de 300 millions devait permettre de tester trois éoliennes flottantes, une technologie vue comme l’avenir de l’éolien en mer, car elle permet d’installer des parcs plus en profondeur, notamment plus loin des côtes que les éoliennes rivées dans le plancher marin. Shell avait repris ce projet en 2019 en rachetant la société Eolfi, ex-filiale de Veolia et pionnier de l’éolien flottant.

      Mais deux déconvenues ont eu raison de ce parc. D’une part, le turbinier General Electric, qui devait fournir les éoliennes de 6 mégawatts (MW), s’est détourné du projet, se recentrant sur la fabrication d’équipements aujourd’hui plus puissants. Autre obstacle : le fabricant de flotteurs Naval Group, qui devait participer également au projet, a cédé son activité éolien flottant. Combiné à la hausse des coûts généralisée et à la crise de l’énergie, cela ne permettait plus de construire un modèle économique soutenable.

      De quoi ralentir les ambitions de la France qui compte sur la technologie flottante pour pouvoir répondre à ses ambitions : quelque 40 gigawatts (environ 50 parcs) d’ici 2050. Lors de l’inauguration du parc éolien de Saint-Nazaire fin septembre, le président de la République avait dit vouloir aller « deux fois plus vite » sur la mise en service de projets d’énergie renouvelable. « Le tout ENR (énergies renouvelables, ndlr) ne marche pas, le tout nucléaire ne marche pas », avait justifié Emmanuel Macron, souhaitant accélérer en même temps sur le nucléaire face aux besoins en électricité du pays qui vont augmenter de 40% d’ici 2050.

      Parc pilote d’éoliennes flottantes en Méditerranée
      Si le site breton d’éoliennes flottantes ne verra pas le jour, un autre est cependant bien engagé en Méditerranée. Trois flotteurs, destinés à accueillir un parc pilote d’éoliennes flottantes au large de Port-Saint-Louis-du-Rhône (Bouches-du-Rhône), à l’horizon 2023, ont été dévoilés lundi. Une fois ces flotteurs mis à l’eau débutera la phase d’assemblage, puis l’installation sur le site, à 17 km au large, prévue l’été prochain, selon EDF Renouvelables, porteur du projet.

      Ces flotteurs, construits sur le site d’Eiffage Métal, à Fos-sur-Mer, seront reliés à 100 mètres de profondeur par des lignes tendues, plus stables que les ancrages caténaires utilisés jusqu’à présent dans l’éolien flottant, a détaillé Stéphanie St-Hill, directrice commerciale énergies renouvelables pour la société SBM Offshore. Cela permettra en outre d’avoir une empreinte au sol très réduite pour ce projet, dont les impacts sur la faune marine et les oiseaux ont été anticipés comme limités et seront suivis, a assuré Philippe Veyan, directeur de l’action territoriale et des autorisations chez EDF Renouvelables.

      Les trois éoliennes devraient produire 25 MW dans cette zone industrialo-portuaire balayée par le mistral et la tramontane, soit de quoi fournir en électricité l’équivalent d’une ville de 45.000 habitants. Financé en partie par des fonds publics, ce projet à 300 millions d’euros, est voué à rester pilote afin de tester les flotteurs et les impacts notamment environnementaux pour affiner les appels d’offres commerciaux à venir, notamment en France. En Méditerranée française, on attend dans l’immédiat trois fermes pilotes : outre Provence Grand Large, le projet EolMed au large de Gruissan (Aude) et les éoliennes du golfe du Lion.

  • La Pologne bascule dans le nucléaire et choisit l’américain Westinghouse plutôt qu’EDF pour la construction – La Tribune
    https://www.latribune.fr/entreprises-finance/industrie/energie-environnement/la-pologne-bascule-dans-le-nucleaire-et-choisit-l-americain-westinghouse-p

    La Pologne a choisi le groupe américain Westinghouse pour construire sa première centrale nucléaire, face aux offres concurrentes du français EDF et du sud-coréen KHNP, a annoncé vendredi le Premier ministre polonais Mateusz Morawiecki.

    Pays où le charbon est roi, la Pologne bascule elle aussi dans le nucléaire. Et si cette décision constitue une bonne chose pour la lutte contre le réchauffement climatique, la décision va néanmoins faire grincer des dents en Europe, en France notamment. Car Varsovie a choisi le groupe américain Westinghouse pour construire sa première centrale nucléaire en 2033, et non EDF qui était candidat pour ce contrat auquel prétendait également le groupe sud-coréen KHNP. Le groupe américain a été choisi « pour la première partie du projet nucléaire polonais d’un montant de 40 milliards de dollars », a annoncé la secrétaire américaine à l’Energie, Jennifer Granholm.
    […]
    Une décision qui ne surprend guère au regard des liens étroits entre Varsovie et Washington et des décisions déjà prises par la Pologne dans le passé dans d’autres secteurs stratégiques comme la défense et l’aéronautique. De quoi renforcer les critiques en Europe à l’encontre de la Pologne qui ne joue pas la carte européenne alors qu’elle a bénéficié depuis son entrée dans l’Union européenne en 2004 d’aides colossales de Bruxelles pour assurer son développement.

    Pour autant, la Pologne a toujours privilégié les Etats-Unis car elle est convaincue que Washington sera plus prompt à l’aider que l’Europe en cas d’attaque de la Russie. Un sentiment qui s’est renforcé avec la guerre en Ukraine. Fin mars, un mois après le début de la guerre, lors de la visite de Joe Biden en Pologne, le président polonais Donald Tusk, avait annoncé des accords de défense avec les Etats-Unis et avait ouvertement déclaré que le nucléaire civil passerait par un partenariat avec Washington.

  • Comment des fournisseurs d’électricité alternatifs s’en mettent plein les poches, et pourquoi la presse à leurs ordres ne communique que sur l’Apocalypse des coupures électriques ?

    Grâce à L’ARENH, Accès régulé à l’électricité nucléaire historique, EDF doit vendre à ses concurrents (en fonction de leurs nombres de clients de l’électricité à prix coûtant en fonction de la consommation de ses clients au prix de 46 euros seulement le MWh.
    La quantité affectée à chaque fournisseurs d’électricité alternatifs est calculée en été.

