Projet Hercule : la scission d'EDF en deux (ou trois) n'aura pas lieu - L'EnerGeek

Projet Hercule : la scission d’EDF en deux (ou trois) n’aura pas lieu

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Ce 28 juillet 2021, le gouvernement français a annoncé que le projet Hercule, rebaptisé « Grand EDF », qui prévoyait la scission d’EDF en deux ou trois entités, pour permettre une réforme de l’Arenh, était reporté jusqu’à la prochaine mandature présidentielle. Sur fond d’opposition avec les syndicats, le gouvernement n’est pas parvenu à s’entendre avec la Commission Européenne. Ce 29 juillet 2021, EDF a présenté ses derniers résultats financiers, avec d’importants bénéfices pour le premier semestre 2021.

Le projet de scission d’EDF en plusieurs entités repoussé après la prochaine présidentielle

Hercule, chapitre final ? Après des mois de négociation, le gouvernement vient de signer l’arrêt du projet de réorganisation d’EDF en deux ou trois entités, pour au moins un an. Ce 28 juillet 2021, le gouvernement a annoncé que, faute d’un accord avec la Commission Européenne, ce projet (baptisé d’abord « Hercule », puis renommé « Grand EDF ») ne pourrait aboutir avant la fin de la mandature présidentielle d’Emmanuel Macron. Son éventuelle mise en place est donc reportée au-delà de la prochaine élection présidentielle de 2022.

« Il n’est pas envisageable d’avoir un projet de loi au Parlement dans l’immédiat », a reconnu une source gouvernementale auprès de l’Agence France Presse. Ce projet était combattu par l’ensemble des syndicats du groupe EDF, qui craignaient un véritable démantèlement de l’énergéticien public, ainsi que par la majorité de l’opposition parlementaire, de La France Insoumise aux Républicains, en passant par le Parti Socialiste et le Parti Communiste.

« C’est pour nous une belle et grande victoire à mettre à l’actif du rapport de force des travailleurs avec la CGT, qui n’a jamais attendu une quelconque annonce. Nous resterons pour autant vigilants, car les discussions entre le gouvernement et la Commission européenne vont se poursuivre », a commenté Sébastien Menesplier, secrétaire général de la Fédération nationale Mines Energie CGT.

Désaccord avec la Commission Européenne et les syndicats

Pour renforcer la rentabilité d’EDF, le gouvernement souhaitait rénover le mécanisme de l’Arenh, cette électricité d’origine nucléaire vendue par EDF à un tarif régulé aux autres fournisseurs d’énergie. Mais la Commission Européenne a conditionné cette rénovation à une scission d’EDF en deux ou trois entités.

Le but était de séparer les activités stratégiques et régulées (nucléaire, transport d’électricité) dans un groupe 100% public (EDF « Bleu”) des activités ouvertes à la concurrence (énergies renouvelables, distribution d’électricité), dans un groupe partiellement privatisé (EDF « Vert »). La gestion des barrages hydro-électriques devait basculer vers une quasi-régie, baptisée EDF “Azur”.

Le gouvernement s’est retrouvé dans une situation intenable, en martelant sa volonté de maintenir un groupe intégré, mais pris entre la Commission Européenne, qui souhaitait une franche séparation entre les différentes branches (notamment pour éviter que les subventions de l’Etat ne viennent soutenir des activités concurrentielles) et les syndicats, qui refusaient totalement la privatisation partielle d’EDF “Vert”, craignant à la fois pour le statut des agents et pour l’intégrité du groupe.

« Il y a eu des progrès, mais il n’y a pas d’accord global. (…) On est toujours convaincus de la nécessité de faire cette réforme », a déclaré une source gouvernementale. « EDF est un monopole national, verticalement intégré, qui a formidablement réussi grâce au nucléaire. Il cumule tous les facteurs pour déplaire à la sensibilité moyenne de la Commission européenne, anti-contrôle par l’État, et anti-nucléaire », a commenté l’économiste Élie Cohen pour nos collègues de La Croix.

Ce 29 juillet 2021, dans la foulée de cette annonce, EDF a présenté ses résultats pour le premier semestre 2021, en nette hausse, avec un bénéfice net de 4,172 milliards d’euros contre une perte de 701 millions sur la même période en 2020.

