dimanche 31 janvier 2010

Coût du nucléaire et rapport Champsaur

A l'heure où M. Proglio s'apprête visiblement à demander des hausses importantes des tarifs de l'électricité, je me suis livré à quelques calculs simplistes pour savoir à quel prix l'électricité devait être vendue pour permettre à EDF de renouveler son parc actuellement en exploitation par des EPRs.

J'ai dû faire pour cela quelques hypothèses simples. Pour l'essentiel il s'agit :
- d'un remplacement MW par MW des tranches existantes à leur 40 ème anniversaire (durée de vie de 40 ans, dont on sait qu'elle devrait être prolongée) ; j'ai pris en compte le différentiel de disponibilité attendu (91% pour l'EPR contre 82% pour le parc en exploitation) ;
- d'un coût de l'EPR (de 1 600 MW) de 4,0 G€ (ce qui correspond au coût actuellement annoncé de Flamanville 3, qui prend cependant en compte les coûts de "tête de série", pour un montant cependant inconnu) ; j'ajoute 35% au titre des "intérêts intercalaires" ;
- un coût d'exploitation du parc en exploitation de 20,6 €/MWh (qui correspond au "rapport Prévot") ;
- une inflation de 2% et un taux nominal d'actualisation de 10%.

En faisant un calcul actualisé en 2010, on trouve ainsi que le coût de remplacement du parc existant serait de 54 G€. En supposant un ratio d'endettement de 50%, EDF aurait ainsi besoin de disposer de 27 G€ (en valeur 2010) pour assurer le financement du renouvellement de son parc nucléaire. En fait, EDF doit aussi rembourser sa "dette" afférente au parc existant, que j'estime, sur la base des comptes séparés publiés en 2004, à 10 G€ (cette estimation est sans doute très large). Il lui faut donc 37,0 G€ au total.

Ce chiffre est à comparer au revenu généré par la vente de l'énergie produite par le parc en exploitation. Pour cela, j'ai calculé le revenu après déduction de l'IS à 33% et versement des dividendes.

Pour que le prix permette le renouvellement du parc, il faut ainsi que les revenus actualisés générés par le parc en exploitation après IS et dividendes soient de 37 G€ (en valeur actualisée en 2010). Ceci correspond aux possibilités suivantes :
- 33,1 €/MWh pour un taux de distribution des dividendes de 25% ;
- 35,6 €/MWh pour un taux de distribution des dividendes de 50 % ;
- 43,2 €/MWh pour un taux de distribution des dividendes de 75%.

Comme on le voit, le prix demandé par EDF (46 €/MWh) semble correspondre à une politique de distribution très généreuse envers ses actionnaires.

Un taux de distribution de 25% serait plus raisonnable pour une entreprise qui est en phase d'investissement, mais il ne "justifierait" aucune hausse des tarifs...

En tout état de cause, l'approche retenue par le rapport Champsaur ne prend pas en compte le financement du "renouvellement du parc" (qui est supposé financé par les actionnaires, qui se rétribueront ensuite en vendant la production des centrales qui auront été construites). L'approche "Champsaur" devrait donc aboutir à des chiffres plus faibles.








jeudi 28 janvier 2010

Prix du fioul domestique au 22 janvier


D'après les statistiques du ministère, le prix du fioul domestique ont baissé légèrement la semaine dernière (suite au repli des cours du pétrole). Il était en moyenne de 65,95 c€ TTC/l mi-janvier contre 67,46 c€ TTC/l la semaine dernière.

Les prix des produits pétroliers sont cependant sur une tendance haussière depuis un an.

mercredi 27 janvier 2010

Laissons le travailler !

J'ai volontairement choisi de ne pas évoquer la question de la "double casquette" de M. Proglio, ni celle de sa rémunération. Ce débat est pour moi un débat trop politicien, même si je partage certaines des opinions exprimées ci ou là.

On peut en effet regretter que le gouvernement ait accepté une situation aussi "baroque".

On peut aussi reprocher à M. Proglio de gagner trop d'argent (mais peut-on lui reprocher d'avoir voulu conserver une rémunération inchangée ?).

On peut enfin s'interroger sur l'affirmation que seules deux personnes en France (MM. Kron et Proglio) seraient aptes à diriger EDF.

C'est l'affaire de chacun de se faire une opinion sur ces sujets.

En revanche, il est temps maintenant de laisser M. Proglio prendre sereinement la tête d'EDF. Il y a beaucoup de réformes à engager, et certaines de ses analyses (sur les compétences, l'état du parc nucléaire en exploitation, l'EPR) me semblent justes.

J'ai cependant quelques échos au sein d'EDF qui me montrent que l'ambiance s'y détériore, que la suspicion s'y répand, que les "baronnies" se sentent renforcées par la supposée faiblesse de la présidence de l'entreprise. L'expérience passée a en effet montré que les "barons" d'EDF (et je ne donnerai pas de noms) ont une capacité indéniable à isoler leur Président pour mieux protéger leurs baronnies. Cela n'est bon pour personne.

