Situation énergétique : La France en particulier

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suite de ce post du 17 avril 2024 http://www.oleocene.org/phpBB3/viewtopi ... 5#p2389745

EDF lâche le projet de reconversion de la centrale charbon de Cordemais, qui fermera en 2027

Ce que redoutait depuis plusieurs mois la CGT est arrivé : EDF renonce à soutenir la reconversion de sa centrale au charbon dans l'estuaire de la Loire, la dernière en activité dans l'Hexagone avec celle de Saint-Avold (Moselle). Depuis plusieurs années, salariés et élus locaux poussent à la transformer en une usine de production de black-pellets, laquelle avait été théoriquement garantie par une promesse d'Emmanuel Macron en septembre 2023.

JACQUES LE BRIGAND 23 septembre 2024


EDF lâche le projet de reconversion de la centrale charbon de Cordemais, qui fermera en 2027© EDF

La centrale de Cordemais devrait cesser de produire de l'électricité à partir de charbon à l'issue de l'hiver 2026-2027.

Luc Rémont, PDG d'EDF, a pris son téléphone la semaine dernière pour avertir directement les 350 salariés de la centrale au charbon de Cordemais (Loire-Atlantique) : le groupe public ne soutiendra pas la reconversion de son unité thermique, promise à la fermeture après l'hiver 2026/2027, en une une usine de production de black-pellets élaborés avec des déchets de bois de classe B : un projet nommé "Ecocombust".
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https://www.usinenouvelle.com/article/e ... 7.N2219123

[Jeuf]

Une analyse des amis de la terre sur écocombust :
https://www.amisdelaterre.org/wp-conten ... ombust.pdf

Le risque de déforestation est évoqué. Mais s'il s'agit de centrales d'appoint qui ne tournent que quelque dizaines de jours par an, ça ne devrait pas consommer beaucoup de bois.
J'avais aussi entendu parler d'utilisation de déchets meubles en bois reconstitué dont la colle aurait été retirée. Pas de problème de déforestation avec ça, et un revenu complémentaire pour traitement de déchet.

Bon, tout ça est abandonné à nouveau.

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EDF tourne dans la douleur la page du charbon, avec l'abandon du projet de reconversion de Cordemais

AFP le 24 sept. 2024

Douche froide pour les salariés de la centrale à charbon de Cordemais (Loire-Atlantique): son propriétaire EDF a annoncé mardi son intention d'abandonner la conversion de la centrale à la biomasse et d'arrêter la production d'électricité à l'horizon 2027, le projet étant "très éloigné" de la rentabilité.

"EDF envisage d'arrêter la production électrique de la centrale thermique de Cordemais en 2027", a indiqué le groupe dans un communiqué, "les conditions technico-économiques pour réaliser ce projet n'étant pas réunies".

EDF souhaite toutefois maintenir "une activité industrielle" sur le site - qui représente quelque 500 emplois dans la région dont 340 emplois directs -, à savoir la fabrication de tuyaux pour de futures centrales nucléaires pour le compte de sa filiale Framatome.

Les termes très prudents utilisés par EDF pour cette dernière centrale à charbon dans le giron du groupe, traduisent son obligation d'engager les discussions avec les représentants du personnel pour "voir les conditions de mise en oeuvre de cette décision".

Le projet "prévoira un accompagnement des salariés tout au long du processus et la possibilité de rester sur le site jusqu'à la finalisation de leur projet professionnel et en tout état de cause jusqu'à 2029", date à laquelle l'usine de Framatome doit entrer en production, a ajouté le groupe.

Cette usine, si elle se concrétise, représentera, "à sa création une centaine d'emplois environ, pour monter jusqu'à 200 emplois à terme", selon Guirec Maugat, vice président exécutif de la base installée de Framatome en France.

