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PRIX DU FIOUL, HAUSSE DE LA TAXE CARBONE DE 4,5 CTS/LITRE

La taxe sur les produits énergétiques (TICPE) augmente chaque année mais ce 1er janvier 2018 la hausse sera la plus importante depuis 5 ans. Pourquoi la TICPE augmente t-elle autant ?

25 novembre 2017

La loi de finances 2018, qui fixe le budget annuel de l’Etat français, prévoit une augmentation de la taxe sur le fioul domestique dès le 1er janvier. La TICPE (taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques), à savoir l’impôt auquel est soumis le fioul domestique, doit en effet passer de 142,68 euros en 2017 à 187,44 euros en 2018 pour 1000 litres de fioul

Voici un tableau récapitulatif de l’évolution de la taxe carbone jusqu’en 2030 :

AnnéeMontant de la taxe carbone(par tonne de CO2)Evolution(par rapport à l’année précédente)
201730,50€
201844,60€+14,10€
202286,20€+41,60€
2030100€+13,80€

Le 1er janvier 2018, l’augmentation de la TICPE représentera un surcoût de 0,045 euro par litre de fioul pour le consommateur. Pour un achat de fioul de 1000 litres, vous devrez donc débourser plus de 45 euros supplémentaires l’an prochain.

Du côté du marché du pétrole, rien de bon à espérer pour les prix d’ici la fin de l’année…Les 14 pays de l’OPEP,  rassemblés par un compromis entre la Russie et l’Arabie Saoudite ( à eux deux ils pèsent 30% des exportations mondiales de brut…), ont décidé vendredi 1er décembre 2017 de prolonger d’ici la fin de l’année leur accord d’encadrement de la production. L’offre ne suivra donc pas l’augmentation de la demande due à la période hivernale … Donc là aussi les prix risquent de monter…

Le Mulot vous recommande donc fortement de commander dès maintenant pour éviter les hausses de prix et la  saturation des fournisseurs à la fin du mois de décembre, tout le monde voudra comme chaque année commander avant les hausses…

Commande groupée

 

 

ENERGIE: LES FRANCAIS SE SERRENT LA CEINTURE !

Les résultats du Baromètre Energie-Info 2017 du médiateur national de l’énergie vient tout juste d’être rendu public (octobre 2017), et il permet de dresser un nouvel état des lieux des habitudes de consommation d’énergie des ménages français. 

Octobre 2017-Source energeek

Selon les résultats de l’étude, les Français sont 66% à estimer que les factures d’énergie sont un poste de dépense important dans le budget annuel du foyer. Une préoccupation d’autant plus importante qu’elle enregistre une hausse : en 2016, ils étaient 56% à s’inquiéter de la part de l’énergie dans les dépenses annuelles.

Fait encore plus marquant : les Français n’hésitent pas à restreindre leur consommation de chauffage pour faire baisser leur facture d’énergie. Ainsi un tiers des ménages interrogés déclare avoir déjà eu recours à cette pratique. Certaines catégories de population, comme les jeunes, les inactifs et les ouvriers, sont particulièrement vulnérables en terme de consommation d’énergie. Les jeunes ont plus facilement tendance à limiter leur consommation au maximum pour éviter les grosses factures. De leurs côtés, les inactifs et les milieux ouvriers sont régulièrement confrontés à des difficultés pour assumer leurs dépenses d’énergie.

Les monopoles sont toujours en place…

A l’heure actuelle, EDF, le fournisseur historique sur le territoire français, reste largement le premier énergéticien de France puisqu’il couvre 84% de la population. Les autres fournisseurs qui se sont lancés n’ont toujours pas réussi à déloger EDF de sa position de leader. Avec en moyenne seulement la moitié de la population qui s’estime informée sur le droit de changer librement de fournisseur d’énergie, les habitudes de consommation demeurent relativement figées.

Le principal frein, c’est que les Français restent convaincus que la démarche est trop compliquée et qu’elle peut entraîner de nombreux désagréments : frais de changement de fournisseur, changement de compteur… voire des coupures d’énergie ! Autant d’informations fausses qui montrent bien que les idées reçues persistent et que l’information doit encore faire du chemin. Même chose en ce qui concerne les fournisseurs d’énergie qui existent : la majorité des Français interrogés connait moins de deux fournisseurs de gaz ou d’électricité.

Des habitudes de consommation appelées à changer

Mais la donne pourrait changer dans les prochaines années car les habitudes de consommation des jeunes risquent de faire évoluer le marché, notamment en ce qui concerne les fournisseurs de gaz et d’électricité. Hyper connectés, les jeunes sont mieux renseignés et pourraient plus facilement envisager de changer de fournisseur. C’est d’ailleurs sur cette catégorie de consommateurs que les nouveaux acteurs du marché parient pour lancer leur activité : Cdiscount, le site de commerce en ligne propriété du groupe Casino, a annoncé le jeudi 19 octobre 2017 qu’il comptait se lancer sur le secteur de l’énergie. Avec une offre qui promet d’être 15% moins chère que le tarif réglementé, Cdiscount espère bien séduire les consommateurs les plus réticents. Par ailleurs, les jeunes seraient à 61% très intéressés par les offres d’électricité verte et 10% seraient même prêts à souscrire ce type d’offres même si elles sont plus chères que les offres traditionnelles.

D’autant que le prix reste le nerf de la guerre : 75% des consommateurs ayant changé d’opérateur ont déclaré que c’est le tarif de l’énergie qui les a convaincus. Il faut toutefois se méfier des chiffres car si 64% des Français sont favorables à l’ouverture du marché de l’énergie, ils sont encore très peu nombreux à quitter leur fournisseur : seulement 19% des consommateurs de gaz ont changé de fournisseur, et ce chiffre baisse à 15% pour ceux de l’électricité.

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COMMENT LES ENERGIES RENOUVELABLES VONT SE SUBSTITUER A L’ENERGIE CARBONE

Dans son rapport 2016, l’ONG REN21 annonce la fin à plus ou moins long terme des usines nucléaires ou thermiques produisant l’énergie de base. Leur remplacement par des systèmes flexibles de fourniture d’électricité est en cours.

Revue de presse Siences et avenir Octobre 2017

Les eoliennes de Béganne

Les capacités installées d’énergies renouvelables ont dépassé les 2000 GW en 2016, soit une progression de 8,7% en un an, portée principalement par le photovoltaïque et l’éolien.

BASE. 2016 restera l’année où les capacités installées d’énergies renouvelables ont dépassé les 2000 GW, soit une progression de 8,7% en un an, portée principalement par le photovoltaïque et l’éolien. Depuis le début de la décennie, les Etats investissent plus dans les énergies renouvelables que dans le charbon, le gaz ou le pétrole. Le réseau des énergies renouvelables pour le 21e siècle (REN21), ONG basée à Paris dans les locaux du Programme des Nations Unies pour l’environnement, note que les tarifs sont désormais très compétitifs avec en Inde, dans les pays arabes, en Amérique latine des prix du kilowatt/heure inférieurs à 0,05 dollars, soit bien en dessous des coûts des énergies fossiles. L’électricité renouvelable atteint désormais ¼ de la production mondiale.

Il y a cependant deux ombres au tableau. Premièrement, les investissements ont chuté l’an dernier de 23% par rapport à 2015, un ralentissement néfaste pour l’atteinte des objectifs mondiaux de réduction des gaz à effet de serre. Deuxièmement, les subventions aux énergies fossiles et au nucléaire faussent la compétition entre secteurs et freinent le développement aux énergies renouvelables. « Pour chaque dollar dépensé pour les renouvelables, les gouvernements en ont dépensé 4 pour prolonger notre dépendance aux énergies carbonées »,dénonce REN21.

Les nouvelles technologies rendent possible une distribution flexible de l’électricité

Mais la grande nouveauté du rapport 2016, c’est bien le constat que le schéma traditionnel de gestion de la production et de la consommation d’électricité est en train de se modifier en profondeur. Pour assurer le suivi d’une consommation fluctuant à chaque minute, les producteurs s’appuient depuis toujours sur une production  » de base  » régulière assurée par les centrales thermiques et nucléaires, les « pointes  » étant assurées par de l’hydraulique, les énergies renouvelables ou le démarrage de turbines ne fonctionnant que quelques jours par an. La montée en puissance des énergies renouvelables dans nombre de pays met à bas cette structure grâce à l’apport de technologies permettant de rendre plus flexible à la fois la consommation et la production. « Dans beaucoup d’endroits, les grosses centrales de production de base sont en train de perdre leur rentabilité économique et pourraient très bientôt ne plus être les premiers fournisseurs d’énergie« , prédit le rapport.

Dans le cadre d’une production 100% renouvelable, les variations sont compensées par les prévisions de production, les échanges par interconnection, les renforcements de réseaux, et le déploiement des technologies de stockage. © REN21.

Les technologies qui permettent de lisser les productions alternatives émergent. Les parcs éoliens et photovoltaïques sont en cours de connection entre eux à l’échelle de pays entiers pour partager la production sur tout le réseau. Au Canada, une centrale au charbon dédiée à la production de base a été transformée en une unité ne répondant qu’aux pics de la demande. Au niveau du stockage, les stations de transfert d’énergie par pompage qui turbinent l’eau située dans deux bassins situés à des altitudes différentes qui totalisent aujourd’hui 150GW, devraient voir leur puissance être multipliée par cinq d’ici 2050.

Les batteries sont en train de s’imposer dans l’architecture des réseaux : en 2016, révèle REN21, 0,8GW de capacité a été ajouté amenant à un niveau total estimé de 6,4GW. Et cela alors que les technologies de méthanation transformant l’électricité fournie en surplus par éoliennes et photovoltaïque en biogaz va se déployer d’ici la fin de la décennie et que l’essor des voitures électriques va multiplier les capacités de stockage d’électricité.

Les ménages vont décider de leur consommation

Chauffage solaire à Pleucadeuc

Le rapport note également les progrès accomplis dans la maîtrise de la demande d’énergie via les réseaux intelligents, le couplage entre réseaux d’électricité et de chaleur, le développement des pompes à chaleur, l’effacement des consommations et l’autoconsommation. Ainsi, REN21 met l’accent sur les nouveaux modes de consommation de l’électricité comme le « pay as you go » où le consommateur pilote lui-même ses dépenses en énergie, comme cela est proposé en Irlande ou encore au Texas. Ce système avait bénéficié de 3 millions de dollars d’investissements en 2012, il a reçu un apport de 223 millions l’an dernier. C’est ainsi que l’Allemagne a pu gérer un pic de production de 140% d’énergie renouvelable et le Danemark de 86,3%, sans mettre à mal leur réseau.

L’ONG voit ainsi se profiler deux modes de développement des réseaux électriques du futur. Dans les pays développés, la baisse continue de la consommation du fait des économies d’énergie et des gains d’efficacité va aider à passer d’un système de production de base au pilotage d’un réseau flexible et décentralisé. Dans les pays en voie de développement qui vont devoir faire face à une augmentation de la demande et à une couverture en électricité de toute leur population, des choix devront être faits entre l’extension d’un réseau centralisé et l’émergence de petits centres de production décentralisés liés à une distribution locale de l’énergie.

PRIX DU FIOUL EN BAISSE: EN PROFITER AVANT LE REBOND !

BAISSE DES PRIX DU PETROLE: UNE ACCALMIE DE COURTE DUREE

10 octobre 2017

Baisse des prix du fioul depuis quelques jours, la première depuis le mois de juin 2017, les  »attentistes » d’une baisse des prix pendant l’été n’ont pas eu de succès, et la rentrée a été placée comme chaque année sous le signe des augmentations successives, alors est-ce le signe d’un retournement à la baisse du marché ?

Hélas non,  l’annonce d’une réduction des exportations saoudiennes prévue au mois de novembre prolongée par une réunion de l’Opep  qui a pour objectif de réduire l’offre de pétrole excédentaire pour augmenter les marges des pays producteurs de pétrole est de mauvais augure pour nos factures de chauffage, il faut donc s’attendre à un rebond rapide des prix du marché du pétrole . sans oublier bien sûr les hausses de début janvier 2018 des taxes carbones déjà programméesqui vont encore aggraver la facture.