Je n'ai quant à moi qu'une seule crainte : que M. Proglio suive la voie de ses deux prédécesseurs, qu'il se retranche dans son bureau du 9ème étage de l'avenue de Wagram, entouré de quelques séides, et qu'il perde enfin (avant même de l'avoir acquis) le contact avec les réalités de l'entreprise.







Qu'est-ce qu'une marge raisonnable ?

On ne relit jamais assez les textes de base. Je viens de lire un décret d'août dernier qui concerne les tarifs réglementés d'électricité.

Son article 3 prévoit que les tarifs couvrent les coûts "ainsi qu'une marge raisonnable", expression qu'on retrouvait, sous une forme différente dans le décret concernant les tarifs de GDF Suez.

Quoi de plus raisonnable que d'accorder une marge raisonnable, en apparence ? Le choix des mots est savamment pesé afin que la chose soit acceptée immédiatement.

Sauf que, sauf que ce concept n'est pas défini. C'est quoi une "marge raisonnable" : 5%, 10%, 20% ? Personne n'en sait rien, ou plus exactement tout le monde aura sa réponse personnelle à cette question. Et évidemment cette réponse ne sera pas neutre (selon que l'on retienne telle ou telle valeur, la demande de hausse de prix d'EDF -24%- apparaîtra ou non raisonnable).

Sauf que, sauf qu'à y réfléchir il n'y a en principe pas lieu d'accorder de marge du tout. Comme je le signalais dans mon article sur les tarifs de GDF Suez, les coûts pris en compte par la CRE couvrent déjà les "coûts du capital", qui sont justement les coûts qui correspondent à ce qu'on appelle couramment la "marge" des entreprises. Il n'y a donc pas de raison d'accorder une "deuxième marge" ni à GDF Suez, ni à EDF.

Est-il raisonnable d'accorder une marge raisonnable ? Telle est bien la question.

mardi 26 janvier 2010

Vérité d'une année (suite)

Un de mes lecteurs (Laurent) me fait remarquer que le coût de 46 € correspond à celui de l'EPR (et donc, au coût de long terme de production). Il a raison.

Il a aussi raison de supposer que les déclarations de Mme Lagarde concernent le coût du parc en exploitation (les 58 tranches, de Fessenheim à Civaux).

Pour prendre une métaphore horlogère (et toute proportion gardée, évidemment), c'est un peu comme si un fabricant de montre vous vendait ses Swatch au prix d'une Rolex, au motif que désormais il ne fabriquera plus que des montres de luxe, et que, de toute façon, elles donnent l'heure toutes les deux.

Il en va de même pour EDF qui veut vendre aux clients français la production de ses 58 tranches de 2ème génération au prix de la 3ème génération de réacteur (dont il construit deux exemplaires). Et EDF d'ajouter que, de toute façon, elles produisent de l'électricité toutes les deux.

lundi 25 janvier 2010

Vérité d'une année

En réponse à une question posée en mars 2008 par le M. le Député Candelier, la Ministre de l'économie, des finances et de l'emploi répondait, en juin 2008, que "le niveau actuel [des tarifs] couvre effectivement les coûts de production d'EDF. Il donne, en outre, à celle-ci, les moyens financiers nécessaires pour pouvoir renouveler son parc de production afin de garantir la sécurité d'approvisionnement électrique de la France. "

Cette affirmation n'avait rien de nouveau, puisqu'en 2006 M. Gadonneix affirmait déjà que les tarifs couvraient les coûts.

A l'été 2009, le Président Gadonneix réclamait cependant une hausse de 20% des tarifs et en décembre dernier, le représentant d'EDF à un colloque organisé par le Conseil d'Etat affirmait sans sourciller que les coûts de production sont de 46 €/MWh (les tarifs sont de 34 €/MWh).

Donc, je résume pour ceux qui n'ont pas tout suivi (ou qui auraient le tournis) :
- en juin 2008 34 €/MWh permettaient de couvrir "effectivement" les coûts de production ;
- à l'été 2009, 46 €/MWh devenaient nécessaires pour couvrir les coûts de production.

Comme le notait un intervenant malicieux, cette hausse soudaine des coûts aurait de quoi inquiéter les actionnaires. L'économiste sans malice que je suis n'y voit en tout cas aucune justification objective (le nucléaire ayant un coût normalement très stable).

Non, la seule explication objective est qu'il faut bien financer les récents achats à l'étranger (British Energy, Constellation). Il faut bien, enfin, que le consommateur électrique français paie pour ce qui a été versé au contribuable britannique (British Energy appartenait à l'Etat -pardon, à la Couronne, pour être plus précis- britannique).





mercredi 20 janvier 2010

Prix du fioul domestique à mi-janvier


D'après les statistiques du ministère, le prix du fioul domestique ont continué d'augmenter sur les deux dernières semaines. Il était en moyenne de 67,46 c€ TTC/l mi-janvier contre 65,68 c€ TTC/l début janvier.