Rédigé par : La Rédaction

La Rédaction
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COMMENTAIRES

  • Evolution du réseau électrique européen et conséquences à anticiper

    Le Royaume Uni vise à devenir exportateur net d’électricité d’ici les années 2040, plutôt qu’un importateur net comme c’est le cas actuellement. À l’heure actuelle il ne compte que 6 interconnexions (2 avec l’Irlande, 2 avec la France, 1 avec les Pays-Bas et 1 avec la Belgique) avec 6 autres projets en construction ou confirmés, dont notamment avec l’Allemagne, qui elle en a 54 et 8 en planification avancée. Le premier câble électrique sous-marin norvégien-allemand «NordLink» est opérationnel depuis 2021, l’énergie éolienne allemande excédentaire peut désormais être transférée dans le réseau norvégien ou leurs installations hydroélectriques de pompage et inversement.

    Le ministère britannique des Affaires, de l’Énergie et de la Stratégie industrielle prévoit une augmentation de la capacité d’interconnexion de 5,7 GW (le niveau actuel) à 18,9 GW d’ici 2040.

    La capacité de production éolienne devrait augmenter de plus de 20 GW au cours de la même période, créant un excédent énergie pour le Royaume-Uni à exporter

    ENTSO-E estime que, dans toute l’Europe, une nouvelle augmentation de 93 GW de la capacité du réseau transfrontalier sera nécessaire au cours des deux prochaines décennies pour soutenir et permettre la transition vers les énergies renouvelables

    En 2014, le Conseil européen a fixé pour les États membres des objectifs de construction d’une capacité d’interconnexion égale à au moins 10 % de leur production électrique installée d’ici 2020, pour atteindre 15 % d’ici 2023. Cependant, l’année dernière, seuls 17 des 28 pays membres étaient en bonne voie pour atteindre leurs objectifs d’interconnexion.

    Une intégration plus poussée considérée comme bénéfique pour tous.

    Une intégration plus poussée du réseau énergétique est bénéfique à tous les niveaux, soutenant la décarbonisation, l’énergie à faible coût et la coopération internationale : La différence fondamentale entre l’ancien ordre mondial du pétrole et du gaz et le nouvel ordre des énergies renouvelables est que chaque pays a la capacité de produire de l’énergie renouvelable. En conséquence, nous ne verrons plus la même dépendance vis-à-vis des pays riches en ressources naturelles qu’auparavant. Au lieu de cela, le nouveau paysage impliquera probablement des relations plus symétriques entre les différents pays prosommateurs (producteurs-consommateurs).

    Là où il y a de la concurrence et du potentiel pour les gagnants et les perdants, c’est dans le développement de la technologie et de la fabrication, pas dans la possession de ressources

    Un porte-parole de l’Agence de l’UE pour la coopération des régulateurs de l’énergie (ACER) a déclaré qu’ils constataient un schéma fréquent de pays européens limitant délibérément la capacité sur les interconnexions. Depuis l’année dernière, l’UE a exigé que tous les États membres ouvrent au moins 70 % de leur capacité d’interconnexion, mais l’ACER rapporte que la plupart des pays ne se conforment pas encore. « Parfois, les États limitent la capacité parce qu’ils veulent protéger leurs propres marchés; d’autres fois, ils protègent leur infrastructure de réseau domestique qui peut avoir besoin d’être renforcée pour permettre une utilisation accrue des interconnexions transfrontalières

    https://www.cleanenergywire.org/news/new-cable-between-germany-and-uk-advances-europes-integrated-power-system

    .

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  • Idem pour les stockages et leur rapide baisse de prix

    Energy Dome (Milan, Italie) stockage par batterie CO2 (en boucle fermée)

    Elle n’utilise que des équipements standards, atteindra un coût de stockage actualisé (LCOS) de 50 à 60 $/MWh au cours des prochaines années, plus de deux fois moins cher que le LCOS des batteries lithium-ion – 132-245 $/MWh (selon Lazard) et presque deux fois moins cher que le leader actuel du marché du stockage de longue durée, la CRYObattery de Highview Power (100 $/MWh). Toutefois Highview vise à atteindre 50 $/MWh d’ici 2030, tandis qu’Echogen (États-Unis), promet un LCOS de 50 à 60 $/MWh à partir de son système à base de CO2 supercritique.

    Elle est aussi à mettre en concurrence avec la batterie américaine fer-air de Form Energy qui a en effet affirmé que sa batterie de 100 heures atteindrait un LCOS inférieur à un dixième du coût du lithium-ion – mais elle n’a pas dit quand.