    Pour l’été, ces fournisseurs d’électricité alternatifs proposent des tarifs cassés attractifs en apparence.

    Quand la fin de l’été arrive, les fournisseurs d’électricité alternatifs augmentent leurs tarifs, soit disant à cause de la hausse des cours, et conseillent à leurs clients de rejoindre un autre fournisseur. Exemple, cité Ohm Energie.

    Les clients partent, les fournisseurs d’électricité alternatifs peuvent donc vendre leurs droits à l’électricité d’EDF à prix coutant (46 euros seulement le MWh) sur le marché.
    Pas mal la culbute.
    Les oligarques français s’enrichissent fabuleusement gràce à cette entourloupe, #EnMarche.

    En ce moment, le prix de gros de l’électricité en France dépasse 1 000 euros le mégawattheure, contre 85 euros il y a un an. Source : https://www.lemonde.fr/planete/article/2022/08/26/le-prix-de-gros-de-l-electricite-en-france-depasse-1-000-euros-le-megawatthe

    Source de l’information La Tribune : https://www.latribune.fr/entreprises-finance/industrie/energie-environnement/la-debacle-des-fournisseurs-d-energie-met-en-lumiere-la-defaillance-de-l-o

    Il va sans dire que les médias aux ordres des bénéficiaires ne titrent que sur les pénuries possibles, afin de ne pas aborder le fond du sujet.

    #spéculation #bénéfices #marges #oligarques #électricité #énergie #nucléaire #france #edf #économie #privatisation #electricité #linky

    • Il va sans dire que la plupart des clients des fournisseurs d’électricité alternatifs qui augmentent leurs prix pour l’hiver, reviennent probablement chez EDF et au TRV, tarif réglementé de vente, ce qui force EDF à acheter de quoi fournir ceux ci sur le marché au prix fort, à la bourse à des prix pharamineux.

      A souligner : Avec ses quelque 40.000 abonnés particuliers, Plüm Energie maintient de son côté ouverte la souscription à son offre indexée au TRV, contre vents et marées, ce qui prouve que les augmentations de tarif des autres fournisseurs d’électricité alternatifs sont une arnaque.

  • Hausse des prix : voici les entreprises qui profitent de la #Guerre
    https://www.lemediatv.fr/emissions/2022/hausse-des-prix-voici-les-entreprises-qui-profitent-de-la-guerre-tkkjXOvIQ

    Au programme de ce nouveau numéro de L’instant Eco : Deux textes : un premier a été adopté le 22 juillet, c’est le projet de loi « portant les mesures d’urgence pour la protection du pouvoir d’achat » par 341 voix contre 116 (de l’extrême droite jusqu’au…

    #Économie #Inflation #Macron

  • Électricité et gaz : Bruno Le Maire confirme la piste d’augmentations de prix « pour ceux qui peuvent se le permettre (Leparisien.fr) »
    https://www.crashdebug.fr/electricite-et-gaz-bruno-le-maire-confirme-la-piste-d-augmentations-de-pr

    Bonjour à toutes et à tous de retour en ligne, nous avons été en province ce week-end récupéré une petite chatte de 2 mois 1/2 pour ma femme, elle est adorable et croyez-moi vu le contexte c’est un véritable rayon de soleil dans notre petite famille.

    Pour le reste je vous ai choisi cet article ce matin, car grosso modo ce que l’ont comprends c’est qu’il est annoncé la fin du bouclier tarifaire de l’état,

    Et donc potentiellement une hausse de 50% sur le GAZ et de 35% sur l’électricité, tout ça à cause de leurs ’sanctions’ envers la Russie dont ils ont LARGEMENT sous-estimé l’impact à cause d’un agent américain qui à dit au locataire de Bercy que ces dernières n’impacteraient que de 0.15% l’économie française...., et il l’a cru....

    Du reste pour (...)

    #En_vedette #Actualités_françaises

  • La renationalisation d’EDF enclenchée, le PDG Jean-Bernard Lévy remplacé plus vite que prévu
    https://www.ouest-france.fr/economie/entreprises/edf/la-renationalisation-d-edf-enclenchee-le-pdg-jean-bernard-levy-remplace

    L’État veut reprendre 100 % du capital d’EDF, a annoncé Élisabeth Borne, mercredi. « Un choix stratégique » selon Bruno Le Maire. Un nouveau patron va être nommé rapidement.

    La renationalisation d’EDF envisagée par l’État français, et annoncée mercredi par la Première ministre Élisabeth Borne, devant les députés, est un choix stratégique « parce que l’indépendance énergétique n’a pas de prix », estime le ministre de l’Économie et des Finances, Bruno Le Maire, interrogé ce jeudi 7 juillet, sur Europe 1.
    « Nationaliser EDF c’est nous donner toutes les chances d’être indépendants », a déclaré Bruno Le Maire, défendant un choix stratégique justifié par le fait que « l’indépendance énergétique n’a pas de prix ».

    La succession de Jean-Bernard Lévy enclenchée
    Juste avant ces déclarations, Bercy a fait savoir qu’il lançait « dès à présent » le processus de succession du PDG d’EDF Jean-Bernard Lévy, afin de mettre « rapidement » en œuvre la renationalisation de l’énergéticien.

    « Alors que des chantiers d’envergure seront lancés par l’entreprise dans les prochains mois, l’État et Jean-Bernard Lévy sont convenus de lancer dès à présent le processus de succession de ce dernier à la tête d’EDF », a indiqué Bercy dans un communiqué.

    Bruno Le Maire dessine un portrait-robot
    Le mandat du PDG d’EDF devait prendre fin au plus tard le 18 mars 2023. Pour Bruno Le Maire, celui ou celle qui lui succédera, dans les prochains mois, devra être « quelqu’un qui maîtrise les grands programmes industriels » et « qui ait le sens du compromis ».

    « Notre indépendance énergétique passe par trois choix : la sobriété, la réalisation de nouvelles énergies nucléaires et les énergies renouvelables », a ajouté le ministre.