Les prix des produits pétroliers sont cependant sur une tendance haussière depuis un an.

Officiel : l'EPR prend du retard

Le Figaro annonce un retard de 2 ans pour l'EPR. Ce ne sera pas vraiment une surprise pour les lecteurs de mon blog.

Capacité fioul disponible pendant les périodes EJPs


Sur la base des données publiées par RTE, j'ai calculé les capacités de production fioul "en réserve" pendant les jours EJPs (il s'agit des capacités disponibles mais non utilisées à la pointe journalière).

Cela montre ce que je soupçonnais dans mon billet précédent : la gestion des jours EJPs est sensiblement différente de celle qu'on observait les années précédentes. En moyenne sur le début de cet hiver, 4000 MW de capacités fioul étaient disponibles "en réserve" les jours EJP.

Ce chiffre était deux fois plus faibles sur les hivers 2007 et 2008. La gestion des jours EJPs apparaît donc comme un peu moins "prudente" qu'elle n'était sur ces hivers puisque des jours EJPs ont été appelés alors que de la capacité de production suffisante était disponible (cette production était certes coûteuse).

Cela semble indiquer qu'EDF est relativement confiante sur la suite de l'hiver. Espérons qu'elle a raison.

mardi 19 janvier 2010

Des arbres pour Disparitus ?

Ceci est un billet d'humeur.

Ceux qui ont eu la curiosité de regarder le blog de mon ami Disparitus l'ont sans doute compris : son auteur a apparemment fait un long périple la semaine dernière jusqu'aux Indes (comme disait ma grand-mère) en passant par Dubai (où il aurait failli acheter une BMW en duty free).

Ce faisant, je vous laisse calculer quelle fut sa contribution aux émissions de CO2 ! Si on prend comme référence les donnnées de M. Jancovici, on peut estimer à plus de 8 tonnes de CO2 pour le trajet aller retour (bon, c'est très à la louche, je n'ai pas fait le calcul exact).

Alors, faut-il lui conseiller de planter des arbres pour "compenser" les émissions de son escapade. On sait en effet que les arbres stockent du carbone.

Est-ce une bonne idée ?

La plupart des gens vous diront que oui. Et pourtant, l'intérêt de la plantation des arbres est contesté car il s'agit de savoir à quoi ces plantations vont se subsituer.

Mais il y a plus important : en décidant de planter un arbre, même à un endroit adéquat, on se prive de la possibilité de planter un arbre pour diminuer ultérieurement les gaz à effet de serre au même endroit. Autrement dit, les zones où l'on peut planter des arbres pour "stocker" sont une ressource limitée : en puisant dans ce "coffre fort" d'économies de CO2, on n'améliore pas vraiment la situation.

D'une certaine manière, considérer que l'on peut "compenser" les émissions des gaz à effet de serre en "plantant un arbre", c'est un peu comme si on se disculpait d'un crime en sauvant une vie.

Sauver des vies, c'est bien. Mais le premier impératif est de ne pas tuer. Il en va de même pour le CO2 : le stocker c'est bien, mais le premier impératif est de ne pas en émettre.

Quant à moi, je pars jeudi en mission et ai choisi le TGV, même si c'est plus long (bon, j'admets que pour aller à Calcutta...) . Le même jour, la SNCF vient de décider de fermer nombre de ses lignes TGV, ce qui favorisera le transport aérien.

Les trains s'arrêtent, les avions décollent, et on marche sur la tête.

NB : par ailleurs l'intérêt du stockage par les arbres est contesté, c'est un autre sujet.

lundi 18 janvier 2010

Champsaur et les coûts

On sait que le rapport Champsaur préconise qu'EDF soit obligé de céder aux fournisseurs concurrents de l'électricité à des conditions reflétant les coûts de la production nucléaire.

Le problème est que personne n'est vraiment d'accord sur l'estimation de ces coûts. Le rapport Champsaur fait référence à une notion de "coût courant économique", visiblement inspirée des télécoms, mais avec une définition que les spécialistes des deux secteurs savent différente.

A l'occasion d'un colloque organisé par le Conseil d'Etat en décembre dernier, le représentant d'EDF aurait quant à lui estimé ce coût à 46 €/MWh (je n'ai pas pu obtenir la présentation, mais peut être qu'un de mes lecteurs pourra me confirmer ce chiffre). Il estimait par ailleurs que le prix auquel les clients "ordinaires" paient leur énergie (en équivalent "ruban") est de l'ordre de 34 €/MWh.