Départs vers d'autres centrales, du groupe, retraites anticipées ou reconversions au sein de la nouvelle usine, "nous veillerons à accompagner chacun", a déclaré lors d'un point presse Olivier Lamarre, directeur de la division thermique d'EDF, pour qui EDF "n'a pas vocation à faire des licenciements".

Mais la décision était selon lui inéluctable. Car si "les aspects techniques étaient maitrisés", le bilan économique du projet "était très éloigné des conditions qui lui auraient permis de se réaliser", a-t-il assuré.

Le projet supposait qu'EDF s'engage auprès de son partenaire Paprec sur quinze ans d'achats de pellets de bois, substitués au charbon, selon M. Lamarre, qui a chiffré à "plusieurs centaines de millions d'euros" les pertes qu'aurait eu à subir EDF dans ces conditions.

- "Désillusion" -

C'est également la mise en service de l'EPR de Flamanville et, plus largement, la meilleure disponibilité du parc nucléaire d'EDF qui a scellé le sort de Cordemais, dont le gestionnaire du réseau RTE avait recommandé jusqu'alors le "maintien en fonctionnement" afin d'assurer "l'équilibre offre-demande du Grand Ouest", dans un rapport publié en septembre 2023.

La CGT, qui a porté ce projet depuis le début, a jugé cette décision "incompréhensible, prématurée et inconcevable eu égard au travail fait par le site pour engager sa conversion".

"C'est une véritable désillusion pour les salariés", auxquels "on a laissé espérer une reconversion du site avec le projet Eco-Combust", a déploré auprès de l'AFP Amélie Henri, secrétaire nationale de la CFE-CGC chez EDF, premier syndicat au sein de l'entreprise.

Après avoir annoncé l'abandon de Cordemais en juillet 2021, notamment en raison de son coût, EDF avait annoncé en mai 2022 relancer le projet de conversion de la centrale à la biomasse, c'est-à-dire à partir de granulés prioritairement issus de déchets de bois. La "décarbonation progressive" de Cordemais s'était déployée depuis 2023.

L'annonce de l'abandon du projet de conversion de Cordemais a suscité des craintes dans l'autre centrale à charbon encore en activité en France, à Saint-Avold (Moselle), propriété de GazelEnergie, également dans l'attente de voir se concrétiser un projet de ce type.

La CFDT du site a sollicité un rendez-vous avec la nouvelle ministre de la Transition écologique Agnès Pannier-Runacher, afin de dissiper les craintes des salariés.

En septembre 2023, le président de la République, Emmanuel Macron, avait annoncé que les dernières centrales à charbon de France seraient converties "complètement" à la biomasse à l'horizon 2027, alors que la France cherche à respecter ses objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre qui réchauffent le climat.

https://www.connaissancedesenergies.org ... ais-240924

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Centrale à charbon de Saint-Avold: vers une reconversion au gaz

Boursorama avec AFP •27/09/2024

La centrale à charbon de Saint-Avold (Moselle), qui doit tourner la page du charbon d'ici à 2027, oriente finalement sa reconversion vers le gaz, après avoir un temps imaginé une conversion à la biomasse, a annoncé GazelEnergie jeudi à l'AFP.

Cette conversion au gaz pourrait même permettre d'atteindre la neutralité carbone, selon Camille Jaffrelo, porte-parole de GazelEnergie, avec une production à partir de gaz vert.

"Je suis content qu'on arrête (le charbon), mais surtout on a des perspectives à venir avec le projet de conversion au gaz de la chaudière, beaucoup plus écologique, beaucoup plus bénéfique pour l'emploi" et qui constitue une "transition juste", a réagi auprès de l'AFP Sylvain Krebs, responsable d'exploitation à la centrale Emile-Huchet.

Le coût de la conversion du site à la biomasse, initialement proposé, était évalué à 100 millions d'euros, quand l'orientation vers le gaz serait de 110 millions d'euros, une hausse minime comparée à la création d'une autre centrale, dont le coût serait de 500 millions d'euros, selon Mme Jaffrelo.