    Le CO2 est le fluide parfait pour stocker l’énergie de manière rentable dans un processus thermodynamique fermé car c’est l’un des rares gaz qui peut être condensé et stocké sous forme de liquide sous pression à température ambiante permettant un stockage d’énergie à haute densité sans avoir besoin d’aller aux extrêmes températures cryogéniques.

    La technologie est basée sur une transformation thermodynamique qui, en manipulant le CO2 entre sa phase gazeuse et liquide, permet de stocker l’électricité.

    En mode de charge, le CO2 est comprimé et stocké sous pression à température ambiante dans un état supercritique ou liquide à haute densité. Lorsque l’énergie doit être libérée, le CO2 est détendu dans une turbine et stocké dans un gazomètre atmosphérique, le Dôme, prêt pour le prochain cycle de charge.

    Le CO2 n’est ni inflammable ni explosif et peut être stocké en toute sécurité dans un système fermé sans danger majeur pour la santé et la sécurité.

    En stockant en phase liquide à température ambiante, on réduit considérablement les coûts de stockage typiques du CAES (Compressed Air Energy Storage) sans avoir à faire face aux températures cryogéniques comme dans le cas du LAES (Liquid Air Energy Storage).

    Les cycles combinés atteignent désormais une efficacité gaz/électricité sans précédent et fonctionneront en même temps de manière très flexible, permettant de passer de l’absorption et du stockage de l’énergie du réseau à la production à pleine puissance en quelques secondes.

    Le CO2 ETCC peut fonctionner dans quatre modes de fonctionnement principaux : Charge, Boost, Super Boost et Réponse rapide.

    En mode de charge, l’énergie peut être absorbée par le réseau et stockée pour une utilisation ultérieure sous forme de CO2 liquide, cette condition de travail est idéale pour stocker de l’énergie pendant les périodes où l’énergie produite à partir du réseau est disponible à faible coût.

    En mode boost, le système fonctionne comme un cycle combiné, la turbine produit de l’énergie et la chaleur d’échappement de la turbine est récupérée au moyen d’un cycle de Brayton CO2 qui produit une puissance nette comme différence entre la puissance produite par la turbine à CO2 et le compresseur de CO2.

    En mode super boost, le compresseur est arrêté et le CO2 sous pression est retiré des réservoirs de stockage pour être détendu dans la turbine à CO2 après avoir été réchauffé dans le module thermique. Dans cette configuration, la turbine à gaz et la turbine à CO2 produisent de l’électricité en exportant simultanément de l’électricité vers le réseau avec un rendement de cycle combiné supérieur à 80 % (c’est mieux que pour l’air liquide qui non valorisé via une industrie voisine ou autre est autour des 60%)

    La puissance totale produite en mode super boost est plus du double de la capacité installée de la turbine à gaz, cette configuration est parfaite pour bénéficier de tarifs énergétiques élevés lors des pointes quotidiennes.

    Enfin, le système peut également être adapté pour fonctionner en mode de réponse rapide afin de démarrer la turbine en quelques secondes sans qu’il soit nécessaire de la faire fonctionner en mode veille en consommant du gaz juste pour la garder au chaud et prête à monter en puissance.

    La batterie peut offrir de longues durées de stockage entre trois et plus de 16 heures. Il subit également « peu ou pas de dégradation » sur une durée de vie anticipée de plus de 25 ans.

    La batterie se charge en aspirant le CO2 d’un dôme où il est conservé, en le condensant en un liquide à température ambiante, tandis que la chaleur créée par le processus de compression est stockée dans des systèmes de stockage d’énergie thermique. Il rejette ensuite en évaporant et en détendant le CO2 en un gaz en le chauffant à l’aide des systèmes de stockage thermique. Le gaz est entraîné à travers une turbine pour injecter de l’énergie dans le réseau, puis repoussé dans le dôme, prêt à être utilisé pour le prochain cycle de charge.

    Contrairement au CAES qui nécessite de très grands récipients scellés souterrains tels que les cavernes de sel pour stocker un grand volume d’air, ou au LAES qui nécessite un équipement pour refroidir l’air jusqu’à ce qu’il se liquéfie, le CO2 en phase liquide peut être stocké à température ambiante.

    La solution peut également surmonter les limites du lithium-ion, ne présentant aucun risque d’incendie, pouvant être fabriquée sans matériaux de terres rares et même avoir de meilleures performances et un coût d’investissement inférieur.