Le débat qui s'engage est donc, plus qu'un débat sur le transfert de la "rente" nucléaire aux concurrents d'EDF, un débat sur l'avenir des tarifs réglementés et leur évolution future.

Dire, comme EDF, que les tarifs doivent être fixés à 46 €/MWh implique en conséquence une hausse de l'ordre de 15% des tarifs de l'électricité pour les particuliers (avec des hausses encore plus fortes pour les clients de type "tempo" ou EJP). Et, en vérité, les hausses devraient être encore plus importante pour prendre en compte les hausses des tarifs de réseau.

Alors, quel est le "vrai" coût du nucléaire ? Je compte me livrer à quelques calculs dans les jours qui viennent. En attendant, je rappelle que lors de son audition par la Commission des Finances de l'Assemblée Nationale, Pierre Gadonneix, Président d'EDF déclarait : « il est vrai que les tarifs sont supérieurs aux coûts, sans quoi l’entreprise perdrait de l’argent, mais il est vrai aussi qu’elle réinvestit massivement : 17 milliards d’euros en France entre 2007 et 2009. »

Tout est dit : le problème n'est pas de "couvrir les coûts" (du parc historique) mais bien d'assurer le financement des nouveaux investissements (dont les coûts ont pourtant vocation à être couverts, dans le futur, par les utilisateurs des-dits investissements).

Or, quoiqu'en dise M. Gadonneix dans sa déclaration, les problèmes de financement d'EDF viennent principalement du fait qu'EDF a investi massivement (et à mon sens imprudemment) à l'étranger.

EDF demande ainsi aux clients français, utilisateurs du parc nucléaire, de financer, en sus du coût du parc historique, à la fois le développement international d'EDF et les investissements en France.

Est-ce bien raisonnable ?

En tout cas, la déclaration de M. Gadonneix tranche le débat sur le "coût" à utiliser pour le rapport Champsaur. Ce rapport préconisant l'accès aux seules tranches existantes, le coût actuel de 34 €/MWh devrait être une référence suffisante (à la prise en compte de la prolongation des tranches nucléaires près).




vendredi 15 janvier 2010

No blog today




Ce billet est sans intérêt particulier.

En l'absence d'inspiration (et de temps pour travailler un billet de fond), quelques potins électriques.

Le premier est que la CRE aurait fait l'objet d'un cambriolage. Ca me paraît surprenant, et je n'ai pu vérifier cette information. Comme j'ai des lecteurs à la CRE, l'un deux peut sans doute le confirmer par un bref commentaire.

Le second, qui n'est pas vraiment un potin, est que RTE a choisi un nouveau logo. C'était apparemment la grande annonce à l'occasion des voeux de RTE mardi soir. On notera que la "petite fleur" façon Yoplait d'EDF n'y apparaît pas. RTE veut ainsi confirmer sa plus grande indépendance vis-à-vis de sa maison mère et sa différence avec ERDF.

Le plus drôle est que l'ancien logo de RTE (qui était il est vrai assez ringard et qui n'était pas sans rappeler l'ancien logo d'EDF), avait été choisi par M. André Merlin, l'ancien Président de RTE. C'est au moment où M. Merlin va être nommé à la tête du Conseil de Surveillance (sorte d'instance de contrôle de l'équipe dirigeante de RTE) que l'actuel Président de RTE, M. Maillard, décide de changer de logo. Ambiance.

jeudi 14 janvier 2010

Point sur le suivi du contrat de service public


Juste un mot pour actualiser mon billet du mois dernier avec les dernières publications de prix de l'Insee. Rappelons qu'au terme du contrat de service public signé en octobre 2005, les tarifs d'EDF ne devaient pas augmenter plus que l'inflation.

Le retour de Voltalis

On peut critiquer M. Bivas (c'est apparemment la mode dans le milieu de l'énergie) mais on ne peut lui renier une qualité : la persévérance.

Rappelons qu'il a fondé une entreprise, Voltalis, qui cherche à valoriser les "effacements diffus" via le mécanisme d'équilibrage en temps réel du système électrique (dit "mécanisme d'ajustement"). Pour ce faire, Voltalis installe des équipements au domicile des consommateurs, équipements qui permettent aux installations de ses clients de "s'effacer" au moment des pointes.

Après de nombreux revers cet été, et une délibération qui lui était au fond défavorable de la CRE, voici que Voltalis relance le débat sur les effacements de pointe. Un article du Nouvel Observateur lui est en effet consacré.

Le problème est que cet article, très largement acquis à Voltalis, est truffé (c'est encore la saison) d'erreurs factuelles, principalement parce que sous couvert de permettre des économies d'énergie, Voltalis ne permet en réalité que des économies de puissance (je passe sur le fait que les "centrales au gaz" ne font pas en général 200MW).

Je m'explique.