Profitez  de la baisse des prix de 3 centimes du litre constatée depuis quelques jours, pour le mulot c’est maintenant qu’il faut faire le plein!

Contacter le mulot  http://www.le-mulot.fr/achat-groupe-fioul/

 

 

 

ECLAIRAGE DE VOTRE MAISON: FAITES DES ECONOMIES

Les éclairages artificiels et la lumière des lampes électriques représentent aujourd’hui un coût énergétique moyen par foyer compris entre 325 et 450 kWh par an.

Source lenergeek.com-septembre 2017

Un poste élevé de votre facture d’électricité qu’il est toutefois possible de réduire significativement

Valoriser la lumière naturelle

Il est conseillé en effet de prévoir une orientation et une dimension des ouvertures offrant un maximum de lumière sans pour autant provoquer une perte de chaleur trop importante. L’éclairage par le plafond reste ici le plus efficace même s’il nécessite une bonne étanchéité des fenêtres.

D’autre part et au-delà des simples ouvertures, il est également possible de penser votre décoration intérieure dans le sens d’une optimisation de la lumière naturelle. Utiliser des couleurs claires sur les murs et les plafonds, orienter les meubles de manière à éviter les ombres gênantes et remplacer les rideaux trop épais ou les doubles rideaux qui peuvent bloquer une partir de la luminosité, autant d’astuces qui maximiseront les dernières lueurs du jour et retarderont ainsi le recours aux éclairages artificiels.

Optimiser l’éclairage artificiel

Une fois le soleil couché, vous pouvez optimiser l’éclairage électrique de votre maison par le choix d’un équipement plus performant et moins coûteux. Pour cela, vous trouverez à votre disposition au même titre que les appareils électroménagers ou audiovisuels, l’étiquette énergie qui définit le degré d’efficacité énergétique d’une lampe compris sur une échelle de valeur allant de E pour les plus consommatrices à A++ pour les plus économes.

D’autres informations sont également à votre disposition sur les emballages des lampes pour vous aider à faire le bon choix. Durée de vie, température de couleur (exprimée en Kelvin) ou nombre de cycles allumage/extinction, autant de facteurs qui influencent l’efficacité lumineuse d’une lampe. Cette efficacité lumineuse, à ne pas confondre avec l’efficacité énergétique évoquée plus haut, est exprimée en lumens par watt et permet de comparer les lampes entre elles. Plus le chiffre est élevé, plus la lampe émet de lumière pour la même consommation électrique. A titre de comparaison, sachez que les lampes basse consommation (LBC) ou fluocompactes (LFC) présentent une efficacité lumineuse comprise entre 50 et 70 lumens/W, soit des résultats équivalents aux lampes à LED (45 et 110 lumens/W) mais largement supérieurs à l’efficacité lumineuse des halogènes haute efficacité (12 et 18 lumens/W).

Les bons gestes au quotidien

Enfin, sachez que de bonnes habitudes de consommation simples à mettre en place vous aideront également à réduire votre consommation. Éteindre les lumières en quittant une pièce, dépoussiérer les lampes et abat-jour, ne pas utiliser des abat-jour trop sombres ou trop épais qui interceptent trop de lumière, et préférer l’éclairage direct (à l’aide d’un spot, d’une lampe de bureau, d’une lampe de chevet…) à l’éclairage indirect pour lire, écrire, faire la cuisine, ou bricoler par exemple.

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PARCS EOLIENS EN MER : LE RALENTISSEMENT

La France fait-elle du surplace ?

Septembre 2017

L’Europe joue un rôle précurseur en matière d’éolien en mer avec 3.230 machines raccordées en 2015, soit plus de 90% de la puissance totale installée dans le monde. Mais la France fait du sur place… La France n’a pas encore d’éoliennes en mer, mais prévoit d’attribuer jusqu’à 6.000 mégawatts (MW) de projets d’ici à 2023,  aucun n’a encore démarré en raison des procédures judiciaires  d’ associations  qui multiplient les recours en justice et contestent systématiquement les demandes d’autorisation d’installation des parcs éoliens en mer. Elles dénoncent les risques sur le tourisme et la pêche, et soulignent le danger d’installations qui perturbent la biodiversité et l’équilibre du tracé côtier.
En Europe, Le Royaume-Uni représente à lui seul 46% de la puissance mondiale installée en 2015, l’Allemagne 30% et le Danemark 11,5%. Hors Europe, la Chine constitue le 4e marché mondial, la puissance installée ayant dépassé les 1.000 MW fin 2015, soit 8% du total mondial

Point sur les projets en cours en France

À Saint-Brieuc (Côtes-d’Armor), le parc éolien pourrait commencer à être installé dès l’année prochaine. C’est l’entreprise espagnole Iberdrola, l’une des spécialistes mondiales de l’énergie renouvelable, qui se charge du chantier, avec la société Ailes Marines. Les 62 éoliennes devraient être mises en route en 2020. Elles ont une durée de vie d’environ 20 ans.

C’est la même chose à Dieppe (Seine-Maritime). Une soixantaine d’éoliennes devraient être installées au large du Tréport. Dirigés par le consortium GDF Suez et Areva, les travaux devraient s’étendre de 2019 à 2021 avec une mise en service progressive dès 2021, même s’ils pourraient être retardés si des recours sont déposés.

Toujours en Seine-Maritime, à Fécamp, non loin des falaises d’Étretat, un appel d’offres a été lancé en 2004 et a subi de nombreux retards administratifs. EDF-Energies renouvelables, Enbridge et WPD Offshore veulent y installer 83 éoliennes, fabriquées par General Electric (ex-Alstom). Installées entre 13 et 22 kilomètres du rivage, elles devraient permettre de couvrir les besoins en électricité de 770 000 personnes. Le 21 juin, la cour administrative d’appel de Nantes (seule compétente en France pour statuer, en premier et dernier ressorts, sur l’ensemble des litiges relatifs aux installations de production d’énergie renouvelable en mer) a rejeté le recours déposé par plusieurs associations et a donné son feu vert au projet.

À Saint-Nazaire (Loire-Atlantique), le projet, attribué à EDF, d’installer 80 éoliennes à une quinzaine de kilomètres des côtes a été autorisé par la cour administrative d’appel de Nantes il y a une semaine. Le projet devrait voir le jour à l’horizon 2021. Enfin, en Vendée, 62 éoliennes de 216 mètres de hauteur situées sur 86 km² devraient être installées entre Noirmoutier et de l’île d’Yeu. La construction débutera en 2019 pour une mise en service progressive entre 2021 et 2023.

Certains projets sont encore sous réserve. C’est le cas à Dunkerque (Nord), où un futur parc doit être installé au large de Berck et du Touquet. Un appel d’offres a été lancé cette année et le choix devrait être connu début 2018. À Courseulles-sur-Mer, dans le Calvados, le projet attribué à EDF et Alstom, attend d’être validé. Près de l’île d’Oléron (Charente-Maritime), un parc de 60 à 80 éoliennes offshore devrait être mis en service en 2023. Mais pour l’instant, l’appel d’offres n’est pas terminé.

Les parcs d’éoliennes flottantes

Entre Groix et Belle-Ile (Morbihan), ce ne sont pas des éoliennes classiques, fixées dans les fonds marins, qui devraient voir le jour, mais des éoliennes flottantes . Les 4 structures, hautes de 180 mètres sur 150 mètres de diamètre, seront installées en 2019 et commenceront à fonctionner l’année suivante.

Trois autres fermes pilotes-éoliennes comme celle-ci sont également en projet dans la Méditerranée : à Leucate (Aude), Gruissan (Aude) et Faraman (Bouches-du-Rhône).

ELECTRICITE, CA AUGMENTE DEBUT AOUT !

Rattrapage des tarifs réglementés: l’eléctricité subira une augmention de 1,7% début août 2017. La CRE propose une évolution de ces tarifs et le gouvernement a trois mois pour s’y opposer.

Mercredi 2 aout 2017

L’électricité française est d’origine nucléaire à 80%, L’an dernier, les tarifs ont par exemple baissé de 0,5%, du fait de la faiblesse des prix de l’électricité sur le marché de gros.

Les tarifs « sont fixés conformément à la proposition de la Commission de régulation de l’énergie » (CRE), selon une décision du ministère de la Transition écologique et solidaire parue vendredi au Journal officiel. Or, la CRE avait proposé en juin une hausse de 1,7% afin notamment d’« achever » dans cette évolution annuelle du tarif « le rattrapage des montants liés à l’insuffisance des tarifs au titre de l’année 2012 ».

Les tarifs réglementés de vente d’électricité sont révisés tous les ans au 1er août. Ils sont calculés en additionnant les coûts de l’énergie (prix sur le marché de gros et prix du nucléaire historique), le coût d’acheminement de l’électricité (réseaux de transport et de distribution) et le coût de commercialisation.

MERCREDI 2 AOUT, A PARTIR D’AUJOURD’HUI ON DETRUIT…

Le jour du dépassement de la terre est arrivé !

Mercredi 2 aout 2017

Forêt des landes de Lanvaux

Mercredi 2 aout, la terre aura épuisé les ressources naturelles produites en une année,  C’est le jour dit du «dépassement de la Terre». Toutes les ressources naturelles renouvelables en une année ont été épuisées, qu’il s’agisse de la production des terres agricoles, des forêts et des ressources des océans. Une seule planète ne suffit plus à pourvoir aux besoins des hommes. Ce « jour du dépassement de la Terre » (« Earth overshoot day » en anglais) est calculé chaque année par le Global Footprint Network, un institut de recherches international basé à Oakland (Californie). Grâce à plus de 15 000 données des Nations unies, il compare l’empreinte écologique de l’homme, qui mesure l’exploitation des ressources naturelles de la Terre, avec la biocapacité de la planète, c’est-à-dire sa capacité à reconstituer ses réserves et à absorber les gaz à effet de serre. Selon ses calculs, la consommation de l’humanité dépasse de 70 % les ressources disponibles

Il faut 1,7 Terre pour subvenir aux besoins de l’humanité, car les ressources naturelles sont consommées trop vite.

 La Terre n’a plus la capacité d’absorber le CO2 émis par l’humanité. L’acidification des océans augmente, les terres agricoles et les forêts se dégradent plus rapidement, les gaz qui ne peuvent pas être absorbés augmentent la concentration de CO2 dans l’atmosphère et aggravent le réchauffement climatique.

Il est vrai que depuis trois ans, les émissions de CO2 diminuent au plan international, du fait du développement des énergies renouvelables et, surtout, d’une baisse des émissions liées aux centrales au charbon en Chine et aux États-Unis, mais  le jour du dépassement continue à déraper  plus lentement,  certes,  mais toujours de plus en plus tôt dans l’année. Ce moment a même été calculé pour chaque pays, selon ses modes de consommation. Au Luxembourg, ce jour du dépassement est atteint dès le 17 février, aux États-Unis le 13 mars, en France le 3 mai et en Chine le 23 juin.

Parc éolien de la gacilly

 Développer les énergies renouvelables en 2030 dans la consommation mondiale, comme le préconisent les Nations unies, permettrait de gagner près de 3 mois (89 jours) sur le jour du dépassement de la Terre. Emprunter des moyens de transport propres et collectifs au détriment de la voiture pourrait également aider à gagner 10 jours.

Et l’augmentation de la température de la planète ? Une équipe de scientifiques basée aux Etats-Unis a utilisé des projections de croissance de la population pour estimer la production future et les émissions de carbone dues à l’utilisation d’énergies fossiles qu’elle entraîne. Sur la base de ces données, « l’augmentation de la température est probablement de 2 °C à 4,9 °C, avec une valeur médiane de 3,2 °C », concluent ces experts.

 

Tarifs reglementés

Les tarifs réglementés d’Engie et EDF perdent de plus en plus de clients

L'ouverture à la concurrence des secteurs du gaz et de l'électricité s'accroît.