    Le C02 est comprimé à une pression de 60 bars qui chauffe le gaz à 300°C liquide. La chaleur est ensuite extraite et stockée dans des « briques » constituées de grenaille d’acier et de quartzite pour une utilisation ultérieure, refroidissant le CO2 à température ambiante. Le gaz est ensuite condensé sous forme liquide et stocké dans des réservoirs en acier au carbone.

    Lorsque de l’électricité est nécessaire, le CO2 liquide passe à travers un évaporateur pour le transformer en gaz sous pression, qui est ensuite réchauffé à 290-300°C provoquant la chaleur stockée. Le gaz est ensuite introduit dans une turbine de détente, où il se détend rapidement à la pression atmosphérique pour entraîner un rotor générateur d’énergie, le CO2 non comprimé étant ensuite stocké dans un dôme flexible – d’où le nom de l’entreprise – à température et pression ambiantes pour une réutilisation ultérieure.

    Energy Dome utilise du CO2 car il peut être converti en liquide sous pression à 30°C contre moins 150°C pour l’air. Un dôme gonflable est nécessaire, plutôt qu’un réservoir en acier solide, car le CO2 doit être à une pression constante.

    Le système est totalement fermé sans consommation de CO2, c’est juste le fluide de travail qui va et vient pendant toute la durée de vie du système, plus de 25 ans, sans aucune émission dans l’atmosphère.

    Le rendement aller-retour de 75 à 80 % est supérieur à toute autre technologie de stockage d’énergie de longue durée actuellement sur le marché, y compris l’air liquide, l’air comprimé et les solutions basées sur la gravité.

    Le système de batterie au CO2 est modulaire et évolutif pour n’importe quelle taille requise avec des modules standards de 50MWh, 100MWh, 200MWh et plus

    Energy Dome n’a pas la capacité de croître aussi vite que le marché l’exige, son modèle consiste donc à licencier la technologie aux sociétés EPC ou IPP, aux services publics, à l’utilisateur final, car c’est le meilleur moyen pour eux de se développer géographiquement et par secteur.

    L’entreprise a déjà signé un accord commercial avec le fournisseur italien d’équipements de production d’électricité axé sur le gaz Ansaldo Energia pour mettre sur le marché la batterie au CO2, ainsi qu’un système frère, le CO2 ETCC.

    Elle discute également d’autres accords commerciaux et de licences avec d’autres grands équipementiers dans le secteur pétrolier et gazier, de l’acier, de la chimie verte et également dans le secteur minier.

    Le potentiel de croissance de l’entreprise est évidemment élevé et ne manque pas de marques d’intérêt

    https://energydome.it/

    .

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  • Quand je lis qu’EDF a fait des bénéfices records en cumulant des dizaines de milliards d’euros de dette j’éclate de rire

    Répondre
  • Détestable Europe néo-libérale et pratiquant en permanence le chantage. Je supprime l’ARENH, sombre et contreproductif dispositif qui coute cher aux Français attachés à EDF, leur EDF en quelque sorte, mais en échange je te saucissonne en 2 voire 3 morceaux ! Indigne, répugant et bafoant les principes démocratiques.
    Are there adults in the room ? Not anymore, Christine Lagarde. Pas plus pour les Français que pour les Grecs.

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  • @ Choppin

    Si vous relisez l’histoire en détail c’est la règle voulue par les pays pour tous les opérateurs notamment européens et autres entreprises.

    EDF est largement passé à l’offensive au plan européen, entre autres, en profitant très longtemps de son statut de monopole en France et en rachetant beaucoup d’entreprises et en s’implantant dans les autres pays européens.

    Pourquoi voudriez-vous qu’il bénéficie durablement d’un ancien statut particulier lié à la période d’après guerre alors que ce n’est plus le cas de tous les autres opérateurs européens entre autres et que la transition s’est opérée depuis les années 80 dont laissait largement le temps.

    Cà n’a pas du tout été que des avantages d’avoir un monopole tant pour le public et les entreprises que pour EDF lui-même qui ne peut pas tout faire et moins encore maintenant qu’auparavant compte tenu de la diversité des approches et solutions énergétiques de même que les attentes plus de clients très divers.

    EDF s’est endetté notamment en Argentine et au Brésil.

    Il est actuellement “plombé” par la partie nucléaire

    Il ne bénéficie pas des valorisations bien plus importantes dans les renouvelables comme les comparaisons avec d’autres groupes en Europe notamment le démontrent.