    EDF a des dettes
    Dix-sept ans après l’ouverture de son capital et son entrée en Bourse fin 2005, l’électricien reste largement public, détenu par l’État à près de 84 %, par les salariés qui en possèdent 1 % et par des actionnaires institutionnels et individuels pour les 15 % restants.
    Mais le groupe est fortement endetté et confronté à de lourdes charges financières, présentes et à venir. L’énergéticien a subi des déboires, notamment dans la construction de son nouveau modèle de réacteur, l’EPR en cours d’installation à Flamanville (Manche), qui a plus de dix ans de retard et dont le coût a quasiment quadruplé.
    Sa situation financière s’est également dégradée avec la décision du gouvernement de le contraindre à vendre davantage d’électricité bon marché à ses concurrents, pour contenir la facture d’électricité des ménages et des petits professionnels.

    L’entreprise prend acte
    Dans un communiqué séparé, le conseil d’administration d’EDF a indiqué avoir « pris connaissance de la décision conjointe » de l’État et de son PDG concernant ce remplacement anticipé.
    « Conformément aux dispositions applicables, cette nomination fera l’objet d’une proposition du conseil d’administration à l’État », précisent les administrateurs dans leur communiqué.

    • Demain, EDF sera moins une entreprise qu’un vaste programme nucléaire national – La Tribune
      https://www.latribune.fr/entreprises-finance/industrie/energie-environnement/demain-edf-sera-moins-une-entreprise-qu-un-vaste-programme-nucleaire-natio

      ÉDITO- L’État va renationaliser EDF et retirer l’entreprise de la Bourse pour lui permettre à court terme de sortir de la dictature des marchés. Une condition nécessaire mais qui n’apporte en rien une réponse structurelle aux enjeux de transformation du groupe pour mener à bien sa mission prioritaire : réussir la relance du nucléaire tricolore et contribuer à assurer l’indépendance énergétique française. Si l’État va financer l’essentiel de ce plan évalué à plus de 50 milliards d’euros, EDF mobilisera néanmoins une très grande partie de ses moyens financiers. Explications des enjeux du plus gros projet électronucléaire du monde occidental depuis 40 ans.

      Dix-sept ans après son entrée en Bourse, retour en arrière pour EDF. Déjà propriétaire de près de 84% du capital, l’Etat va nationaliser à 100% l’énergéticien français et probablement le retirer de la cote. Une manière de le sortir de la dictature des marchés. Et plus précisément de l’agence de notation financière Standard & Poor’s laquelle, effrayée par les prévisions financières et le manque de visibilité sur l’indisponibilité d’une partie du parc nucléaire, ne cesse de faire planer la menace d’une nouvelle dégradation de la note d’EDF. Une perspective que redoute le gouvernement et EDF puisqu’elle entraverait les capacités du groupe à renégocier sa dette et à négocier de nouvelles lignes de financement.

      L’ État va financer l’essentiel du programme
      L’enjeu est crucial. Néanmoins, il va bien au-delà. Car, si elle est bel et bien une condition nécessaire pour assurer l’avenir du groupe, cette renationalisation n’est en rien une solution structurelle aux enjeux de sa transformation pour mener à bien la relance du nucléaire tricolore. Elle n’est, par conséquent, que la première étape d’un très long chemin dont le point d’arrivée sera la construction de 6 nouveaux réacteurs nucléaires (dits EPR2) entre 2035 et 2042, sans compter les huit autres réacteurs en option comme l’a annoncé Emmanuel Macron dans son discours de Belfort, le 10 février dernier. Soit, ni plus ni moins, le plus gros programme électronucléaire du monde occidental depuis une quarantaine d’années. Un projet pharaonique d’une complexité industrielle et financière considérable dont le coût l’est tout autant : plus de 50 milliards d’euros, une enveloppe inabordable pour EDF. C’est donc l’Etat qui assurera l’essentiel du financement. L’énergéticien sera néanmoins mis à contribution. Suffisamment pour engloutir pendant 20 ans tous ses moyens financiers, et l’obliger à augmenter rapidement ses fonds propres. C’est le prix à payer pour contribuer à assurer l’indépendance énergétique de la France, sa seule mission ou presque désormais. A tel point que, demain, EDF s’apparentera davantage à un vaste programme industriel national qu’à une véritable entreprise focalisée sur ses résultats financiers.

      Bras de fer en vue avec Bruxelles
      Pour autant, entre la renationalisation d’aujourd’hui et ce point d’arrivée, le chemin sera long et compliqué. Il passera tout d’abord par une nouvelle négociation serrée à Bruxelles concernant la régulation du parc nucléaire installé, le financement des nouveaux EPR, et la restructuration de l’énorme dette du groupe, qui s’élevait à près de 43 milliards d’euros en fin d’année dernière et pourrait flirter avec les 100 milliards fin 2022, selon S&P. Dans ce contexte, l’objectif français est clair : cette régulation doit permettre à la fois de fixer dans le temps les prix de sortie du kilowattheure et d’obtenir une électricité abordable, dès la mise en service des premiers EPR2 entre 2035 et 2037. Pour Paris, hors de question qu’un programme nucléaire, qui s’étend sur un siècle entre la conception et le démantèlement, soit exposé à des prix de marché, souvent volatils.

      De quoi faire tousser Bruxelles. Si la Commission ne peut s’opposer à une nationalisation, elle peut, en revanche, imposer des « murailles de Chine » entre les activités régulées bénéficiant d’une aide d’Etat et les autres. Par conséquent, des contreparties au plan français sont évidemment. Même si la guerre en Ukraine a placé les questions d’indépendance énergétique au cœur des priorités, elle goûte toujours aussi peu aux monopoles intégrés. Pas très « market spirit » en effet. Une façon donc de revenir au projet Hercule d’organisation d’EDF, enterré l’an dernier devant la grogne syndicale. EDF devra en effet vendre des actifs pour se recentrer sur le nucléaire, l’hydraulique et peut-être sa filiale Enedis. En contrepartie, les participations dans Edison, Dalkia... seront vendues, tandis que les autres géants français, Engie et TotalEnergies lorgnent déjà les activités d’EDF dans les énergies renouvelables. Jean-Pierre Clamadieu, le président du conseil d’Engie, l’a même dit publiquement, au risque de se susciter l’agacement au sein de l’Etat, d’EDF, mais aussi de son conseil d’administration.