Un nombre croissant de consommateurs quittent les tarifs réglementés d’Engie et EDF. Au total, le nombre d’offres à prix libres représente 15,1% du marché de l’électricité chez les particuliers.

Les tarifs réglementés du gaz et de l’électricité ont continué de perdre du terrain au premier trimestre en France, près de dix ans après l’ouverture totale du secteur à la concurrence. C’est ce qu’a indiqué la Commission de régulation de l’énergie.

Chez les particuliers, «le nombre de sites en offre de marché continue de progresser à un rythme élevé», a indiqué la Commission de régulation de l’énergie dans son observatoire trimestriel du marché de détail, même si la marge de progression reste importante. Concernant l’électricité, 318.000 consommateurs résidentiels supplémentaires ont quitté les tarifs réglementés d’EDF sur les trois premiers mois de l’année. Cela porte à près de 4,88 millions sur 32,1 millions (soit 15,1%) le nombre de sites en offres de marché (c’est-à-dire à prix libres), généralement moins chères. La quasi-totalité d’entre eux (4,85 millions) ont opté pour un fournisseur alternatif à l’opérateur historique.

L’ouverture du marché est encore plus avancée dans le gaz. Près de la moitié des sites (5,27 millions sur 10,6 millions) avaient choisi une offre de marché à la fin mars, ce qui représente 217.000 clients supplémentaires sur trois mois. Parmi ces sites, 2,56 millions avaient opté pour un fournisseur alternatif (25% de parts de marché) au géant français Engie (ex-GDF Suez), qui propose à la fois des tarifs réglementés ou des prix de marché.

Même tendance chez les clients professionnels

Chez les clients professionnels, l’ouverture à la concurrence a également progressé après un dernier semestre «relativement stable» en 2016, a souligné le gendarme de l’énergie. Du côté de l’électricité, environ un tiers des 5 millions de sites étaient en offre commerciale, soit une nette progression de 100.000 sites pour atteindre 1,65 million. Quelque 18,6% du total étaient chez des concurrents d’EDF. Dans le gaz, 88,7% des 663.000 sites s’étaient détourné des tarifs réglementés à la fin mars, dont 265.000 (39,9%) chez des fournisseurs alternatifs qui continuent à gagner des parts de marché.

Pour les clients non résidentiels, les tarifs réglementés ont été supprimés pour ceux ayant une puissance électrique souscrite supérieure à 36 kVA ou dont la consommation gazière excède 30 mégawattheures (MWh) par an, dans un marché ouvert à la concurrence pour tous les consommateurs depuis le 1er juillet 2007.

La reprise des prix du pétrole

Le marché du pétrole tardera à se rééquilibrer

Le prix du brent de la mer du Nord devrait osciller de longs mois autour de 50 dollars le baril.

LE MONDE | • Mis à jour le | Par Jean-Michel Bezat

L’Organisation des pays exportateurs de pétrole (OPEP) et l’Agence internationale de l’énergie (AIE) sont au moins d’accord sur un point, dans leurs rapports mensuels publiés respectivement mardi 13 et mercredi 14 juin : le marché pétrolier se rééquilibrera plus tard que prévu. Le prix du brent de la mer du Nord, la référence mondiale, devrait donc osciller encore de longs mois autour de 50 dollars le baril.

Même si la consommation de brut reste soutenue, les stocks se réduisent lentement et le redressement de la production en Libye et au Nigeria ces dernières semaines efface en partie l’effort de réduction de l’OPEP (– 1,2 million de barils par jour) prolongé jusqu’en mars 2018 lors de la réunion du cartel, fin mai, à Vienne.

Les stocks de pétrole brut ont reculé moins fortement que prévu la semaine dernière aux Etats-Unis, selon des chiffres publiés mercredi par le département américain de l’Energie (DoE), entraînant une chute des cours de l’or noir américain à 45 dollars le baril.
Les réserves se sont certes repliées de 1,7 million de barils, mais moins que les 2,4 millions attendus par les experts du panel Bloomberg.

« Rythme plus lent »

La production reste, elle, soutenue. Dans son rapport de mai, l’OPEP constate que la production de la Libye et du Nigeria, deux de ses membres exemptés de réduction en raison des crises qu’ils traversent, a ajouté plus de 350 000 barils sur un marché déjà engorgé. Au total, la production mondiale a atteint 95,74 millions de barils par jour, soit 1,48 million de plus qu’en avril 2016.

Du coup, le « rééquilibrage » du marché se fait « à un rythme plus lent » que prévu, reconnaissent ses experts. L’OPEP souhaite que les stocks commerciaux de l’OCDE reviennent dans la moyenne des cinq dernières années. On en est encore loin. Ils ont progressé de 18,6 millions de barils en avril pour atteindre 3,045 milliards de barils.

« Sur la base de nos prévisions actuelles pour 2017 et 2018 et si les pays de l’OPEP continuent de respecter leur accord de production, les stocks pourraient ne pas retomber au niveau désiré avant d’arriver presque au terme de l’accord en mars 2018 », prévient l’AIE.

Lire aussi :   Le trop-plein d’or noir n’est pas près de se résorber

Le pétrole de schiste redevient rentable

Depuis six mois, les efforts des pays de l’OPEP, Arabie saoudite en tête, et dans une moindre mesure de la Russie (non-OPEP) pour réduire leur production sont minés par la reprise de la production des compagnies opérant aux Etats-Unis, qui ne sont limitées par aucun quota.

Elles n’obéissent qu’aux lois du marché et réagissent au signal prix. Or à 50 dollars le baril, le pétrole de schiste (shale oil) est devenu rentable dans de nombreux bassins pétrolifères, comme ceux de l’ouest du Texas. D’autant que le président américain, Donald Trump, fait tout pour encourager la production nationale en promettant des baisses de taxes et la suppression de nombreuses règles en faveur de l’environnement décidées sous le mandat de Barack Obama.

Lire aussi :   Donald Trump relance des oléoducs controversés

Dans son rapport mensuel, l’AIE prévoit que les pays non-membres de l’OPEP – à commencer par les Etats-Unis – amplifieront en 2018 une production déjà en croissance. La hausse totale de l’offre sera supérieure à celle de la demande (+ 1,4 million de barils par jour), indique l’agence basée à Paris, qui défend les intérêts des grands pays consommateurs.

Les non-OPEP pomperaient ainsi 1,5 million de barils par jour de plus l’an prochain, portant leur production à 59,7 millions. A eux seuls, les Américains produiront chaque jour plus de 1 million de barils supplémentaires. Soit 14,1 millions, si l’on ajoute le pétrole brut et tous les condensats.

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2016: BAISSE DES INVESTISSEMENTS DANS L’ENERGIE RENOUVELABLE

 Energies vertes: Un nouveau record de puissance installée a en effet été établi en 2016, confirmant l’essor continu de ce secteur mais les investissements qui y ont été consacrés ont fortement diminué.  Publié mercredi 7 juin, le rapport annuel du réseau international REN21, qui brosse le panorama le plus complet des filières renouvelables dans le monde, apporte une réponse contrastée.

Source lemonde.fr- Juin 2017

Eoliennes de Saint Congard

A la fin de 2016, la capacité totale d’énergie renouvelable a franchi pour la première fois la barre de 2 000 gigawatts (GW), à 2 017 GW, soit une progression de 8,7 % sur un an, de même niveau que celle enregistrée en 2015. Si un peu plus de la moitié de ce potentiel reste assuré par les ouvrages hydrauliques, le développement du secteur est tiré par le solaire photovoltaïque (303 GW, + 33 %) et par l’éolien (487 GW, + 12,5 %), qui comptent à eux deux pour plus de 80 % dans cette croissance.

Le Petit Poucet français

La Chine conforte sa place de chef de file incontesté dans le solaire photovoltaïque, où elle est à l’origine de près de la moitié des capacités supplémentaires, comme dans l’éolien, où plus de 40 % des nouvelles installations sont à mettre à son actif. En comparaison du géant asiatique, le Japon, les Etats-Unis, l’Allemagne ou l’Inde font désormais, dans ce domaine, figure de nains.

La France se classe, pour sa part, dans le groupe des dix pays les plus équipés, mais avec un rang de Petit Poucet et une progression modeste (+ 0,6 GW en 2016 dans le solaire et + 1,6 GW dans l’éolien).

Installations photovoltaïques de la Gacilly

A l’échelle de la planète, les filières vertes représentent aujourd’hui près de 10 millions d’emplois directs et indirects, majoritairement dans le solaire (3,9 millions de postes) et les bioénergies (2,8 millions).

Baisse des coûts des technologies

La Gacilly, le plus grand parc éolien productif de Bretagne

Paradoxalement, les énergies tirées du soleil, du vent ou de la biomasse continuent de gagner du terrain, alors même que les investissements qui leur sont consacrés sont en chute libre. Ceux-ci ont en effet diminué de 23 % en 2016, pour tomber à 242 milliards de dollars (215 milliards d’euros), soit leur niveau de 2010.

Le recul est très significatif pour les pays développés (– 14 %), mais il est particulièrement prononcé pour les pays émergents et en développement (– 30 %). Alors qu’en 2015 ces derniers avaient pour la première fois investi davantage que les nations « avancées » dans les renouvelables, ils ont considérablement réduit la voilure.

On peut, dans une approche positive, y voir le résultat de la baisse des coûts des technologies renouvelables qui, note REN21, permet d’avoir « plus de capacité pour moins cher ». De fait, le rapport met en avant les exemples de l’Argentine, du Chili, de l’Inde, de la Jordanie, de l’Arabie saoudite ou des Emirats arabes unis, où, pour certains projets solaires, le prix du kilowattheure est descendu à 0,03 dollar, un tarif défiant toute concurrence.

Mais on peut aussi craindre que ce désinvestissement se traduise, à court terme, par une moindre croissance du secteur. Le marché chinois, si dynamique qu’il soit, avec un tiers des dépenses mondiales dans les renouvelables, connaît lui-même un ralentissement, ce qui est aussi le cas de l’Inde, du Japon et de l’Afrique du Sud.

INERTIE THERMIQUE DE VOTRE MAISON, ESSENTIELLE POUR LIMITER VOS DEPENSES ENERGETIQUES

L’inertie thermique d’un bâtiment est sa capacité à stocker, à conserver puis à restituer la chaleur de manière diffuse. Plus cette inertie est élevée, plus le bâtiment mettra du temps à se refroidir en hiver et se réchauffer en été.

Source quelleenergie.fr- 10 juin 2017

Maison en pierre de Carentoir

Les effets de l’inertie thermique sont depuis longtemps avérés, notamment dans les pays où les constructions sont traditionnellement d’origine minérale. Explications sur un phénomène qui mérite que l’on s’y intéresse. Le choix des matériaux de construction a donc une incidence déterminante sur la qualité thermique des constructions et sur leur niveau de performance en ce domaine. Les matériaux lourds et denses comme le béton, la brique pleine ou la pierre possèdent une grande capacité à stocker de la chaleur à l’intérieur d’un habitat.

Comment fonctionne l’inertie thermique ?

Lorsque l’on chauffe une maison, les matériaux à forte inertie vont emmagasiner la chaleur. Une fois la source de chaleur coupée, ces mêmes matériaux vont être capables de restituer la chaleur stockée et participeront ainsi au chauffage (gratuit) de l’habitat.

Pour mieux comprendre :

Le rayonnement solaire irradiant un mur de béton ou de brique est en partie absorbé par le matériau du mur. Ce rayonnement sera ensuite transformé en chaleur et accumulé à l’intérieur de la paroi. Lorsqu’elle est soumise à une variation de température, une paroi se comporte donc à la manière d’une éponge qui absorbe l’eau. Elle va se réchauffer en absorbant une partie de l’énergie reçue.

Tous les matériaux ne possèdent pas les mêmes capacités thermiques. Un matériau léger sera plus isolant mais présentera une faible capacité thermique. Pour un apport égal d’énergie dans un temps donné, ils ne vont donc pas tous emmagasiner la même quantité de chaleur.