Voltalis génère des ordres via les réseaux télécoms qui éteignent essentiellement les ballons d'eau chaude et les radiateurs électriques. Or l'énergie qui ne sera pas consommée au moment des effacements sera en fait reportée à une période ultérieure : il faudra bien, in fine, chauffer l'eau et chauffer le logement.

Dès lors que cette consommation finale est simplement "reportée" de quelques dizaines de minutes, donc la plupart du temps au sein de la même période tarifaire d'EDF, on a du mal à croire que les clients puissent économiser 100 € par an.

Ce report de consommation, s'il ne permet pas d'économie d'énergie consommée ni de facture, n'est cependant pas sans intérêt pour le système électrique car il permet de reporter cette consommation au moment où le système est moins sollicité ou moins tendu (c'est ce que dans le jargon électrique on appelle une économie "en puissance").

Voltalis permet ainsi, dans une certaine mesure, une économie d'énergie primaire (c'est à dire de l'énergie consommée par les centrales électriques) s'il reporte de la consommation vers des périodes où des centrales plus efficaces sont utilisées (ce qui est en général le cas : les centrales les moins efficaces sont normalement utilisées à la pointe).

Le problème est que Voltalis est trop gourmand : il veut être rémunéré comme s'il générait une "réelle" économie d'énergie alors qu'il ne s'agit que d'une économie partielle par substitution entre moyens de productions, d'une économie "en puissance".

C'est dommage, car l'idée proposée par Voltalis me semble bonne et on en vient maintenant à voir la plupart des acteurs (les alternatifs, EDF et la CRE en particulier) s'opposer à un système qu'il faudrait plutôt favoriser.

"Errare humanum est, perseverare diabolicum", en quelque sorte.





mercredi 13 janvier 2010

Point sur les jours EJPs


Avec le redoux météorologique prévu, s’achève la seconde salve de jours EJP. Demain, il n’y a plus que les zones Sud (ainsi que Tempo) qui devraient être « effacées » par EDF.

Ceci nous donne l’occasion de faire un point sur l’utilisation de ces offres d’effacement. A mi-janvier, EDF (et/ou RTE) a utilisé une petite moitié de la réserve de jours EJP (45% en moyenne pondérée par les puissances, d’après mes calculs). Sur 22 jours, 11 jours ont été utilisés sur la zone Nord, 7 en PACA, 12 dans l'Ouest, 8 dans le Sud et 12 pour Tempo. Cela n’a rien de surprenant : mi-janvier se situe aussi au milieu de l’hiver (au sens des tarifs EJP).

En comparant avec les années précédentes, on constate cependant que les jours EJP ont été placés sur des périodes relativement « moins chères » que pour les années précédentes (voir graphique).

Ainsi, et d’après mes calculs, sur les 5 premiers jours EJP (*) de cet hiver, les prix de marché étaient en moyenne de 72 €/MWh (soit moins que le coût d’appel des centrales au fioul ou des TAC) contre 93 €/MWh l’hiver 2008/2009 et 177 €/MWh l’hiver 2007/2008).

Au total, la gestion par EDF de ses jours EJP semble ainsi un peu moins prudente que les hivers précédents et on peut penser qu’EDF aurait pu, en faisant un peu plus appel aux moyens thermiques, se réserver quelques jours supplémentaires pour la suite de l’hiver.

(*) soit la semaine du 14 au 18 décembre 2009. Les calculs sont basés sur les jours de pointe mobile du tarif Tempo.

mardi 12 janvier 2010

Prix de l'électricité en France et en Espagne


Il y a quelques années, la plupart des "spécialistes" pensaient que les prix en Espagne resteraient durablement supérieurs aux prix Français. En 2002, RTE s'était même engagée à développer une interconnexion (voir ici) qui devait, dans l'esprit de tous, servir à exporter vers l'Espagne.

Or c'est tout l'inverse qui est en train d'arriver, les prix en Espagne sont maintenant plus bas que les prix en France, et la France importe de l'Espagne au lieu d'exporter.

On a même connu, fin décembre, des prix de l'ordre de 3 €/MWh, inférieurs au coût variable de la production nucléaire espagnole (pour mémoire, le prix "part production" que paient les clients comme vous et moi est en moyenne de 34 €/MWh).

Comme quoi un pays qui a développé des moyens de production réputés plus chers que le nucléaire (charbon, lignite, éolien), peut in fine bénéficier de prix plus bas.

dimanche 10 janvier 2010

Google devient négociant en Energie

Dans un article sur son blog du 7 janvier, le New York Times annonce que Google a demandé au gouvernement américain (la FERC) l'autorisation de "vendre et acheter" de l'énergie.

L'objectif de Google n'est pas de faire concurrence aux EDFs locaux. Non, il vise simplement à pouvoir mieux couvrir ses besoins en énergie renouvelables pour couvrir la consommation de ses serveurs informatiques.