      A la recherche d’un pilote
      Si le chemin est long, le gouvernement doit néanmoins aller vite. Une mise en service en 2035-2037 suppose de commencer les travaux en 2027-2028, à condition d’avoir obtenu toutes les autorisations nécessaires à la construction. Pour mener à bien ce projet colossal, l’Etat vient de lancer le processus de succession du PDG Jean-Bernard Lévy. L’idée est de le remplacer rapidement, bien avant la fin de son mandat en mars 2018 [sic… 2023, nec]. Si ce dernier restera celui qui a obtenu la relance du nucléaire, son successeur aura la charge de mener à bien sa réalisation. Qui pour le remplacer ? Beaucoup vont venir frapper à la porte. Et pour cause : conduire pendant 5 ou 10 ans le plus grand programme nucléaire au monde a de quoi faire rêver, même si la rémunération annuelle capée à 450.000 euros dans les entreprises publiques sera largement en dessous de celles en vigueur dans privé. L’oiseau rare devra avoir les épaules pour mettre en tension une entreprise de cette taille et s’assurer de structurer une filière nucléaire française. Un profil d’ingénieur semble nécessaire, jeune qui plus est pour pouvoir s’inscrire dans la durée de deux mandats, nécessaires pour relever un tel défi.

      Fabrice Gliszczynski

  • Électricité : les prix risquent de tripler en France cet hiver
    https://www.latribune.fr/entreprises-finance/industrie/energie-environnement/electricite-la-france-s-oriente-vers-des-prix-deux-a-trois-fois-plus-eleve

    Alors que le pays fonce tout droit vers un déficit de production d’électricité cet hiver, les capacités d’importation depuis les pays voisins pour combler le manque de marges risquent d’être fortement limitées. De quoi inquiéter les marchés, qui anticipent une défaillance, ce qui fait grimper encore plus qu’ailleurs les prix de gros dans l’Hexagone. Explications.
    (Crédits : Reuters)

    « Il n’y a aucun risque de coupure » de courant l’hiver prochain, affirmait Emmanuel Macron début juin, au moment-même où le gouvernement allemand tirait la sonnette d’alarme et lançait son plan d’urgence énergétique. Et pour cause, « quand il y a des besoins, on s’approvisionne sur le marché européen », justifiait le chef de l’Etat, affirmant vouloir « rassurer » les Français.

    Et pourtant, depuis cette déclaration, les signaux pour le moins inquiétants se multiplient. Jusqu’à faire bondir les prix au plafond : dans l’Hexagone, ceux-ci se négocient actuellement au prix hallucinant de 790 euros le mégawattheure (MWh) pour octobre-décembre 2022 sur la bourse EPEX, soit deux à trois fois plus que dans les pays voisins ! Et frôlent même les 1.500 euros le MWh pour ce qui est des prix de pointe, contre moins de 500 euros en Allemagne. Une « différence énorme » qui montre que le marché « anticipe une défaillance » en France, alerte Nicolas Goldberg, spécialiste de l’énergie chez Colombus Consulting. Pour rappel, avant la crise sanitaire, le prix s’élevait à une cinquantaine d’euros le mégawattheure.
    L’atout nucléaire se retourne contre la France

    De fait, le pays fait face à une situation « spécifique », qui aggrave encore la crise et accroît la probabilité d’une pénurie de courant cet hiver, explique Jacques Percebois, économiste et directeur du Centre de Recherche en Economie et Droit de l’Energie (CREDEN). En effet, alors que son mix électrique repose toujours, en théorie, à presque 70% sur le parc nucléaire, celui-ci traverse une période d’indisponibilité historique. Selon le réseau européen des gestionnaires de réseau de transport d’électricité ENTSO-E, 27 des 56 réacteurs du territoire se trouvent en effet à l’arrêt.

    En cause : le décalage des maintenances du fait du coronavirus, qui tombent donc, pour plusieurs centrales, en ce moment-même, mais surtout l’identification récente d’un défaut de corrosion sur plusieurs infrastructures, et dont les causes et l’ampleur réelle restent inconnues. En février, EDF avait ainsi présenté un programme de contrôles afin de vérifier le nombre de réacteurs concernés par l’anomalie, et annoncé qu’il arrêterait en priorité, et d’ici à fin avril, Bugey 3 et 4, Cattenom 3, Chinon 3 et Flamanville 1 et 2.

    « Sans ce problème de fissuration qui pousse EDF à fermer une partie du parc, on aurait un réseau sans marges, mais pas à marge négative, comme c’est le cas actuellement », commente Nicolas Goldberg.

    Autrement dit, « l’avantage français du nucléaire se transforme en élément de faiblesse, et le restera tant que les réacteurs seront indisponibles, et le problème irrésolu », ajoute Jacques Percebois.

    Congestions aux frontières

    Ainsi, la France importera forcément de grandes quantités d’électricité pour satisfaire la demande cet hiver, affirme Jacques Percebois. Et notamment lors des pointes de consommation, celles-ci étant « habituellement plus fréquentes et fortes en France qu’ailleurs en Europe, étant donné que l’on se chauffe bien plus à l’électrique que nos voisins », précise l’économiste.

    Seulement voilà : les pays frontaliers risquent, eux aussi, de faire face à de fortes tensions d’approvisionnement, ou du moins de ne pas disposer de suffisamment de surplus pour satisfaire les besoins français. Pour s’en prémunir, l’Allemagne a notamment décidé de garder en activité près de 14 GW de centrales à charbon qui devaient fermer dès cette année. Mais même avec cette puissance supplémentaire, Berlin anticipe une pénurie dans le cas où la Russie décidait de réduire encore son offre de gaz, toujours essentielle pour alimenter ses centrales électriques.

    Surtout, les possibilités d’échange seront de toute façon restreintes par des freins techniques. « Il faut s’attendre à des goulots d’étranglement liés aux capacités d’interconnexion des réseaux, aujourd’hui limitées à 13 GW environ. C’est pour cela qu’en période de tension, il y a toujours des congestions aux frontières. Cela explique aussi que le prix de gros ne soit pas le même partout », note Jacques Percebois.

    Par conséquent, ce dernier devrait bien exploser en France, malgré la connexion du pays au marché européen de l’électricité. Reste à voir l’impact de ce phénomène sur les factures des consommateurs. En effet, l’Etat avait mis en place l’hiver dernier un bouclier tarifaire, aujourd’hui toujours en vigueur, afin de protéger les citoyens de la flambée des prix. Mais alors que la situation promet d’empirer, un tel dispositif pourrait peser lourd sur les finances publiques.