En hiver une bonne capacité de stockage des apports solaires durant quelques heures de la journée impactera favorablement la facture de chauffage. Les apports solaires peuvent aller jusqu’à 7,5 kW en plein hiver permettant d’obtenir près de 35 kWh d’énergie passive lors d’une journée bien ensoleillée. Cette inertie évitera d’allumer le chauffage pendant un certain temps entraînant de substantielles économies d’énergie. Avec des apports de chauffage minimisés il est très facile de maintenir une température constante. L’intérêt de l’inertie thermique tient aussi au confort. Avec une forte inertie thermique, la température intérieure ne varie quasiment pas, la maison conserve une température constante toute la journée voire toute l’année.

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UN LITRE D’EAU POUR APPORTER LA LUMIERE A DES MILLIERS DE PERSONNES

Une bouteille d’eau, une Led, une batterie, un panneau solaire et le tour est joué !

Source novethic.fr- 29 mai 2017

 Ce système peu coûteux et très simple a été imaginé par Liter of Light (un litre de lumière en français), une ONG présente dans plus de 30 pays, dont le but est de permettre à des milliers de personnes dans les pays en développement d’accéder à l’énergie, tout en respectant l’environnement.

Rencontre avec Olivier Lasbouygues, le président de l’ONG en France.

Novethic. Comment est né Liter of Light ?

Olivier Lasbouygues. C’est une innovation Sud-Sud,c’est à dire née dans le Sud pour les pays du Sud. L’idée d’insérer une bouteille d’eau dans le toit des maisons a émergé en 2002. La bouteille fonctionne comme un puits de lumière et permet d’apporter de l’éclairage pendant la journée. En 2011, le système a été amélioré pour répondre au mieux aux besoins des communautés. Dans la même bouteille, nous avons intégré une Led, des composants électroniques, un tube et un panneau solaire, le tout pour 10 dollars environ. Cela permet d’éclairer une pièce de 15 m2 à la nuit tombée, et évite l’utilisation de kérosène. Les enfants peuvent ainsi faire leurs devoirs et les parents s’occuper de la maison… Et puis, afin de résoudre les problèmes d’insécurité et de criminalité dans les rues, nous avons également transposé le système aux lampadaires.

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Novethic. Quelle est l’ambition de l’ONG ?

Olivier Lasbouygues. Notre objectif est que chacun puisse s’approprier le système et avoir accès à l’éclairage. C’est pourquoi le produit est très simple à reproduire, pas très cher et accessible à tous en open source. L’autre volonté de l’ONG était de permettre l’émergence de micro-entreprises au niveau local afin que le système puisse être étendu et qu’il génère un revenu. Aujourd’hui, nous estimons que 200 personnes à travers le monde arrivent à en vivre et à développer une économie locale.

Une innovation Sud-Sud

Novethic. Sur quel modèle économique vous appuyez-vous ?

Olivier Lasbouygues. En Asie par exemple, un particulier va économiser 5 dollars par mois grâce au système de la bouteille simple, utilisée en journée. En deux mois, la famille va pouvoir acheter les matériaux nécessaires pour fabriquer le système complexe utilisé le soir. Et avec les économies ainsi engendrées, elle pourra faire réparer le produit.

Novethic. Quel est votre rôle ?

Olivier Lasbouygues. Dans les pays en développement, nous intervenons principalement au début pour donner des conseils et aider à l’installation du système. Ensuite nous nous appuyons sur des partenaires locaux, généralement des personnes motivées, capables de réparer les systèmes en cas de besoin. Dans la plupart des pays, l’ONG offre le dispositif gratuitement, mais en Colombie, par exemple, l’association est devenue une entreprise qui commercialise le système.

Novethic. Qu’attendez-vous de la COP21 ?

Olivier Lasbouygues. Je n’en attends rien de particulier car je préfère agir. Les solutions viendront du bas, du terrain.

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LA COUR D’APPEL DE NANTES VIENT D’ANNULER LE SCHEMA REGIONAL EOLIEN DE BRETAGNE

Et de quinze ! La cour administrative d’appel de Nantes vient d’annuler le schéma éolien régional de Bretagne. Quelques jours plus tôt, la cour administrative d’appel de Bordeaux a pris la même décision concernant le schéma éolien régional de Poitou-Charentes. Au total, 15 schémas régionaux ont été rejetés au cours de ces derniers mois par la justice, dont celui d’Ile-de-France.

Source les echos.fr- 4 mai 2017

Parc éolien de la Gacilly

Dans leur rapport concernant le schéma éolien breton, les juges ont considéré que « la zone favorable au développement de l’éolien en Bretagne ne s’appuie sur aucune donnée scientifique précise, mais sur des considérations brèves et générales relatives à la vitesse du vent ».

Objectif maintenu en Bretagne

Seules quelques zones près du Mont-Saint-Michel et des secteurs de servitude des radars automatiques étaient considérées comme interdites aux éoliennes. 97 % du territoire leur était accessible. C’est donc un véritable revers pour la Bretagne, qui n’entend pas pour autant baisser les bras. « L’objectif de 1.800 à 2.500 mégawatts d’éolien en Bretagne à l’horizon 2020 reste d’actualité », indique Dominique Ramard, le conseiller régional chargé de la transition énergétique. Il entend, avec l’Etat, toujours partie prenante dans l’élaboration des différents schémas, « imaginer de nouvelles façons de faire pour poursuivre l’implantation d’éoliennes là où c’est possible ».

Etat des lieux

La région Bretagne envisage la signature de schémas éoliens locaux avec une cinquantaine de communes prêtes à accepter chacune entre 5 et 6 mâts dans des zones situées loin des habitations.  Au syndicat des énergies renouvelables qui regroupe les professionnels de la filière, Marion Lettry, la déléguée générale adjointe, avoue que « ces décisions sont gênantes, elles ne renvoient pas une bonne image de l’éolien. Il y a eu un défaut de consultation du public par l’Etat et les régions ».

Multiplication des recours

Pour le moment, ces annulations n’empêchent pas les entreprises de se développer. « Nous avons actuellement en cours une trentaine de projets, dont 20 sont situés dans l’ouest de la France. Pour poursuivre notre croissance, nous avons besoin de l’appui des élus régionaux », indique Matthieu Le Drévo, directeur technique de P&T Technologie, qui exploite actuellement 16 parcs éoliens répartis dans toute la France. La filière emploie à ce jour 18.000 personnes, principalement dans l’ingénierie et l’installation des mâts. La fabrication des éoliennes se concentre au Danemark et en Allemagne.

La Fédération environnement durable, qui regroupe 1.000 associations locales, est à l’origine des recours ayant conduit aux annulations des schémas. « L’Etat et les régions ont procédé, indique son président, Jean-Louis Butré, à l’inverse de ce qu’il aurait fallu faire, à savoir créer un plan national éolien cohérent. » Il considère que l’absence de schéma va entraîner une multiplication des recours. Cinq cents sont actuellement en cours d’instruction par la justice administrative.

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DEMANTELEMENT DU REACTEUR DE BRENNILIS DANS LE FINISTERE… UNE EPINE DANS LE PIED D’EDF

Brennilis, le petit (70 MW) réacteur à eau lourde des monts d’Arrée (Finistère). Mis en service en 1967, stoppé en 1985, il attend toujours, dans la lande battue par les vents, un démantèlement qui ne devrait pas s’achever avant 2032.

Source Lemonde.fr- le 4 mai 2017
 Ce dérapage du calendrier a certes pour raison principale un changement de stratégie d’EDF. Alors que l’électricien prévoyait au départ de procéder à un démantèlement différé, pour laisser la radioactivité décroître pendant quelques dizaines d’années et faciliter ainsi l’intervention humaine, il a, au début des années 2000, opté pour un démantèlement immédiat.

Et ce pour bénéficier de la mémoire de ceux qui ont exploité les centrales, et parce que des techniques de téléopération étaient disponibles . Les dossiers de démantèlement ont alors été constitués, ce qui a demandé plusieurs années, avant que soient publiés les décrets autorisant la déconstruction des îlots nucléaires.

En se référant à la date de ces décrets, EDF considère donc que la durée effective d’une déconstruction est de l’ordre de quinze ans seulement. On en est pourtant très loin, avec les six réacteurs de la première génération du parc français (Bugey 1, Chinon A1, A2 et A3, Saint-Laurent A1 et A2), eux aussi en cours de démolition. Des monstres d’un autre temps, vingt fois plus gros qu’un réacteur actuel et d’un fonctionnement incroyablement complexe. D’une technologie dite à uranium naturel graphite gaz, ils recèlent au total 17 000 tonnes de graphite, dont l’extraction sera aussi longue que difficile et qui générera des déchets de faible activité mais à vie longue, pour lesquels il n’existe pas encore de centre de stockage.

Quand ces ancêtres ont été mis à la retraite, EDF avait prévu de terminer leur démantèlement vers 2040. Mais, consultées par appel d’offres sur la méthode retenue – un retrait du graphite sous eau –, les entreprises sous-traitantes se sont déclarées incapables de mener à bien cette tâche. En 2016, EDF a fait volte-face et annoncé qu’elle envisageait désormais une extraction sous air, reportant du même coup l’élimination complète de ces réacteurs au début du siècle prochain.

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FLAMANVILLE: 8 ASSOCIATIONS ONT DEPOSER UN RECOURS CONTRE LE DECRET DE CREATION DE L’EPR

Huit associations, dont Greenpeace et l’Observatoire du nucléaire, ont annoncé mercredi 19 avril 2017 avoir déposé auprès du Premier ministre Bernard Cazeneuve un « recours gracieux » afin de contester le décret de création du réacteur nucléaire de l’EPR de Flamanville (Manche).

Source reporterre- avril 2017

Deux militants de Greenpeace ont réussi à monter sur le couvercle de la cuve du réacteur lors de son acheminement, le 12 février, près de Caen.

Ce recours, déposé mardi 18, est la première étape avant un recours devant le Conseil d’Etat pour obtenir l’annulation du décret du 10 avril 2007, préviennent ces associations qui pointent des anomalies notamment sur la cuve de l’EPR.

LA CUVE DE L’EPR ESTFECTUEUSE

À Flamanville (Manche), les travaux de l’EPR se poursuivent. Le couvercle de la cuve du réacteur, une pièce métallique de cinq mètres de diamètre, y a été acheminé depuis le Creusot (Saône-et-Loire) jusqu’à la centrale, qu’il a atteint le 12 février au soir. Pourtant, ce couvercle, ainsi que le fond de la cuve, tout deux fabriqués par Areva, sont défectueux. Le 3 avril 2015, l’Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN) a en effet annoncé que ces pièces présentaient une « anomalie de composition de l’acier ». Des tests complémentaires ont commencé en décembre pour déterminer si ces deux éléments seront capables de résister en cas d’incident dans la centrale.Mais cela ne semble pas freiner EDF, le maître d’œuvre du projet. Il faut dire que le chantier du premier réacteur nucléaire français de troisième génération a déjà accumulé beaucoup de retard. Dans le meilleur des cas, le démarrage du réacteur ne devrait pas intervenir avant fin 2018, soit avec près de sept ans de retard sur le calendrier.

Comment est-il possible qu’une pièce si importante présente des anomalies ?

C’est la première fois qu’un réacteur nucléaire de cette taille est construit en France. Sa cuve est plus grande que celle des réacteurs de deuxième génération, d’une puissance de 1.300 mégawatts. Les pièces qui la composent sont aussi plus lourdes et plus épaisses. Les ingénieurs de l’usine Areva du Creusot ont donc découpé le couvercle, ainsi que le fond de cuve, à partir d’un bloc d’acier de 159 tonnes. Quand l’acier est coulé pour créer un bloc aussi lourd, le carbone, un de ses composants, se répartit mal. En certains points du couvercle et de la cuve, la concentration en carbone est donc trop élevée. Résultat, la résilience, c’est-à-dire la capacité de l’acier à résister aux chocs, n’est pas assez importante. Les tests de résilience ont montré que les plus basses valeurs mesurées sur la cuve de l’EPR sont de seulement 36 joules. Or, le seuil minimal imposé par la réglementation est de 60 joules.