    Que cette partie nucléaire soit prise en charge par l’Etat vus ses risques semble cohérent.

    Mais sinon pourquoi voulez-vous qu’EDF en Europe bénéficie d’avantages que les autres opérateurs n’ont plus.

    EDF ne peut pas tout faire, n’est pas le plus pertinent dans tous les domaines énergétiques, ne permet pas de répondre à toutes les attentes, nous ne sommes pas un village gaulois dans l’Europe où la France aurait des privilèges et le droit de s’implanter partout ailleurs aux dépend des autres mais que l’inverse ne serait pas permis et que l’Etat français puisse favoriser certains secteurs d’EDF par rapport aux autres groupes européens.

    Reprenez l’histoire publique d’EDF et dites nous à quels moments le groupe a proposé de vraies solutions d’économies d’énergie et de sobriété aux français, hormis prendre des douches au lieu d’un bain et d’éteindre les appareils en veille ? (je schématise à peine)

    Regardez les entreprises qui avaient des idées pertinentes qui ont été rachetées sans développement ensuite car çà nuisait aux intérêt d’EDF et on peut également citer Engie.

    Voyez sur les 12 millions de personnes en précarité énergétique les près de 8 millions qui ont des chauffages et chauffes-eau électriques dits “grilles pains” à qui l’on dit que l’électricité n’est pas très chère mais leur facture explose car le modèle est une gabegie énergétique.

    Tout le monde s’accorde à souligner l’intérêt des réseaux de chaleur. Voyez le bilan en France à peine 6% des immeubles connectés.

    On sait faire des réseaux de chaleur le cas échéant à 100% de solaire thermique et ce dernier peut atteindre des Cop de 80 à certaines période de l’année. Les prix au MWh en Europe du Nord sont parfois aussi bas que 24 euros et sinon plus généralement 35 à 38 euros le MWh.

    C’est l’une des nombreuses approches pour éviter des gaspillages et la précarité énergétique.

    Les britanniques qui n’ont pas tous choisis le nucléaire vont être obligés désormais de payer des surcoûts sur leurs offres renouvelables (financement par actifs réglementés du nucléaire non encore opérationnel qui va être proposé à l’automne). Il a été rappelé les dérives du solaire en France sous le gouvernement Sarkozy dont faisait d’ailleurs partie Xavier Bertrand qui au moment des élections veut stopper l’éolien dans les Hauts de France (“éolien basta” !) alors qu’il ne l’a jamais fait d’aucune manière auparavant et que les Hauts de France ont fait réaliser plusieurs études aboutissant notamment à Rev3 qui ne préconisaient pas certains excès éoliens. Et les propositions d’EPR2 en France (d’une seule enceinte) sont déjà au dessus des tarifs envisagés par la SFEN comme un récent rapport du trésor le confirme.

    L’argument “tête de série” ne peut pas être employé ad vitam eternam lorsque les technologies renouvelables et le stockage voient leur prix globalement encore baisser et les subventions se réduire voire parfois disparaître dans plusieurs pays.

    Vous parlez d’EDF “cher” aux français (sans jeu de mots ! pourtant pour près de 8 millions d’entre eux c’est le cas) mais France Telecom avec les coûts notamment de son minitel a bien dû s’adapter lui aussi et le nouveau groupe comme les français ne se plaignent pas du résultat.

    Pour EDF j’ai lu les arguments des uns et des autres dont ceux des syndicats etc et en ce qui concerne l’Union européenne vous êtes vraiment dans des clichés si vous lisez en détail les arguments développés et qui s’appliquent à tous les groupes. A nouveau regardez les offensives d’EDF dans les autres pays notamment d’Europe depuis les années 80 et imaginez si un groupe allemand ou autre avait fait pareil en France. De même l’UE défend bien souvent des règles plus strictes dans le domaine par exemple de l’environnement que la France elle-même ou d’autres pays donc méfiez-vous des slogans un peu rapides.

    Je ne suis pas certain non plus que le terme de “démocratique” soit pertinent à l’égard d’un groupe institué comme monopole d’Etat à l’origine !

    Parmi plusieurs exemples, si vous regardez par exemple l’histoire du four solaire d’Odeillo ouvert en 1969, vous trouverez sans doute d’anciens chercheurs du CNRS qui vous rappelleront la politique “tout nucléaire” assez brutale des années 70 et malgré leur âge ils n’en pensent pas que du bien !

    Répondre

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