    « Pour limiter la hausse du tarif réglementé de vente à 4% plutôt que 40%, les pouvoirs publics sont déjà intervenus massivement, à tous les échelons. Ils ont mis sous perfusion les fournisseurs, tout en donnant des aides aux consommateurs, afin de faire en sorte que le marché tienne. C’est un interventionnisme extraordinaire, qui a coûté des fortunes aux contribuables », soulignait à La Tribune il y a quelques mois Xavier Pinon, cofondateur et dirigeant du courtier en énergie Selectra.

    Un manque criant de marges pilotables

    Dans ces conditions, le gouvernement n’a d’autre choix que de sonner le branle-bas de combat, soit pour accroître la production d’électricité nationale, soit pour diminuer la demande. Il a notamment annoncé son intention de rouvrir en urgence la centrale à charbon Emile Huchet, et d’engager un plan « sobriété », censé pousser l’Hexagone à économiser un maximum d’énergie sur le territoire.

    Mais en cas d’hiver froid, ces recours resteront largement insuffisants, tant le pays dispose de peu de marges de manœuvre pilotables en dehors du nucléaire.

    « Pendant de nombreuses années, nous n’avons plus construit de moyens de production pilotables [qui permettent de fournir de l’électricité sans variation liée aux conditions météorologiques ou géographiques, ndlr]. Nous en avons même fermé, en ne construisant que des éoliennes et des panneaux solaires à la place. Forcément, cela a déstabilisé le réseau, et accru le risque d’une non satisfaction de la demande », glissait à La Tribune André Merlin, le premier directeur de RTE, en avril dernier.

    Le gouvernement a notamment acté la fin de la centrale nucléaire de Fessenheim, en Alsace, définitivement mise à l’arrêt en 2020. « Celle-ci ne représentait qu’1,8 GW, son maintien n’aurait donc pas suffi, même s’il aurait apporté des marges bienvenues. Mais nous avons par ailleurs fermé plus de 10 GW d’énergies fossiles depuis 2012. Ce qui est bon pour le climat, mais aboutit logiquement à un manque significatif de pilotables. A cela s’ajoute notre retard sur l’efficacité énergétique, notamment dans les bâtiments, qui permettrait de réduire en parallèle la consommation », selon Nicolas Goldberg.

    D’autant que les rares projets mis en route pour compenser ces fermetures ont accumulé les déboires. Notamment la construction du réacteur nucléaire EPR de Flamanville (1,6 GW), qui essuie plus de dix ans de retard, et n’est toujours pas raccordée au réseau. Mais aussi la centrale au gaz de Landivisiau, opérée par TotalEnergies et mise en service en avril dernier, après de très nombreux glissements du calendrier.

    Du côté des installations non pilotables, le bilan de la France s’avère également peu reluisant, puisque l’Hexagone ne compte qu’un seul parc éolien en mer, raccordé au réseau il y a quelques semaines seulement. De manière globale, la filière éolienne reste à la peine : au 31 mars 2022, la puissance installée s’élevait à un peu plus de 19 GW, soit près de deux fois moins que les objectifs de la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE). Et pour ce qui est de l’énergie solaire photovoltaïque, la France n’en produit que 2,2%, soit trois fois moins que l’Allemagne ou l’Italie.

    Une « conjonction de facteurs défavorables », résume Jacques Percebois, dont les conséquences pourraient être majeures. En cas de pénurie, « les consommateurs domestiques seront de toute façon prioritaires », rappelle-t-il. Autrement dit, les entreprises seront les premières à se voir rationner, notamment les plus énergivores, ce qui n’est pas arrivé depuis les années 1950. A tel point que certains industriels cherchent à prendre les devants, comme Stellantis qui cherche un partenaire pour produire sa propre énergie.

    En avril dernier, l’exécutif avait ainsi publié un décret prévoyant le délestage, autrement dit la réduction momentanée et planifiée de la consommation de gaz naturel par certains consommateurs en cas de pénurie. Seraient d’abord concernés les 5.000 sites qui brûlent plus de 5 GW/h par an, en dehors de ceux assurant des missions d’intérêt général (écoles, hôpitaux, Ehpad...). Ce qui pourrait peser lourd sur le tissu industriel français, déjà ébranlé par une explosion des prix qui n’en finit pas.

    #sources_d'énergie #marché_de_l'électricité #interconnexion #centrales_nucléaires

  • macron en Ukraine : la Russie coupe le gaz vers la France latribune.fr

    Le gestionnaire du réseau français de transport de gaz, GRTgaz, a annoncé vendredi ne plus recevoir de gaz russe par gazoduc depuis le 15 juin. La France compte sur la Russie pour environ 17% de ses exportations. Les exportations de gaz russe vers l’Europe sont en baisse constante depuis le début des sanctions contre la Russie.

    Robinet coupé en Pologne, Bulgarie et Finlande, débit fortement réduit vers l’Allemagne, l’Autriche et l’Italie, et maintenant, plus aucun mètre cube vers la France...Vendredi, le gestionnaire du réseau de transport, GRTgaz, a annoncé avoir constaté ne plus recevoir aucun gaz russe par gazoduc depuis le 15 juin. Ce gaz transitait par un unique point d’interconnexion avec l’Allemagne. La France comptait sur la Russie pour environ 17% de son gaz, qui peut arriver par gazoduc (la grande majorité) ou sous forme liquide par navires méthaniers. Les flux avaient déjà été considérablement réduits mais ils sont désormais tombés à zéro.
    . . . . . .
    La suite : https://www.latribune.fr/entreprises-finance/industrie/energie-environnement/gaz-la-lente-asphyxie-de-l-europe-par-moscou-s-etend-a-l-hexagone-la-franc

  • Débit du Rhône : EDF a dû baisser la puissance d’un réacteur nucléaire
    https://www.connaissancedesenergies.org/afp/debit-du-rhone-edf-du-baisser-la-puissance-dun-reacteur-nuc

    AFP parue le 06 juin 2022 - 20h32

    EDF a dû baisser la production sur l’un des réacteurs nucléaires de sa centrale de Saint-Alban (Isère) en raison d’un trop faible débit du Rhône, alors que la sécheresse menace la France, a-t-on appris lundi auprès de l’entreprise.