Le modèle de la cuve de l’EPR de Flamanville.

Comment est-on arrivé à cette situation ?

Le fond de la cuve et le couvercle ont été forgés en 2006. Ce n’est que huit ans plus tard, fin 2014, que les défauts de ces pièces ont été découverts. Une fois que le fond de la cuve était déjà fixé dans le réacteur. Pourquoi ? En fait, la réglementation relative aux équipements sous pression nucléaire a changé. Un nouveau texte, entré en vigueur en 2011, a permis à l’Autorité de sûreté du nucléaire (ASN) d’exiger qu’Areva mène de nouveaux essais, plus poussés. Ensuite, il a encore fallu attendre quasiment quatre ans avant que l’industriel envoie les résultats de ses tests.Areva avait-il connaissance du défaut de résistance de l’acier ? « Areva nous a explicitement écrit qu’il n’en avait pas connaissance, explique à Reporterre Julien Collet, le directeur général adjoint de l’ASN. Ils nous ont dit avoir été surpris par les résultats obtenus. » Etrange : car l’industriel a indiqué au journal Le Monde qu’il avait transmis à l’ASN en 2008, puis en 2009, ses résultats sur l’excessive teneur en carbone de son acier, parmi d’autres données.La question du calendrier reste donc très floue. C’est l’un des points que tente d’éclaircir le Haut Comité pour la transparence et l’information sur la sûreté nucléaire, saisi par Ségolène Royal le 5 octobre 2015 sur la question de l’EPR.

Pourquoi permettre à EDF de faire d’autres tests ?

Les tests qui ont révélé les anomalies ont été réalisés fin 2014. Areva a ensuite proposé un nouveau programme d’essais mécaniques. L’industriel espère montrer que l’acier est suffisamment solide, même s’il présente une anomalie. Pour Sylvie Cadet-Mercier, c’est tout à fait normal. « Les essais réalisés en 2014 sont un indicateur d’un comportement non attendu du matériau. Ce qui nous intéresse, ce sont les tests mécaniques. Il s’agira de savoir comment la pièce peut résister en situation accidentelle. » Suite à une analyse de l’IRSN, le programme d’Areva a donc été validé en décembre 2015, pour des résultats attendus cet été. La nouvelle série d’essais a donc commencé dans le centre technique d’Areva à Karlstein, en Allemagne, et au centre d’étude de l’énergie nucléaire, l’équivalent belge du CEA, situé à Mol. Mais pour Yannick Rousselet, chargé de campagne nucléaire à Greenpeace, ces tests complémentaires n’ont pas lieu d’être. « Une des règles de base de la sûreté nucléaire, c’est que les installations à haut risque, comme la cuve, doivent être au top niveau. Il n’y a pas de mesure compensatoire à envisager. Là, on est déjà dans la discussion et ce n’est pas acceptable. »

Arrivée de la cuve de l’EPR à Flamanville en 2013

Que se passera-t-il si les nouveaux tests ne sont pas concluants ?

Si les tests confirment l’imperfection des éléments étudiés, Areva n’obtiendra pas l’autorisation de l’ASN, indispensable pour pouvoir faire fonctionner le réacteur. Dans ce cas, l’industriel devra remplacer les pièces non conformes. Le couvercle peut l’être. « Mais c’est plus compliqué pour le fond de cuve, qui est soudé au reste du réacteur, explique Julien Collet, de l’ASN. On ne sait pas s’il est possible de l’extraire sans mettre en cause la sûreté de la future centrale. »Si la déficience des pièces était avérée, cela pourrait aussi affecter voire annuler les contrats qu’Areva a passé avec la Chine. À Taishan, les deux réacteurs EPR en cours de construction sont équipés du même modèle de cuve que Flamanville. La National nuclear safety administration (NNSA, Agence nationale de sûreté nucléaire), l’équivalent de l’Autorité de sûreté nucléaire en Chine, pourrait décider de stopper le chantier. « Pour l’instant, la NNSA est dans l’attente de nos conclusions », confie Julien Collet.

Comment le gouvernement compte-t-il s’en sortir ?

Le ministère de l’Environnement a publié un arrêté le 30 décembre 2015 visant à assouplir les règles applicables aux « équipements sous pression nucléaire ». Le texte introduit deux régimes dérogatoires. Il permet notamment « une possibilité pérenne de dérogation permettant de traiter, au cas par cas, des difficultés de respect des exigences de la règlementation ».

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ENERGIE: L’AVENIR EST A L’AUTO-CONSOMMATION

Seuls 14 000 foyers consomment le courant qu’ils produisent. Cette pratique restée jusqu’à présent marginale est promise à se développer grâce à la loi sur la transition énergétique.

Lemonde.fr- jeudi 20 avril 2017

Certains n’hésitent pas à parler d’un « phénomène sociétal », comme chez Enedis (ex-ERDF), la filiale d’EDF chargée du réseau de distribution d’électricité. L’autoconsommation du courant produit à domicile ou au sein d’une entreprise – le plus souvent à partir de panneaux solaires – est devenue possible et attractive grâce à une ordonnance de juillet 2016, ratifiée mi-février par le Parlement. Cet aspect encore méconnu de la transition énergétique favorise le développement d’une production et d’une consommation d’électricité bas carbone et décentralisée.

Le « phénomène » est resté jusqu’à présent marginal : seuls 14 000 foyers consomment le courant qu’ils produisent. Beaucoup moins que les quelque 350 000 producteurs individuels d’électricité qui la revendent à EDF à un prix très intéressant dans le cadre de contrats d’une durée de vingt ans. Mais l’autoconsommation pourrait décoller dans les prochaines années. La loi oblige les gestionnaires du réseau électrique, Enedis en tête, à faciliter son développement, dans un cadre individuel ou collectif où des PME, les membres d’une copropriété, d’une coopérative ou d’une association s’entendent pour se partager le courant produit.

 

A l’interface entre fournisseurs et consommateurs

Il se trouve à l’interface entre les fournisseurs (EDF, Engie, Direct Energie…) et les consommateurs grâce aux compteurs communiquants Linky, qui permettra de gérer ces nouveaux micro-réseaux pour optimiser la consommation.

Ce compteur permet de mesurer la consommation et la production de courant. Il est possible de connaître en temps réel l’état du réseau et les flux qui y transitent, permettant à Enedis un pilotage plus fin de ses installations. Il va mesurer, calculer et communiquer aux clients ayant choisi l’autoconsommation collective les volumes d’électricité produits et à répartir entre eux. Le distributeur s’engage aussi à les alimenter si la production locale s’avère insuffisante.

D’autres fournisseurs d’énergie devraient suivre

EDF ne s’y est pas trompé. Le groupe a lancé son offre « Mon soleil & Moi » en juin 2016 quand son grand concurrent Engie proposait au même moment « My Power ». D’autres fournisseurs d’énergie devraient suivre, modifiant peu à peu un modèle reposant exclusivement sur de puissantes centrales (surtout nucléaires) produisant de grandes quantités d’électricité acheminées par un réseau de lignes à haute, moyenne et basse tension totalement interconnectées.

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LA FILIERE NUCLEAIRE EST-ELLE ENCORE FIABLE ?

L’usine nucléaire du Creusot a accumulé les irrégularités

Source lepoint.fr –  » avril 2017

BRAS DE FER A BRUXELLES SUR LA GESTION DE LA FORET FRANCAISE

Faire feu de tout bois, en confortant la politique climatique de l’Europe ou, au contraire, en l’affaiblissant ? La question est au cœur de discussions serrées que mènent actuellement la Commission de Bruxelles et les pays membres de l’Union européenne sur la place du secteur forestier dans la lutte contre le réchauffement.

Source lemonde.fr- 24 mars 2017

L’enjeu est d’importance, puisque le domaine boisé, qui couvre près de 40 % du territoire de l’UE, absorbe aujourd’hui environ 10 % de ses émissions annuelles de CO2, capté par photosynthèse et stocké dans les troncs, les branches et les racines des arbres, ainsi que dans les sols. Un puits de carbone naturel que Bruxelles souhaite sanctuariser par un nouveau règlement communautaire. Or, de grands pays forestiers, à commencer par la France, tentent d’assouplir ce règlement qui contrarie leur volonté d’exploiter plus intensivement leurs peuplements sylvestres. Une attitude qui leur vaut une volée de bois vert de la part des associations environnementales.

 Le débat est technique, mais aussi politique. Il porte sur ce que les experts appellent « l’utilisation des terres, le changement d’affectation des terres et la foresterie ». Le bilan carbone de ce secteur – la différence entre le volume de carbone soustrait à l’atmosphère par la croissance des arbres ou par les plantations, et volume de carbone relâché du fait des défrichements ou des coupes de bois – a été jusqu’ici comptabilisé dans le cadre du protocole de Kyoto sur la réduction des gaz à effet de serre. Un texte auquel succèdera, en 2020, l’accord de Paris issu de la COP21.

Mais les émission et absorptions de ce secteur ne sont aujourd’hui pas incluses dans les engagements du « paquet climat-énergie » européen, qui vise notamment à réduire d’au moins 40 % les émissions de gaz réchauffants de l’UE d’ici à 2030, par rapport à leur niveau de 1990.

« Aucune émission nette »

L’action climatique de l’Europe  repose pour l’instant sur deux pieds. D’une part, le marché carbone, pour quelque 11 000 installations industrielles (centrales thermiques, raffineries, cimenteries, papeteries…) qui devront avoir réduit leurs émissions de 43 % en 2030. D’autre part, le système dit du partage de l’effort, pour le transport, le bâtiment et l’agriculture (dont ce système couvre les rejets de méthane mais pas ceux de CO2), qui doivent diminuer leurs rejets de 30 %.

Pour affermir ce dispositif, la Commission européenne a décidé de lui ajouter un troisième pied, celui du secteur forestier, en fixant également à ce dernier des objectifs contraignants.  Elle pose le principe que, pour chaque pays, ce secteur ne devra être à l’origine d’« aucune émission nette » de gaz à effet de serre, en sorte que son bilan carbone soit « neutre ou positif ». Cela en prenant comme référence « l’intensité » de la gestion forestière au cours des années 1990-2009. C’est sur ce point que la France manifeste son désaccord. Elle demande que la référence soit celle de « la planification forestière nationale existante ».

Le programme forestier national entre ainsi en contradiction avec la proposition de Bruxelles. En effet, la forêt métropolitaine, qui a doublé de taille en deux siècles pour couvrir 17 millions d’hectares, absorbe aujourd’hui environ 12 % des émissions annuelles de CO2 de la France. Un taux de prélèvement de bois plus important aura pour conséquence de réduire son potentiel d’absorption par rapport à la gestion forestière des décennies passées. A rebours, donc, de la règle du bilan carbone « neutre ou positif ».

 

En l’état, l’approche hexagonale est vertement critiquée par les associations. « La France bafoue son image de leader climatique, en cherchant à cacher le fait que les forêts françaises absorberont de moins en moins de carbone, réchauffant ainsi l’atmosphère, dénonce Hannah Mowat, de l’ONG européenne FERN. Quel message envoie-t-on au monde? Comment stopper la déforestation planétaire si même la France n’est pas honnête? Pour atteindre les objectifs de l’accord de Paris, il faut un système de comptabilité forestière sérieux. »

Bois d’œuvre plutôt que de chauffage

Cette discorde européenne pose la question des limites dans lesquelles la promotion du bois-énergie, c’est-à-dire du bois de chauffage, est ou non « climato-compatible ».

Le bois-énergie représente déjà la première ressource renouvelable en France (40 % du mix renouvelable, deux fois plus que l’hydraulique), consommée aux trois quarts par les appareils de chauffage domestiques. Sur les 37 millions de m3 de bois commercialisés annuellement en métropole, 20 % sont aujourd’hui destinés à être brûlés, trandis qu’un peu plus de la moitié finit en bois d’œuvre, le reste étant dévolu à des usages industriels (pâte à papier, panneaux de particules).