Google (qui héberge mon blog) se montre très concerné par les problèmes de développement durable, mais la transparence n'est quand même pas totale. Je n'ai pas réussi à savoir sur quelle était la consommation totale en énergie de ses serveurs...

vendredi 8 janvier 2010

Le conseil constitutionnel et la vague de froid

La décision du Conseil Constitutionnel annulant les dispositions relatives à la taxe carbone tombe à pic pour sauver le gouvernement.

La vague de froid de janvier va en effet se ressentir directement sur la facture des ménages en énergie, hausse de facture qui aurait été amplifiée par la taxe ... contre le réchauffement climatique. Difficile à expliquer aux Français à quelques semaines d'élections.

Voilà, ceci dit il y aurait beaucoup à dire sur la décision du Conseil Constitutionnel, qui me semble au fond assez justifiée mais qui semble contredire la jurisprudence plus ancienne.

Rappelons qu'à l'occasion de l'extension de la taxe générale sur les activités polluantes (TGAP) en décembre 2000, le même Conseil avait jugé que « compte tenu de la nature des sources de production de l'électricité en France -80 % de l'électricité est d'origine nucléaire -, la consommation d'électricité ne contribue que très faiblement au rejet de gaz carbonique » (décision 2000-441 DC, considérant 37).

Le conseil semble à peu près de dire l'inverse dans sa dernière décision. Le Conseil juge en effet anticonstitutionnel que soient «totalement exonérées de contribution carbone les émissions des centrales thermiques produisant de l'électricité » (décision 2009-599 DC, considérant 78).

A bien regarder, la contradiction n'est pas si nette, la TGAP s'appliquait à l'ensemble de la consommation électrique, sans distinction d'origine : il était normal de considérer qu'un produit qui était en moyenne très peu émetteur de CO2 ne soit pas taxé comme un produit en émettant beaucoup.

La taxe carbone était spécifique aux moyens de production, et il est également anormal de dispenser la production émettant du CO2. La réponse du gouvernement à ce point était que les centrales thermiques "classiques" sont déjà soumises au système de quotas de CO2 et qu'il n'y avait pas lieu de taxer ces centrales deux fois. Le Conseil écarte cet argument au motif que ces quotas sont attribués gratuitement aux centrales thermiques, point que j'avais déjà fait valoir dans un de mes précédents billets.

La décision du Conseil Constitutionnel me semble donc fondée sur ce point : le régime prévu n'était pas équitable.

Je reviendrai sur cette décision du Conseil, qui appelle beaucoup d'autres commentaires, notamment au regard de l'efficacité du dispositif.



jeudi 7 janvier 2010

Jours EJP et records de consommation

Comme attendu, EDF a déclenché des jours EJPs sur cette fin de semaine. Mercredi était EJP dans le Nord et l'Ouest, jeudi devrait être EJP encore dans ces deux zones mais aussi dans la zone Sud (hors PACA).

La vague de froid (relatif) devant se prolonger sur le début de la semaine prochaine (RTE prévoit une pointe à 93,3 GW mercredi prochain).

Autrement dit, RTE prévoit une pointe record la semaine prochaine (le précédent record étant de 92,4 GW le 7 janvier 2009).

On peut donc s'attendre à ce que d'autres jours EJP soient déclenchés vendredi et au début de la semaine prochaine.

Dans cette période de vague de froid, on peut être surpris que les prix sur les marchés de gros restent "relativement" modérés (environ 68 €/MWh en France, soit quand même nettement plus que les 51 €/MWh en Allemagne ou les 34 €/MWh en Espagne) .

Une partie de l'explication vient me dit-on des surplus de production sur d'autres pays (Espagne, Allemagne), mais il faut que j'investigue un peu plus.

mercredi 6 janvier 2010

Prix du fioul début janvier


D'après les statistiques du ministère, le prix du fioul domestique a augmenté de 3,5% la semaine dernière. Il était en moyenne de 65,68 c€ TTC/l contre 63,46 c€ TTC/l la semaine précédente.

Les prix des produits pétroliers sont sur une tendance haussière depuis le début de l'année 2009.

A noter, que suite à la décision du Conseil Constitutionnel (que je n'ai pas encore pris le temps de commenter...), la taxe carbone ne sera pas applicable au 1er janvier mais au 1er juillet.

Le Soleil se réveille-t-il ?


C'est la grande nouvelle sur le front solaire : le Soleil pourrait être en train de reprendre son activité et d'amorcer son "cycle 24". Je renvoie mes lecteurs aux articles précédents de ce feuilleton.

En regardant les graphiques, la chose ne semble cependant pas bien assurée, et la prudence voudrait qu'on attende un peu avant de tirer des conclusions définitives. On a déjà vu par le passé le Soleil se réveiller quelques temps pour se rendormir ensuite.

La suite au prochain numéro donc.