    (...)

    Début mai, en pleine vague de chaleur précoce, une baisse de puissance similaire avait été effectuée pour quelques heures sur un réacteur de la centrale du Blayais (Gironde), en bord de Garonne.

    (...)

    EDF en relativise la portée, soulignant qu’en France, les pertes de production pour cause de températures élevées de cours d’eau ont représenté 0,3% de la production nucléaire annuelle depuis 2000.

    • sur l’impact du réchauffement climatique sur la production d’électricité, cet article dans La Tribune du 11/05/2022

      (on appréciera la transition subtile qui de la question initiale conclue que les énergies éolienne et solaire, elles, ont des problèmes en période caniculaire…

      Le nucléaire est-il menacé par le réchauffement climatique ? – La Tribune
      (article du 11/05/2022)
      https://www.latribune.fr/entreprises-finance/industrie/energie-environnement/le-nucleaire-est-il-menace-par-le-rechauffement-climatique-917479.html

      Dans la nuit de lundi à mardi, EDF a très légèrement baissé la production sur l’un des réacteurs nucléaires de sa centrale du Blayais (Gironde) en raison de la vague de chaleur qui touche actuellement la France. Immédiatement récupérée par plusieurs détracteurs de l’atome, cette mesure, inhabituelle à cette période de l’année, devrait néanmoins rester limitée, même en cas de forte hausse des températures du fait du changement climatique. Analyse.

      Le sort s’acharne sur EDF, à l’heure où l’exécutif entend relancer le nucléaire dans l’Hexagone. Et pour cause, tandis qu’un défaut de corrosion identifié dans plusieurs de ses centrales a obligé l’opérateur historique à mettre neuf réacteurs à l’arrêt, un autre événement survenu dans la nuit de lundi à mardi a donné du grain à moudre à de nombreux détracteurs de l’atome, Jean-Luc Mélenchon en tête.

      En effet, des prévisions de températures élevées de l’estuaire de la Gironde ont contraint l’énergéticien a réduire de 100 mégawatts (MW) la puissance mobilisée de la centrale du Blayais (Nouvelle-Aquitaine). Et plusieurs autres installations pourraient être concernées « jusqu’au dimanche 15 mai 2022 », a fait savoir EDF, au moment-même où la France souffre d’un manque de production du parc. De quoi pousser le chef de file de la France Insoumise à qualifier cette source d’énergie décarbonée d’ « intermittente ».

      De fait, un tel ralentissement est inhabituel à cette période de l’année. Surtout, la fréquence de ces incidents a bien tendance à croître : en juillet 2019, pas moins de sept réacteurs avaient subi une réduction de puissance « pour causes externes liées aux conditions climatiques ». Y compris en dehors de l’été, puisque Chooz 2 et Cattenom 4 avaient été stoppés au mois de septembre du fait d’un débit insuffisant des cours d’eau.

      « 2019 a été une année marquante, pas en termes de perte de production au total, mais en termes de puissance indisponible au même moment, puisqu’on a atteint près de 6 GW en moins à cause de la canicule ou de la sécheresse », souligne Tristan Kamin, ingénieur d’études de sûreté nucléaire.

      Et ce risque d’indisponibilité pour les réacteurs sensibles au climat devrait encore augmenter « d’un facteur deux à trois », selon le gestionnaire du réseau électrique national RTE.

      Cela signifie-t-il qu’un mix électrique reposant en partie sur l’atome sera inefficace d’ici à la fin du siècle, alors que les études compilées du Groupe international d’experts sur l’évolution du climat (GIEC) modélisent une élévation des températures entre +1,5 et +5°C, avec un bouleversement du cycle de l’eau ?

      Des réacteurs plus ou moins concernés
      Dans les faits, les pertes de production nucléaire liées à ces arrêts pour canicule ou sécheresse sont très faibles. D’après RTE, elles s’élèvent en moyenne à 1,4 térawattheure (TWh) par an, sur les 400 TWh environ générés chaque année par l’atome civil en France - même si ce chiffre plafonnera à près de 300 TWh seulement en 2022 à cause notamment du défaut de corrosion. Depuis 2000, les pertes de production pour cause de températures élevées des cours d’eau ont ainsi représenté 0,3% de la production nucléaire annuelle, selon EDF.

      Si les centrales sont sensibles à la météo, c’est parce que les réacteurs et les piscines d’entreposage du combustible usé doivent être refroidis en permanence. Pour ce faire, les installations prélèvent de l’eau dans un estuaire, la mer ou un cours d’eau, et la rejettent plus chaude, tout en devant respecter des seuils de températures maximales pour ne pas nuire à la reproduction des poissons et éviter la prolifération des algues. Dans le cas du Blayais, EDF a ainsi pâti d’un effet de seuil, fait valoir l’énergéticien. Car avant la mi-mai, c’est la norme hivernale qui s’applique, avec un niveau maximal autorisé de 30°C de la Gironde, contre 36,5°C en été.

      « Les causes ne sont jamais liées à des critères de sûreté, mais à des contraintes fixées sur la température et le débit dans chaque cours d’eau », explique à la Tribune Tristan Kamin.

      Surtout, la sensibilité des réacteurs à la météo dépend fortement de leur situation géographique et de leur système de refroidissement. Les 30 qui fonctionnent en circuit fermé s’avèrent en effet moins concernés, puisque l’eau prélevée est faible (de 2 à 4 mètres cube par seconde) et s’évapore en partie via une tour aéroréfrigérante, plutôt que d’être rejetée à la source. A l’inverse, en circuit ouvert comme au Blayais, le volume d’eau prélevé est important (autour de 50 mètres cubes par seconde), et revient en quasi-totalité à la source avec une température plus chaude, sans passer par des tours d’évaporation. Ce sont donc celles-ci qui risquent d’avoir des rejets thermiques trop importants.