Peut-on aller au-delà ? « Le développement du bois-énergie ne s’oppose pas à une gestion sylvicole durable, dans la mesure où le prélèvement reste inférieur à la croissance de la forêt », estime Cyril Le Picard, président de la branche biomasse du Syndicat des énergies renouvelables. « A la condition impérative, ajoute-t-il, que l’on replante après une coupe rase. »

Julie Marsaud est moins optimiste, d’autant qu’aux grumes commercialisées s’ajoutent 25 millions de m3 par an de bois autoconsommé par les propriétaires forestiers privés, qui partent en fumée. A ses yeux, « l’équilibre dans la récolte entre bois-matériau et bois-énergie doit être amélioré en faveur du premier, afin de favoriser le stockage à long terme du carbone ». Car le bois transformé en charpente, en parquet ou en meuble continue à fixer le CO2 séquestré durant la pousse des arbres, tandis que la combustion du bois de chauffe le renvoie directement dans l’atmosphère. Le paradoxe serait que sous couvert d’atténuer le réchauffement, la politique forestière et énergétique de la France conduise en réalité à atténuer l’action climatique de l’Europe.

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POINT D’ETAPE SUR LA PRODUCTION D’ELECTRICITE RENOUVELABLE EN FRANCE

 La France comptait fin 2016 plus de 46 gigawatts de capacités de production d’électricité à partir d’énergies renouvelables

Source Scienceetvie.fr- Mars 2017
  • Éolien :

La puissance totale installée fin septembre 2016 dans l’hexagone était de 11.166 Megawatts, ce qui fait de la France le quatrième parc éolien le plus important d’Europe derrière l’Allemagne (44.946 MW) l’Espagne (23.025 MW) et le Royaume Uni (13.855 Mw).
L’objectif pour 2018 est d’atteindre les 15.000 MW.

En 2015, la filière éolienne en pleine croissance a rapporté 2.905 millions d’euros de chiffre d’affaire, chiffre l’observatoire. Elle aurait créé presque 2000 emplois durant l’année 2015.

  • Photovoltaïque :

La puissance installée fin 2016 était de 7.017 Megawatts réparties sur 378.899 installations
photovoltaïques. 367 MW de cette puissance est installée dans les départements d’Outre Mer. L’objectif pour la fin 2018 est d’atteindre une puissance installée de 10.200 MW.

Malgré une baisse de la puissance raccordée chaque année, la France demeure le quatrième parc éolien européen derrière l’Allemagne (39.762,8 MW), l’Italie (18.924 MW) et le Royaume-Uni (8917,7 MW). « Le photovoltaïque a permis la production de 7,7 TWh d’électricité en 2015, soit 1,6 % de la consommation électrique française » chiffre le baromètre Observ’ER.

La filière employait 8230 personnes fin 2015, et aurait généré cette année là un chiffre d’affaire de 4.439 millions d’euros.

  • Hydroélectricité

Avec 25.479 Mégawatts de puissance installée, l’eau reste de loin la plus importante source d’électricité renouvelable en France. C’est d’ailleurs la seconde source d’électricité de l’hexagone (11% de la production totale), juste après le nucléaire. La France est le premier pays de l’Union européenne en termes de capacité hydro­
électrique installée. Sur le continent européen, seul la Norvège dispose d’une puissance installée plus importante d’environ 31.000 MW. Il est à noter que dans ce pays, l’hydroélectricité représente 96% de la production électrique, chiffre le rapport.

En 2015 la filière a généré un chiffre d’affaires de 3,5 milliards d’euros, et représente presque 12.400 emplois.

  • Biomasse solide

Les centrales à biomasse solide exploitent des matières organiques telles que le bois, la paille, les copeaux… Ces éléments solides sont transformés via divers procédés (combustion, gazéification, digestion…) qui permettent de produire de la chaleur et de l’électricité. En France, les installations sont peu nombreuses mais de grande taille. Fin 2016, l’observatoire recençait 38 centrales de cogénération biomasse (contre 36 fin 2015). La puissance installée est assez modeste : 408 MW électriques (contre 365 à fin 2015, mais sept sites sont en construction ou en projet avancé, pour une capacité totale de 220 MWe

  • Biogaz

La puissance électrique installée est de 385 MW, répartie sur 478 sites. Le biogaz, issu de la fermentation de la matière organique peut être produit par des décharges (238 installations dont 49 qui produisent exclusivement de l’électricité), du traitement des ordures ménagères (12 unités de tri seulement produisent du biogaz), des stations d’épuration urbaines (88 unités de traitement) ou encore des installation de méthanisation dédiées au traitement des effluents agricole. Le gaz produit peut-être injecté en partie dans le réseau de GDF, ou brûlé pour produire de l’électricité. La filière aurait représenté 2250 empois en 2015 et aurait rapporté un chiffre d’affaire de 600 millions d’euros.

  • Déchets ménagers

L’incinération des déchets a permis en 2015 de produire 1732 Gigawatt d’électricité. Mais l’objectif est plutôt de réduire le nombre de déchets à incinérer en misant plutôt sur la réutilisation, le recyclage ou, mieux encore, la non génération de ces futurs déchets. Parallèlement, le « plan déchets » du ministère de l’environnement vise aussi à réduire la quantité de détritus qui passe au travers des mailles des filières de la valorisation énergétique.

  • Géothermie

Les installations géothermiques sont étroitement liées à la proximité de volcans ou de zones dans lesquelles l’activité tectonique génère de fortes chaleurs. En France, la puissance installée à fin 2015 est de 17 MW, répartis sur deux sites : Bouillante en Guadeloupe et de Soultz-sous-Forêts en Alsace. Mais des projets de nouvelles centrales sont prévus d’ici 2023 dans le Massif central, dans le couloir rhodanien et sur les contreforts du massif pyrénéen.

  • Energies marines

Fin septembre 2016, on comptait 241,04 Megawatts de puissance installée en France. Cette puissance est représentée presque en totalité par l’usine marémotrice de la Rance (240 MW). À cela s’ajoutent quelques apports de la première hydrolienne française mise en place en juin 2015 près d’Ouessant (Finistère). Sa puissance de 1 MW lui permet, à certaines heures, de couvrir un quart des besoins de l’île. S’y ajoutent divers projets pilotes d’hydrolien fluvial, d’énergie houlomotrice, thermique ou osmotique. Mais c’est sans doute du côté de l’éolien offshore que le potentiel est le plus important.

La première éolienne flottante devrait d’ailleurs être déployée d’ici l’automne 2017 au large du Croisic (Loire-Atlantique), sur le site d’expérimentation en mer Sem-Rev de l’école Centrale de Nantes.

Ce portrait énergétique de la France est donc plutôt positif. Mais toutefois, alors que la France vise entre 71 et 78 GW de capacités installées à l’horizon 2023, « si on se projetait dans la tendance d’aujourd’hui (…) on n’atteindrait pas tout à fait » le bas de cette fourchette, remarque M. Tuillé. Et cela même si l’éolien et le solaire semblent retrouver un rythme plus dynamique de développement, avec une croissance respective de 7,8% et de 7,1% l’an dernier, détaille le baromètre.

En revanche, d’autres filières, comme les énergies marines (hydrolien, éolien en mer, etc.) avancent moins vite que prévu, avec des retards annoncés dans l’éolien en mer, ou encore le désengagement de certains grands acteurs, par exemple Areva dans l’éolien en mer, Engie dans l’hydrolien, ou encore l’abandon par EDF en 2013 d’un projet de géothermie dans les Caraïbes. L’hydraulique stagne également, malgré le potentiel de la petite hydroélectricité, du fait de la réglementation sur le classement environnemental des cours d’eau, tandis que dans la biomasse, la production de gaz est de plus en plus privilégiée par rapport à la production d’électricité.

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PRIX DU PETROLE: UNE BAISSE DURABLE ?

Les prix du baril de pétrole ont baissé de 8% en quelques jours jetant le doute sur l’efficacité de la stratégie de réduction de l’offre de l’Opep. Une production américaine qui ne cesse de monter contrarie les efforts des autres pays producteurs et rend moins lisible l’évolution future des cours.

Source la tribune.fr- Mars 2017
Brent

Le prix du baril de pétrole Brent a perdu en cinq séances plus de 8% de sa valeur, revenant évoluer lundi autour des 51,5 dollars. C’est son plus faible niveau depuis la mi-décembre quant il cotait 46 dollars juste avant la décision de l’Opep de réduire volontairement son offre pour soutenir les cours. Ce brusque décrochage inquiète le marché nourrissant les doutes sur l’orientation des cours. Il a été provoqué par la publication des chiffres hebdomadaires des stocks de pétrole (et des produits pétroliers) américains qui affichaient une nouvelle hausse, la cinquième consécutive, maintenant ces stocks à leur plus haut niveau historique, à plus de 2 milliards de barils.

Un accord de réduction partiellement respecté

L’accord de décembre de réduire de 1,2 million de barils par jour (mbj) a production de l’Opep pour la ramener à 32,5 mbj semble respecté (à 85%), grâce notamment à l’Arabie Saoudite qui compense l’indiscipline de certains membres, comme l’Irak et l’Iran, mais cela ne suffit visiblement pas.

La décision de décembre avait permis de faire remonter les prix du baril de la fourchette des 45-50 dollars à celle de 50-55 dollars, mais sans jamais véritablement pouvoir s’installer dans l’objectif des 55-60 dollars.

Les investisseurs  sur le marché à terme continuent à parier sur une hausse des cours en prenant des positions « longues » acheteuses qui atteignent des volumes records.

Le nombre de puits en activité aux Etats-Unis augmente régulièrement

Quant aux Etats-Unis, le nombre de puits en activité s’élevait à 617 la semaine dernière, c’est encore loin du pic de 1.609 atteint auparavant, mais ce nombre augmente régulièrement tout comme le volume de la production.

Ainsi, la production américaine a touché un pic historique avec ses plus de 9mbj revenant à ses niveaux des années 1970. Et selon les projections du département de l’Énergie américain (DoE), elle devrait s’établir à 9,21 mbj en 2017 et 9,73 mbj en 2018, des estimations révisées à la hausse par rapport à celles de février. Et même franchir la barre inédite des 10mbj à la fin de l’année prochaine.

Le risque du sous-investissement

Tous ces éléments plaident en faveur de cours du baril évoluant sous les 50 dollars. Mais lors de la CERAWeek, l’Agence internationale de l’Energie (AIE) a indiqué que la demande mondiale dépassera les 100 mbj en 2019 mettant en garde contre le risque d’un sous-investissement dans de futurs projets qui conduirait à une offre limitée avec pour corollaire une forte envolée des cours.

Khaled Al Faleh ne disait pas autre chose, ajoutant que l’investissement dépend d’un niveau suffisamment élevé des cours pour attirer du capital. C’est ce qu’il devrait répéter à la prochaine réunion de l’Opep prévue le 27 mai.

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ELECTRICITE: 20% D’AUGMENTATION CONSTATEE SUR LES FACTURES CET HIVER

Le consommateur s’y attendait mais cela ne fait jamais plaisir: la facture d’électricité risque d’augmenter sensiblement au cours des prochaines semaines, pour des questions climatiques d’une part, et réglementaires d’autre part.

Source le figaro.fr- le 15 mars 2017

L’aspect météo ne surprendra personne: il a fait plus froid cet hiver que les hivers précédents, avec notamment une quinzaine de jours au mois de janvier en dessous des normales saisonnières, et pour les 25 millions de ménages se chauffant à l’électricité, cela représente un facteur important de surconsommation.

Peut-on chiffrer l’augmentation de la facture entraînée par cet hiver plus rigoureux? Interrogé, EDF rappelle tout d’abord qu’un foyer s’acquitte en moyenne de 800 euros par an pour ses dépenses d’électricité mais les Français vont payer en plus pour avoir allumé leur chauffage de manière plus soutenue. Selon certains spécialistes toutefois, la consommation d’électricité pendant cet hiver 2016-2017 a pu facilement grimper de 20% dans certains foyers.