NB : le graphique est extrait du site de l'Observatoire de Bruxelles.

mardi 5 janvier 2010

Vanité des blogueurs


Ce billet nombriliste ne concerne pas l'énergie, ou alors il n'est pas vraiment sérieux.

Avec 4517 visiteurs uniques et 8121 pages vues le mois dernier, la fréquentation de mon blog atteint en Décembre un score en progression sensible par rapport au mois précédent.


J'en profite pour saluer mes relations dans la blogosphère, dont en particulier
Nicolas, l'Hérétique, Gaël ou Disparitus. Je m'excuse auprès d'eux du tour très technique que prend parfois mon blog, je vais essayer de redresser la barre dans les semaines qui viennent.

Enfin, j'ai la joie d'être rétrolié au Solitaire de la Lune (que je ne connaissais pas mais que je salue aussi), qui a fait un billet fort intéressant intitulé "le Père Noël est-il trop gros ?".

Cela me rappelle que je voulais faire un billet sur l'effet "dinde de Noël" sur la consommation électrique (voir le graphique ci-dessus, qui concerne Noël 2008, les données 2009 n'étant pas encore publiées par ERDF). L'effet se voit comme une dinde au milieu de ses marrons. Ceci dit, je triche un peu, car il n'y a pas que le jour de Noël que l'on constate une hausse des consommations au moment de midi.

Et puis surtout, bonne année à tous !

Energie et cross-selling

L’Autorité de la Concurrence vient d’annoncer qu’elle « s'autosaisit pour avis sur la question de l'utilisation croisée de bases de clientèle (cross selling) ».

En clair, l’Autorité craint que les gros opérateurs (tels que France Télécom) n’utilisent leur bases de clientèle pour gagner des clients sur des marchés connexes (par exemple : le marché de la téléphonie mobile).

La question semble être venue du secteur des télécoms, et c’est pourquoi l’Autorité de la Concurrence souhaiterait consulter l’ARCEP.

Mais cette question ayant aussi son équivalent électrique, il pourrait être souhaitable que la CRE soit aussi auditée.

Après tout, il serait intéressant de s’interroger sur le fait que GDF Suez et EDF ont pendant longtemps partagé les mêmes bases de clientèle, ou sur le fait que ces deux sociétés utilisent leur base de données de clients pour proposer des nouveaux produits (énergies renouvelables etc), à des conditions moins avantageuses pour le client que les offres concurrentielles.

Comment ne pas payer deux fois EDF ?


Dans un récent billet, j’avais évoqué un problème dans le contrat de concession de la Ville de Paris : en cas de remise en cause de la concession, ERDF a obtenu une clause lui permettant de se faire rémunérer une deuxième fois au titre de ses investissements passés.

L’un de mes lecteurs attentifs m’a justement fait remarquer que cette clause était courante dans les concessions : elle figure en effet dans les contrats standards de concession d’électricité et de gaz (voir par exemple l’article 31 du modèle de cahier des charges pour l’électricité).

Même si elle porte sur un quantum différent (car elle fait référence au taux moyen obligataire –soit environ 4%- et non au coût moyen pondéré du capital fixé par la CRE –soit 7,25%-), cette clause des cahiers de charges d’EDF et de GDF Suez me semble cependant tout aussi léonine.

Cette clause aboutit en effet au même résultat au terme de la concession : faire payer au contribuable local des intérêts cumulés sur les investissements non amortis d’ERDF alors même que ces intérêts ont déjà été payés, année après année, par le consommateur d’électricité via le TURPE.

Or de même que quand vous remboursez par anticipation un prêt amortissable « classique », il n’y a en l’espèce aucune raison de faire ici payer des intérêts cumulé sur le capital restant dû.

Admettons cependant que cette clause ne soit pas jugée léonine et qu’elle soit donc valide. Il reviendrait alors à la CRE d’en tirer les conséquences pour fixer les tarifs d’accès au réseau. Sachant que, compte-tenu des risques encourus par ERDF, la CRE a estimé que la rémunération globale d’ERDF doit être de 7,25% il conviendrait d’adapter la rémunération de la base d’actif régulé (BAR) de manière à atteindre ce niveau global de 7,25% compte tenu des avantages tirés par la dite clause (*).

Il s’agit en fait de faire un calcul « à l’envers » qui est illustré dans le tableau joint. Dans cet exemple illustratif simplifié (les calculs plus exacts prendraient plus de temps, évidemment), la CRE devrait alors fixer le taux de rémunération de la BAR à 4,6 % au lieu de 7,3 %. Toutes choses égales par ailleurs, les tarifs d'accès au réseau d'ERDF devraient alors baisser substantiellement (de l'ordre de 7%, dans cet exemple).

Mais boire ou conduire, il faudrait qu'ERDF choisisse : soit elle considère que la clause est valide, et elle doit accepter une baisse du TURPE, soit elle considère que le TURPE doit rester inchangé, et elle doit admettre que la clause concernée lui donnerait un "enrichissement sans cause" (sans doute qualifiable en aides d'Etat) et qu'elle doit donc être considérée comme nulle.