      « A cet égard, la centrale de Civaux (Vienne) est un élève modèle, puisqu’elle dispose de deux grosses tours aéroréfrigérante, et deux autres petites tours complémentaires dites « de purge », afin de refroidir une deuxième fois l’eau avant le rejet en rivière. Ce qui permet de supprimer tout échauffement dès que la température à Vienne atteint 25°C. Par conséquent, cette installation n’est jamais touchée par des arrêts pour sécheresse, alors que se situe sur l’un des plus petits cours d’eau », souligne Tristan Kamin.

      Choix des sites
      Afin d’y remédier, EDF a élaboré des modélisations sur différents scénarios climatiques à plusieurs échéances - sachant que les installations actuelles devraient de toute façon toutes être arrêtées d’ici à 2050. Concrètement, l’énergéticien doit estimer les pertes de capacité et de volumes production, en fonction des critères retenus. « C’est un sujet identifié, mais il n’y a aucun problème rédhibitoire, excessivement dangereux ou cher identifié », assure Tristan Kamin.

      Pour ce qui est des futurs réacteurs, dont Emmanuel Macron a annoncé la commande à la fin de l’année dernière, EDF devra tenir compte de cette problématique dans le choix des sites.

      « La modification du parc, la localisation des tranches actuelles qui resteraient en service et le choix des sites d’implantation des nouvelles installations sont autant de paramètres qui influeront sur la disponibilité du parc lors des phases de canicule ou de sécheresse », fait ainsi valoir RTE dans ses scénarios Futurs Energétiques 2050.

      Reste que la sélection sera surtout guidée par l’implantation dans les sites du parc existant. « Il y aura une préférence pour le bord de mer, mais EDF va privilégier les lieux où il y a déjà des centrales, pour des questions de coûts d’acceptabilité », analyse Tristan Kamin.

      Cependant, pour les éventuelles nouvelles installations nucléaires en bord de rivière ou de fleuve, le recours à un fonctionnement en circuit fermé avec tour aéroréfrigérante est devenu obligatoire depuis 2021.

      Tout le système électrique sera touché
      Surtout, au-delà de l’atome, la question de l’impact du réchauffement climatique porte sur le système électrique dans son ensemble. Et pour cause, toutes les installations seront concernées, des barrages aux panneaux solaires, en passant par les éoliennes.

      « Chaque infrastructure a des seuils de tolérance technique. Si on veut exclure une technologie au motif qu’elle est sensible au modèle climatique, autant exclure tout le modèle électrique », glisse Tristan Kamin.

      D’autant que la plus grosse vulnérabilité concernera les périodes froides, où la demande est forte, combinées à un manque de vent. Et pour cause, « le développement des énergies renouvelables variables apporte une sensibilité accrue du système aux aléas météorologiques (vent, rayonnement, température...) », prévient RTE dans son étude Futurs Energétiques 2050. Et d’affirmer que « la question des périodes sans vent devient en particulier centrale dans l’analyse des besoins de flexibilité du système ».

      Mais aussi, paradoxalement, celle des périodes caniculaires pour ce qui est des panneaux solaires, puisqu’au-delà d’une température extérieure de 25°C, leur rendement commence à chuter, à raison de 0,5% par degré.

      Marine Godelier

    • du coup, une petite recherche sur l’expert Tristan Kamin, ingénieur d’études de sûreté nucléaire, dont il n’est pas évident de trouver l’employeur, détail absent, p. ex. de sa bio sur LinkedIn, absent également dans la totalité de ses interventions médiatiques (nombreuses) où il reprend l’intitulé ci-dessus.

      On finit par la trouver sur la présentation de ce membre de la #Génération_Jancovici


      sur le site de la SFEN, Société française d’énergie nucléaire, association fondée en 1973, dont l’objet est de :

      développer les connaissances de toutes celles et ceux qui s’intéressent à l’énergie nucléaire.

      et la vision (à côté du logo) est :

      Permettre aux esprits curieux de partager de nouvelles idées sur l’énergie nucléaire

      dont le bureau rassemble le gratin du secteur


      https://www.sfen.org/qui-sommes-nous/gouvernance

      il fait partie de ces experts très impliqués sur les réseaux dont l’émergence est appréciée par cette même SFEN :

      4/10 – Nucléaire : du nouveau sur les réseaux sociaux - Sfen
      (article de septembre 2020, màj en septembre 2021)
      https://www.sfen.org/rgn/4-10-nucleaire-reseaux-sociaux

      Ils ne s’expriment pas au nom de leur entreprise, mais ne font pas mystère de leur rattachement à leur employeur. Comme ils se plaisent à le rappeler, ils ne font pas de communication, ne portent pas la parole officielle de leur entreprise, mais assument leurs messages à titre personnel. Ce sont ces « nouveaux citoyens », animés par le désir de partager leurs compétences sur les réseaux sociaux et de ne pas laisser passer les idées reçues et les fausses informations. Avec eux, quelque chose est en train de changer dans l’information du public sur le nucléaire. Un changement culturel indéniable, alors qu’apparaissent les signaux, de moins en moins faibles, d’une évolution dans le ton des conversations.

      voir p. ex. ses publications sur le site <l’EnerGEEK />, 6 articles entre août 2018 et octobre 2020
      https://lenergeek.com/author/tristan-kamin

      dont le titre du plus ancien est, justement :

      Nucléaire + canicule : associer deux mots clés pour en faire une polémique stérile (tribune)

      https://lenergeek.com/2018/08/14/nucleaire-canicule-polemique-tristan-kamin-tribune

      une de ses dernières interventions (11/2021) sur le site de la revue Progressistes, sous-titrée Science Travail et Environnement
      « L’énergie nucléaire peut se vanter d’une excellente maîtrise de son potentiel de danger », Tristan Kamin – Science, Travail & Environnement
      https://revue-progressistes.org/2021/11/16/lenergie-nucleaire-peut-se-vanter-dune-excellente-maitrise-de-s

      Pour finir, il a, bien sûr, été repéré par Reporterre

      Comment le nucléaire gagne la bataille des réseaux sociaux
      https://reporterre.net/Comment-le-nucleaire-gagne-la-bataille-des-reseaux-sociaux