Rattrapage tarifaire en moyenne de 30 euros

Le second facteur qui explique l’augmentation de la facture d’électricité au cours des prochaines semaines est d’ordre réglementaire. En juillet 2016, le Conseil d’État avait jugé insuffisante l’augmentation des tarifs réglementés pour la période courant du mois d’août 2014 au 31 juillet 2015. La loi ordonnant que les coûts d’approvisionnement d’EDF doivent être strictement répercutés auprès du consommateur, l’entreprise va donc procéder à un rattrapage tarifaire à cette période. Selon EDF, ce rattrapage est estimé en moyenne à 30 euros sur la période et il sera étalé selon le rythme de facturation des clients. En l’occurrence, un certain nombre de ménages se sont déjà acquittés de ce rattrapage mais l’essentiel des consommateurs seront prélevés au cours des prochaines semaines.

«Le consommateur au tarif réglementé d’EDF est tout de même plongé dans un drôle d’univers où il doit payer deux ans plus tard un surplus sur sa facture d’électricité, pour une consommation d’électricité dont il pensait s’être acquitté, souligne Sylvain Le Falher, cofondateur du comparateur d’électricité et de gaz Hello Watt.

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NUCLEAIRE / CHIFFRAGE DU TICKET DE SORTIE

L’Institut Montaigne livre une première estimation de la proposition de Benoît Hamon et de Jean-Luc Mélenchon. Dans le camp des deux candidats de gauche, on pointe la position pro-nucléaire de ce « think tank » libéral.

Source  joel Cossardeaux- Le 13/03 2017

Ex-æquo. Le coût de sortie de la France du nucléaire, que l’on suive le mode d’emploi défendu par Benoît Hamon ou celui de Jean-Mélechon, coûtera dans les deux cas 217 milliards d’euros, selon l’estimation qu’en a livré ce lundi l’Institut Montaigne . Une facture dont le règlement ne tiendra pas en un seul mandat présidentiel, très loin s’en faut. A raison de 10,1 milliards d’euros par an à débourser sur la durée du prochain quinquennat, il restera encore à payer près de 170 milliards jusqu’en 2035. D’ici là et à compter de 2026, la dépense annuelle atteindra 13,6 milliards, toujours selon le « think tank » libéral.

Prudents, les auteurs de l’étude de l’Institut Montaigne ne prétendent pas avoir totalement percé un mystère, très tenace, qui pèse sur les conséquences d’un abandon de l’atome. Sur le chiffrage des coûts directs, beaucoup « dépendra du calendrier largement incertain de fermeture des réacteurs, du mix de substitution visé », précise le centre de réflexion. Quant à l’estimation des coûts indirects, comme ceux liés à la perte d’image de la filière nucléaire, impossible de la mener finement, reconnaissent encore ses experts.

Adapter le réseau à la distribution des énergies renouvelables

En revanche, parmi les paramètres qu’ils valident figurent le prix à mettre (13 milliards entre 2018 et 2035) pour adapter le réseau à la distribution des énergies renouvelables (ENR), le coût d’indemnisation d’EDF pour plus de 25 milliards et le manque à gagner pour la balance commerciale française (25 milliards par an). Enfin et surtout, le remplacement du nucléaire nécessitera d’investir la bagatelle de 179 milliards d’euros et pas systématiquement dans les ENR. D’où la crainte exprimée de voir la France accroître ses émissions de CO2 et ne pas respecter ses engagements dans le cadre de l’accord de Paris contre le réchauffement climatique.

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L’ENERGIE PHOTOVOLTAIQUE DEVIENT 2 FOIS MOINS CHER QUE L’EPR

Le nouveau solaire deux fois moins cher que l’EPR. À 62,50 euros le mégawattheure, le solaire distance également l’éolien, dont le coût est estimé en moyenne à 80 euros.

Source lefigaro.fr- 10 mars 2017

Les gains de compétitivité du solaire ne sont pas un vain mot. Jeudi, les résultats du quatrième appel d’offres photovoltaïque lancé par la Commission de régulation de l’énergie (CRE) se sont soldés par un prix moyen de rachat de l’électricité – il correspond au seuil de rentabilité des installations – autour de 62,50 euros le mégawattheure (MWh), soit deux fois moins que l’EPR de Flamanville (Manche). La production du réacteur nucléaire de nouvelle génération actuellement en chantier devrait «sortir» aux environs de 120 euros le MWh.

Parmi les lauréats de l’appel d’offres de la CRE, le français Neoen, premier producteur indépendant d’énergies renouvelables – et troisième dans la hiérarchie derrière Engie (ex-GDF Suez) et EDF – a remporté quelque 86 MW, répartis à travers dix centrales, ce qui en fait le principal lauréat. Fort de ce prix de 62,50 euros, le solaire distance désormais sensiblement l’éolien, dont le coût est estimé en moyenne à 80 euros. Même si les partisans respectifs de chaque énergie prennent bien soin de ne pas les opposer, force est de constater que le solaire prend de plus en plus le leadership des énergies renouvelables, à la fois en France et dans le monde. Même si, à l’échelle de la planète, les deux énergies sont aujourd’hui au coude-à-coude avec environ 70 gigawatts (GW) de puissance installée.

«Dans le solaire, nous assistons à un autre phénomène intéressant, à savoir que les centrales photovoltaïques vieillissent mieux que prévu, poursuit Xavier Barbaro, dans la plupart des cas, elles vont pouvoir tourner pendant 30 ans alors que les contrats initiaux partaient sur des durées de 20 ou 25 ans.»

BIO-METHANE: LA CENTRALE DU GUELEN VA APPROVISIONNER 10% DE LA POPULATION DE QUIMPER

La centrale du Guelen, dans le Finistère,va entrer en service cette semaine. C’est la plus grosse unité bio-gaz de Bretagne.  Elle couvrira l’équivalent des besoins en gaz de 10% de la population de Quimper.

Source lefigaro.fr- le 8 mars 2017

La centrale de Quimper

Petit à petit, la filière bio-méthane pousse ses pions en France. Certes, le gaz vert représente encore moins de 1% de la consommation de gaz dans l’Hexagone mais il peut s’appuyer sur un certain nombre de développements. A preuve, le groupe Vol-V, spécialisé dans les énergies renouvelables, inaugure vendredi la plus grosse unité de bio-méthane dans le Grand Ouest. Elle se situe précisément dans la zone d’activité du Guelen, dans le Finistère, à proximité de Quimper. L’objectif de production affiché oscille entre 2 et 2,5 millions de mètres cubes injectés par an dans le réseau de GRDF: ces volumes sont directement destinés à une consommation locale. Au petit jeu des comparaisons, ces livraisons représentent l’équivalent de la consommation de gaz de 6 350 personnes, soit 10% environ de la population de Quimper.

«Ce projet s’inscrit pleinement dans le cadre de la transition énergétique, avec une boucle de production qui illustre bien les circuits de l’économie circulaire, expose Cédric de Saint-Jouan, le président de Vol-V. Ainsi les neuf agriculteurs partenaires de l’installation contribuent à hauteur de près de 50% à l’approvisionnement de l’unité de bio-méthane en substrats.» Ces substrats, ce sont toutes les matières premières végétales qui, dans le cadre d’une réaction chimique naturelle, permettent de produire de l’énergie. Les agriculteurs en question sont implantés dans un rayon de 7,5 kilomètres autour de la centrale. Leurs exploitations – des élevages bovins, porcins et de volaille – couvrent une superficie de près de 2 000 hectares.

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C’est un aspect nouveau de l’agriculture : la méthanisation des déchets agricoles et des résidus d’élevage pourraient couvrir dans les prochaines décennies la moitié des besoins de la France en gaz naturel.

Source scienceetvie.fr- mars 2017

L’indépendance énergétique tient dans la bouse de vache, la fiente de poulet et le petit lait des coopératives fromagères ! La France vient d’entrer dans l’ère du biogaz. Inexistante en 2015, la production de ce méthane issu de source naturelle a atteint l’an dernier 215 gigawatts/heure (GWh). Cela ne représente certes que 0,05 % de la consommation nationale de gaz naturel, mais cette énergie a connu cependant une hausse de 146 % en une seule année. Et ce n’est qu’un début. « Nous avons dans la file d’attente pour cette année 500 GWh pour 241 projets de méthaniseurs, se réjouit Jean-Louis Bal, président du Syndicat des énergies renouvelables (SER). Nous sommes tout à fait dans la trajectoire que nous donne la loi de transition énergétique de 2016, à savoir une consommation de 10 % de gaz renouvelable en 2030. »

Le biogaz bénéficie de vents très favorables. C’est d’abord un excellent moyen de réduire les gaz à effet de serre nationaux. Le méthane issu des déjections des animaux est aujourd’hui relâché dans l’atmosphère où il constitue un gaz à pouvoir de réchauffement 20 fois supérieur au CO2. C’est ensuite une technologie mature au coût largement compétitif : « 30 % moins cher que les autres énergies renouvelables ».

Les matières organiques sont triées, brassées et chauffées pour être dégradées par les bactéries dans des digesteurs. Une fois débarrassée de l’eau résiduelle et d’impuretés comme le dioxyde de carbone ou le sulfure d’hydrogène, la molécule de méthane « bio » est en tout point semblable à celle qui jaillit des forages de Russie ou du Qatar. Elle peut donc être injectée dans le réseau de gaz naturel pour produire chaleur et électricité et être également liquéfié pour alimenter les véhicules en « bio GNV ».

 Autre avantage, le résidu restant dans les méthaniseurs, le « digestat », est un engrais organique naturel qui peut être épandu sur les terres agricoles, se substituant ainsi aux intrants chimiques.

Enfin, c’est une nouvelle source de revenus pour un monde agricole en difficulté économique.

Des projets de développement des territoires

Le monde agricole en collaboration avec les techniciens du gaz dessinet des stratégies d’adaptation entre les deux mondes. « Il faut en effet faire coïncider la capacité du réseau à cette production locale, trouver aussi le moyen d’exporter la production quand le réseau de gaz qui couvre 10 000 communes françaises est trop éloigné et bien connaître le gisement afin qu’il n’y ait pas de rupture saisonnière de production »n énumère Édouard Sauvage, directeur général de GRDF, gestionnaire du réseau local de distribution du gaz naturel. Ce sont majoritairement des éleveurs qui ont une production de fumiers et lisiers sur toute l’année.

La France compte aujourd’hui 26 sites d’injection de biométhane. Mais ce chiffre devrait rapidement augmenter pour atteindre un millier d’installations de 10 mégawatts sur tout le territoire qui fonctionneraient 2500 heures par an. Cela, c’est pour 2050. Le potentiel national de méthanisation est de 185 000 GWh. C’est près de la moitié de la consommation nationale de gaz prévue pour cette date. En y ajoutant la méthanation (transformation de l’énergie électrique renouvelable en hydrogène) et la gazéification (récupération du méthane issu de la combustion du bois), la France aura dans trente-cinq ans acquis son indépendance énergétique.

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NOUVELLE PRIME ECONOMIE D’ENERGIE

 

La rénovation énergétique des logements va bénéficier d’un nouveau « coup de pouce ». Ce jeudi, Ségolène Royal a lancé une prime économies d’énergie qui va permettre aux ménages sous conditions de ressources, de bénéficier d’une aide pour le financement de leurs travaux d’économies d’énergie.

Source BATIWEB- 23 février 2017

La ministre de l’Environnement, Ségolène Royal, a annoncé ce jeudi le lancement d’une prime économies d’énergie dont le but est de financer les travaux d’économies d’énergie des ménages les plus précaires. Cette prime exceptionnelle s’inscrit dans le cadre du dispositif des certificats d’économies d’énergie. L’opération, qui débutera le 1er mars prochain pour s’achever le 31 mars 2018, vise à accélérer la lutte contre la précarité énergétique.