Il serait intéressant d'avoir le point de vue de la FNCCR sur cette question.

(*) Quand bien même la concession serait renouvelée, cette clause constitue pour ERDF un avantage certain dans la concurrence vis-à-vis d’un autre éventuel concessionnaire (le concédant n’ayant à verser cette somme que si la concession ne venait pas à être renouvelée en faveur d’ERDF).

lundi 4 janvier 2010

Jours EJP

Dans un billet de ce matin, j'annonçais le possible déclenchement de jours EJP d'ici la fin de la semaine. C'est chose faite puisqu'EDF a déclenché un jour EJP pour demain, dans la seule région Ouest.

Un jour de "pointe mobile" (dénomination officielle des jours "EJP") est aussi déclenché pour les clients Tempo.

Ces tarifs d'effacement sont bien utiles en ces périodes tendues.

Le Noël de GDF-Suez

GDF Suez vient de recevoir deux cadeaux pour son Noël.

Par un décret du 30 décembre, elle vient de voir prolonger pour 15 ans sa concession pour le stockage de gaz d'Etrez (dans l'Ain). La concession précédente était échue. Beau cadeau donc, sachant que cette prolongation sans publicité (à ma connaissance toutefois) ni a fortiori appel d'offres européen pourrait soulever l'attention de Bruxelles.

Par un arrêté publié le 29 décembre, GDF Suez vient aussi de voir fixer la nouvelle "formule" tarifaire. Cette formule est l'exacte copie de celle que la CRE avait publié au printemps dernier, pour ce qui est de l'approvisionnement ; l'arrêté annonce en outre une hausse de 2,4 €/MWh de la part "hors approvisionnement" au 1er avril prochain. Ca représente (à la louche) plus de 5% de hausse pour un client normal.

A noter que, comme le note la CRE, cette hausse résulte pour partie de l'introduction d'une "marge commerciale raisonnable" (voir point 2.3 de l'avis de la CRE publié au JO du 29 décembre). Je suis curieux de savoir ce que représente cette notion de "marge commerciale raisonnable", qui va en sus d'un coût qui comprend déjà une rémunération des capitaux. Pour Suez, c'est la bûche et le chocolat de la bûche, en quelque sorte.

Enfin, cet arrêté précise les modalités d'évolution des tarifs mais n'indique nullement par rapport à quelle référence de prix cette évolution s'appliquera. Mystère que seule la CRE saura dissiper, sans doute ?


Une semaine tendue

Avec une disponibilité nucléaire qui reste médiocre et une (modeste) vague de froid en France, la situation sera tendue cette semaine.

Pour lundi, les prix sur la bourse Française de l'électricité sont ainsi de 50 €/MWh contre 40 €/MWh en Allemagne et 37 €/MWh en Espagne.

Même si lundi n'a pas été déclaré jour EJP, des jours EJPs pourraient être déclenchés d'ici la fin de la semaine.

A noter également que RTE ne publie pas les prévisions de disponibilité du parc nucléaire pour la fin de la semaine (EDF ne les a apparemment pas communiquées).


dimanche 3 janvier 2010

Ignalina mon amour

Le 31 décembre dernier, le second réacteur de la centrale lituanienne d'Ignalina a fermé. Il s'agissait d'un réacteur de type "RBMK", de la même technologie que Tchernobyl.

Ce type de réacteur de conception soviétique souffrait d'un défaut de sécurité important, dit de "coefficient de vide positif", qui se traduit par un risque d'emballement en cas de vaporisation de l'eau dans le circuit de la centrale. Le monde en a eu la preuve dramatique un jour d'avril 1986.

On ne peut donc que se réjouir de la fermeture de cette centrale.

Il reste que les Lituaniens n'ont pour le moment que peu de solutions de remplacement : la centrale d'Ignalina leur fournissait une énergie bon marché et une certaine indépendance énergétique vis-à-vis de leur voisin russe. Des solutions existent à court terme, et des projets (tels qu'une interconnexion avec la Suède) sont envisagés pour le long terme ; mais pour le moment les Lituaniens craignent surtout la hausse des prix de l'électricité.

La fermeture de la centrale RBMK lituanienne ne doit pas non plus faire oublier que 11 autres réacteurs de ce type sont actuellement en exploitation en dehors de l'Union Européenne, en Russie : 4 tranches à Koursk, 4 à Saint Petersbourg et 3 à Smolensk. Et ces centrales qui se situent entre 2100 et 2400 km de Paris ne sont pas tellement plus éloignées que la centrale d'Ignalina (1800 km) ou que la centrale de Tchernobyl (2000 km).

Cette fermeture est donc avant tout symbolique et politique.