      Cette promotion de l’industrie nucléaire se poursuit aussi sur Twitter. Cette fois... par des salariés eux-mêmes. Tristan Kamin, 27 ans, est ingénieur en sûreté nucléaire pour « un industriel privé ». Depuis 2018, il commente sur les réseaux sociaux les sujets d’actualité liés à l’énergie, et décrit certains aspects de son métier dans des séries de tweets. Surtout, il traque impitoyablement tous les contenus critiques du nucléaire, pour les « débunker » (c’est-à-dire montrer qu’ils sont faux).
      […]
      En 2018, l’association Voix du nucléaire a été créée. Elle réunit aujourd’hui près de trois cents adhérents — dont Tristan Kamin, qui fait partie du conseil d’administration — issus de l’industrie pour la plupart d’entre eux. Son but : diffuser, notamment grâce aux réseaux sociaux (Twitter et Linkedin en tête), un discours en faveur du nucléaire.
      […]
      Depuis quelques années, une nouvelle catégorie d’internautes semble d’ailleurs s’intéresser au discours pro-atome. Et, surprise... ils se revendiquent écologistes. Alors que le mouvement écolo français s’est fondé sur des racines profondément antinucléaires, on observe pourtant une augmentation du nombre de personnes estimant que l’énergie atomique, peu émettrice de gaz à effet de serre, pourrait être un atout dans la lutte contre le changement climatique.
      […]
      Cette position est incarnée par une personne : Jean-Marc Jancovici. Ce consultant et spécialiste de l’énergie, surnommé « JMJ » par sa communauté de fans, rencontre un franc succès sur les réseaux sociaux.

  • Une start up à deux doigts de réinventer le ... charbon de bois !

    Le biochar, ce nouvel or noir pour le climat qui fait rêver les industriels de la décarbonation
    https://www.latribune.fr/entreprises-finance/industrie/energie-environnement/le-biochar-ce-nouvel-or-noir-pour-le-climat-qui-fait-rever-les-industriels

    Avez-vous déjà entendu parler du biochar ? Pour les spécialistes du climat, ce mot ne sonne pas comme une énigme... Dans le dernier rapport du Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (Giec), le vocable y est mentionné près de 200 fois. Le biochar, ou charbon végétal, est alors présenté comme une « negative emission technology », c’est-à-dire une solution de séquestration de carbone de long terme. Il est aussi présenté comme une substance permettant d’améliorer les propriétés physiques des sols. Encore à ses balbutiements, l’économie du biochar attire aujourd’hui jeunes pousses et grands groupes. En France, plusieurs acteurs comme Suez, Carbonloop ou encore NetZero se sont lancés sur ce marché qui s’apprête à exploser. Mais de quoi s’agit-il exactement ?

    https://justpaste.it/9qzwj

    #carbon_business

  • Eolien : les coûts de construction explosent, le modèle européen ne tient plus face à la concurrence chinoise
    https://www.latribune.fr/entreprises-finance/industrie/energie-environnement/eolien-les-couts-de-construction-explosent-le-modele-europeen-ne-tient-plu

    A l’heure où Bruxelles compte mettre les bouchées doubles sur le déploiement des énergies renouvelables, afin de permettre aux Vingt-Sept de s’affranchir des hydrocarbures russes et de sécuriser leurs approvisionnements, les constructeurs européens d’éoliennes tirent la sonnette d’alarme : face aux bouleversements sur la chaîne logistique et à l’explosion des coûts des matières premières, leur modèle ne tient plus. De quoi faire planer le risque de prises stratégiques par leurs concurrents étrangers, et même menacer l’avenir des sites de production sur le continent.

    Quand ce n’est pas la main d’œuvre qui est trop chère, ce sont les matières premières... Y-a toujours une bonne raison pour dire que ça ne fonctionnera jamais.

  • Des liens étroits entre la filière nucléaire française et russe

    Pour rappel, EDF devrait débourser environ 200 millions de dollars pour le rachat d’une partie des activités nucléaires de GE. Selon les chiffres publiés le 10 février dernier par le groupe, le montant envisagé est en effet basé sur une valeur d’entreprise de 273 millions de dollars, dont 73 millions de passifs assimilés à de la dette. Par ailleurs, il faut ajouter la « trésorerie laissée dans l’entreprise », estimée à environ 900 millions de dollars (des paiements anticipés reçus de clients pour de nouveaux projets) pour une valorisation de l’activité d’environ 1,2 milliard de dollars au total.

    Reste à savoir si les conséquences de la guerre en Ukraine et les sanctions envers les activités économiques russes pourraient faire baisser la facture. Si un embargo sur l’atome russe - et donc sur les activités de Rosatom - était adopté, le montant du deal pourrait être réduit. « Si Rosatom disparaît du tableau, Arabelle n’aura plus la même valeur », assure au Figaro un proche du dossier. Un représentant du syndicat à Belfort, Alexis Sesmat, confirme sur les ondes de Radio France : « Si on perd le marché russe il est évident que le prix d’achat doit être revu en conséquence ».

    D’autres entreprises françaises pourraient toutefois également être touchées par des sanctions visant Rosatom. En 2018, la Société Française d’Énergie Nucléaire relevait que « Vinci, Bouygues, Assystem, Bureau Veritas, Dassault Systèmes sont également impliqués dans les projets export de centrales nucléaires de Rosatom ». Et la coopération franco-russe dans le nucléaire ne se limite pas à la production de réacteurs.

    Fin 2021, l’Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs annonçait avoir signé un accord avec Rosatom dans le but de développer une coopération dans la construction en Russie d’un système national pour la gestion des déchets radioactifs.

    Nucléaire : pourquoi le géant russe Rosatom pourrait prendre 20% des turbines Arabelle
    https://www.latribune.fr/entreprises-finance/industrie/energie-environnement/nucleaire-pourquoi-le-geant-russe-rosatom-pourrait-prendre-20-des-turbines

  • EDF renfloué par l’État au début d’une année 2022 difficile
    https://www.connaissancedesenergies.org/afp/edf-renfloue-par-letat-au-debut-dune-annee-2022-difficile-2

    EDF a annoncé vendredi un « plan d’actions » avec un renflouement de l’État pour renforcer ses finances alors que l’année 2022 s’annonce difficile avec des problèmes dans la production nucléaire et les mesures du gouvernement pour limiter la hausse des factures d’électricité.

    Toutes les entreprises d’énergie font des bénéfices records, mais EDF doit être renflouée.
    Y-aurait pas comme une fuite qq part ?