 

L’annonce intervient suite à la publication, mardi 21 février, d’un arrêté relatif aux modalités d’application de la troisième période du dispositif des certificats d’économies d’énergie. Le texte vient moduler « le volume de certificats délivrés pour certaines opérations au bénéfice des ménages en situation de précarité énergétique dans le cadre du dispositif des certificats d’économies d’énergie. »

La prime exceptionnelle annoncée ce jour par Mme Royal vise à accélérer la rénovation énergétique et la lutte contre la précarité énergétique. Les primes seront versées, dans le cadre du dispositif des certificats d’énergie, par les signataires de la charte d’engagement (vendeurs d’énergie et leurs partenaires, et collectivités territoriales).

Remplacement de chaudières et isolation des combles subventionnés

La charte prévoit des primes d’au moins :

– 800 € pour le remplacement d’une chaudière individuelle par une chaudière neuve au gaz ou au fioul à haute performance énergétique ;
– 100 € pour l’installation d’un programmateur centralisé pour radiateurs électriques ;
– 50 € pour l’installation d’un émetteur électrique à régulation électronique à fonctions avancées ;
– 1300 € pour le remplacement d’une chaudière individuelle par une chaudière neuve au bois classe 5.

Par ailleurs, il est également prévu des primes pour l’isolation de combles ou de toitures, à partir de 1€ pour les bâtiments les plus énergivores.

Ces primes seront cumulables avec le CITE (Crédit d’impôt transition énergétique), dont a bénéficié plus d’un million de foyer. 45% des ménages sont éligibles à cette nouvelle prime.

Comment en bénéficier ?

Pour bénéficier de cette prime exceptionnelle, les ménages sont invités à vérifier leurs conditions de ressources qui sont les mêmes que celles qui s’appliquent dans le cadre des aides de l’agence nationale de l’amélioration de l’habitat.

Ils devront ensuite choisir le partenaire CEE signataire de la charte puis accepter l’offre du partenaire avant de signer le devis des travaux.

L’opération débutera le 1er mars prochain pour s’achever le 31 mars 2018.

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PRIX DU GAZ : AUGMENTATION DE 2,6% EN MARS

A compter du 1er mars, les tarifs réglementés du gaz, appliqués par Engie (ex-GDF Suez), vont enregistrer une forte hausse.

Source lefigaro.fr: 15 février 2017

La volatilité des prix de l’énergie n’est décidément pas un vain mot. Après une baisse de 0,6% au 1er février, les tarifs réglementés du gaz pour les particuliers (appliqués par Engie) vont grimper de 2,6% au 1er mars prochain. L’entreprise a déjà adressé cette demande de révision tarifaire à la Commission de régulation de l’énergie (CRE), qui possède un avis consultatif dans ce dossier. Environ 7 millions de foyers sont concernés par cette mesure.

Rappelons qu’au 1er janvier, la facture de gaz avait grimpé de plus de 5%. Peu à peu, on s’achemine vers la fin de la saison de chauffe mais les températures actuelles, avec plusieurs jours depuis janvier sous les normales saisonnières, font bien les affaires des énergéticiens. Ils apprécient d’autant plus la situation que l’hiver 2015-2016 avait été particulièrement doux, au point d’être considéré comme l’un des plus cléments depuis le début du XXème siècle. Au passage, il n’y a évidemment pas que les gaziers qui sont satisfaits de cette baisse des températures. Pour les «fioulistes» aussi, l’année a bien démarré avec un bond de 34% des volumes écoulés au mois de janvier par rapport à janvier 2016.

Si l’on revient aux prix réglementés du gaz, il faut rappeler qu’ils sont indexés pour une partie sur les cours du pétrole, qui sont repartis à la hausse au cours des dernières semaines. Ainsi, en fin de semaine, le brent à Londres s’échangeait à plus de 56 dollars, en hausse de 1,19 dollar par rapport à la clôture jeudi sur l’Intercontinental Exchange. De son côté, le WTI à New York cotait à plus de 53 dollars. Cette augmentation des cours témoigne du fait que les marchés croient que l’accord trouvé à la fin de l’année dernière entre l’Opep et les pays non-Opep sera effectivement appliqué.

Les deux parties se sont mises d’accord sur le principe d’une réduction des livraisons de 1,8 million de barils par jour. En toile de fond, elles souhaitent que le baril s’installe durablement au dessus de la barre des 50 dollars, après une année 2016 où il atteint 44 dollars en moyenne (contre 55 en 2015).

ENERGIE: L’EOLIEN DEPASSE LE CHARBON EN EUROPE

Energie: l’éolien devant le charbon en Europe

Source le figaro.fr- Février 2017

Les capacités installées en Europe d’énergie éolienne ont dépassé l’an dernier celles des centrales à charbon, selon des données publiées aujourd’hui par les industriels du secteur. « Avec une capacité installée totale de 153,7 GW (gigawatts), l’énergie éolienne dépasse désormais le charbon pour devenir le second plus grand parc de capacité de production d’électricité en Europe », écrit WindEurope dans son bilan annuel sur le secteur.

L’an dernier, 12,5 GW de nouvelles capacités éoliennes ont été installées, en baisse de 3% sur un an, mais elles ont représenté plus de la moitié (51%) de l’ensemble des nouvelles capacités de production de courant mises en service en 2016, toutes énergies confondues. 10,9 GW ont été installés sur terre et 1,56 GW en mer.

10,4% de la consommation d’électricité

Le parc éolien reste néanmoins derrière les centrales à gaz, en termes de capacités présentes sur le continent. Malgré cette place de choix, l’énergie du vent n’a représenté que 10,4% de la consommation européenne d’électricité, du fait d’un rendement inférieur aux énergies conventionnelles. C’est un tout petit peu moins moins qu’en 2015 (10,7%).

L’Allemagne est restée le premier marché européen pour l’éolien l’an dernier (+5,4 GW), avec 44% des nouvelles installations. Cinq pays de l’Union européenne ont battu leur record de nouvelles installations: la France (1,6 GW), les Pays-Bas (887 MW), la Finlande (570 MW), l’Irlande (384 MW) et la Lituanie (178 MW).

« L’énergie éolienne est désormais une énergie bien installée et essentielle à l’approvisionnement électrique de l’Europe. Elle est également mature et importante, totalisant 330.000 emplois et contribuant à hauteur de plusieurs milliards d’euros aux exportations européennes », s’est félicité Giles Dickson, président de WindEurope, cité dans un communiqué.

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AU PLUS HAUT DEPUIS 1 AN, LES PRIX DU PETROLE SE STABILISENT DANS UN EQUILIBRE PRECAIRE

Le prix du baril du pétrole s’est stabilisé autour des 54 dollars ces derniers jours atteignant son niveau quasiment le plus élevé depuis un an.

Source: le maghrebemergent.com – 6 février 2017

L’engagement des pays membres de l’OPEP à respecter jusqu’au bout l’accord du 30 novembre 2016 n’est pas acquis. L’Iran vient d’annoncer son intention d’augmenter sa production à 4 millions de barils jour, au plus tard, au mois de mars prochain. Cet accord limite pourtant la production iranienne à moins de 3,8 millions de barils par jour.

Plusieurs facteurs, estime ce site web, sont à l’origine de cette stabilisation, dont principalement l’accord du 30 novembre dernier signé par les membres de l’Organisation des pays exportateurs de pétrole (OPEP) et qui porte sur la réduction de leur production de 1,2 millions de barils par jour.

La baisse du cours du dollar, dont la valeur est, en général, inversement proportionnelle à la valeur du baril de pétrole, représente, selon cet observatoire, un autre facteur à prendre en compte pour expliquer cette stabilisation relative des cours pétroliers. De plus, ajoute-t-il, la demande mondiale sur le pétrole, contrairement aux attentes, n’a pas baissé.

De premières fissures dans le mur OPEP ?

Cependant, prévient L’Observatoire du Qatar, l’équilibre auquel sont parvenus les pays membres de l’OPEP, appuyés par leurs partenaires menés par la Russie, reste précaire : un prix dépassant les 55 dollars pourrait rendre le pétrole de schiste américain plus rentable, ce qui augmenterait l’offre provoquant une nouvelle chute des prix.

Pour rappel, l’Arabie saoudite estime qu’il ne sera pas nécessaire de reconduire l’accord du 30 novembre 2016 après son expiration en juin prochain, précisément pour éviter une augmentation « excessive » des prix.

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EDF REPOND AUX CRITIQUES SUR LE DEMENTELEMENT DES CENTRALES NUCLEAIRES

« EDF assume l’entière responsabilité technique et financière du démantèlement de ses centrales nucléaires« .

Source scienceet avenir 3 février 2017

Le groupe EDF répond aux critiques d’un rapport parlementaire s’inquiétant de la faisabilité financière et technique du démantèlement du parc nucléaire.

 Hier, un rapport de la Mission d’information relative à la faisabilité technique et financière du démantèlement des installations nucléaires de base s’inquiétait de savoir si la France avait réellement les moyens de démanteler son parc. Le groupe réplique en rappelant qu »’il démantèle actuellement neuf réacteurs« .

En premier lieu, Chooz A (Ardennes), un réacteur à eau pressurisée qui serait le plus représentatif du parc nucléaire aujourd’hui en exploitation en France. En activité de 1967 à 1991, il n’a vu sa déconstruction débuter qu’en 2007 (16 ans après son arrêt) et la fin des travaux est prévue en 2022. « L’ensemble des installations électromécaniques a été déconstruit et EDF réalise actuellement la dernière étape, le démantèlement de la cuve. Le chantier se poursuit conformément au planning et dans le respect du budget. Le retour d’expérience tiré du chantier de démantèlement de la centrale de Chooz A bénéficiera entièrement au parc nucléaire aujourd’hui en exploitation, intégralement constitué de 58 réacteurs à eau pressurisée », explique le groupe dans un communiqué. A ce sujet, le plus gros écueil pour EDF, pointe le rapport parlementaire, sera de devoir démanteler un si grand nombre de réacteurs, simultanément ou à la suite, alors qu’ils ont tous été construits en une décennie, entre 1977 et 1987. D’énormes chantiers en perspective… et un possible « effet de falaise », EDF se retrouvant au pied du mur avec un incroyable défi industriel à relever dans un court laps de temps.

Des installations complexes

Les huit autres réacteurs nucléaires actuellement en démantèlement sont issus de trois technologies différentes (graphite-gaz, neutrons rapides et eau lourde). « D’importantes étapes ont déjà été franchies sur l’ensemble de ces chantiers. Ces installations, complexes à démanteler, consolident le savoir-faire d’EDF en matière de déconstruction », rassure le groupe, qui estime même que « par rapport aux autres installations de ce type démantelées dans le monde, les chantiers d’EDF sont parmi les plus avancés ». Rappelons que Brennilis (eau lourde, Finistère) n’est toujours pas démantelée après 18 ans d’exploitation, 15 ans d’étude et que la fin du chantier est prévue pour 2032… Le chantier aura pris 47 ans ce qui laisse augurer de sa complexité. Quant à Superphénix (Sodium, Isère) il pose des défis en terme de sécurité.

EDF « confirme son objectif de démanteler ses installations nucléaires dans des délais aussi courts que possible« . Mais à quel horizon ? Il ne le précise pas. Pour les réacteurs fonctionnant au graphite-gaz, le délai a été repoussé à 2100. 

Sur plan financier, EDF assure que « les provisions pour déconstruction du parc en exploitation ont fait l’objet d’un audit commandité par le ministère de l’Environnement, de l’Energie et de la Mer ». Le ministère, souligne-t-il, « a conclu que l’audit, rendu public le 15 janvier 2016, conforte globalement l’estimation faite par EDF du coût de démantèlement de son parc nucléaire« . A ce stade, l’opérateur énergétique n’explique pas pourquoi il n’a pas pris en compte le paiement des taxes et des assurances, ni la décontamination et remise en état des sols, comme le pointait le rapport parlementaire. In fine, EDF rappelle qu’il a tenu compte des recommandations qui lui ont été adressées dans le cadre de l’audit, en vue de la préparation des états financiers du groupe.

Rendez-vous est donné le 14 février 2017, pour la publication de ces états financiers.

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