Des raccords au gaz existent déjà à proximité du site.

En attendant des réponses politiques et une "feuille de route" demandée par la direction et les employés au gouvernement depuis plusieurs mois, les vérifications nécessaires au redémarrage de la centrale ont été effectuées la semaine dernière. La centrale est donc prête à fonctionner à nouveau au charbon cet hiver.

La réserve de charbon est d'ailleurs bien remplie et les installations prêtes à produire de l'énergie lorsqu'il fera froid et que l'approvisionnement en électricité sera sous tension, selon Mme Jaffrelo.

Le président Emmanuel Macron avait annoncé l'an dernier que les deux dernières centrales à charbon de France, à Cordemais (Loire-Atlantique) et Saint-Avold, seraient converties "complètement" à la biomasse (des granulés prioritairement issus de déchets de bois) "d'ici 2027".

Mais EDF a annoncé mardi son intention d'abandonner le projet de conversion de la centrale de Cordemais, qui cessera donc de produire de l'électricité à l'horizon 2027.

Les employés d'Emile-Huchet, s'ils veulent rester confiants après des semaines d'angoisse et une période de mobilisation sociale avant l'été, craignent toutefois que les "avenirs de nos deux centrales soient liés", expliquait mardi à l'AFP Thomas About, syndicaliste de la CFDT à la centrale de Saint-Avold.

Ils attendent désormais un rendez-vous avec la ministre de la Transition écologique Agnès Pannier-Runacher, qui "connaît bien le dossier", a souligné M. Krebs, aussi délégué syndical CFE-CGC. "J'espère que le gouvernement saura prendre cette opportunité-là."

https://www.boursorama.com/actualite-ec ... aaa00bb97a

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Un "fuseau" choisi pour le projet controversé de ligne très haute tension vers Fos-sur-Mer

AFP le 27 sept. 2024

Le préfet coordonnateur du projet controversé de ligne à très haute tension vers la zone industrialo-portuaire de Fos-sur-mer, près de Marseille, a validé vendredi un premier projet de tracé, assorti de demandes d'études et concertations supplémentaires.

Cette ligne de 400.000 volts, sur environ 65 km entre Jonquières-Saint-Vincent dans le Gard et Fos-sur-Mer, dans les Bouches-du-Rhône voisines, doit permettre selon l'opérateur du réseau RTE de faire face à un doublement attendu de la demande de puissance électrique, notamment pour décarboner le site de Fos, un des deux plus polluants de France, et y accueillir de nouveaux projets industriels dit "verts".

Le préfet de la région Provence-Alpes-Côte-d'Azur, Christophe Mirmand, a annoncé à l'issue d'une troisième "réunion de concertation" avoir validé un "fuseau de moindre impact" pour le passage de la ligne, qui contourne les villes de Beaucaire (Gard) et Arles (Bouches-du-Rhône) par l'Ouest et traverse notamment une partie de la réserve naturelle du parc de Camargue.

Ce choix est "assorti de quatre demandes" a poursuivi le préfet: l'organisation d'un "débat global sur l'impact de l'ensemble des projets" sous l'égide de la Commission nationale du débat public, qu'il s'est engagé a saisir rapidement; la réalisation d'une "étude indépendante et contradictoire" sur le choix de RTE d'un trajet aérien plutôt que d'un enfouissement, jugé techniquement trop incertain et très coûteux; une expertise sur l'évaluation des besoins futurs en électricité; et une concertation spécifique avec le secteur agricole.

Ce choix de fuseau, qui devra désormais être affiné pour aboutir au tracé définitif, "est une phase importante mais qui ouvre de nouvelles concertations", a-t-il insisté, soulignant que les conditions posées devront être remplies avant le lancement d'une demande de déclaration d'utilité publique.

Le projet, soutenu par les milieux économiques, a soulevé des réticences dans la société civile, avec des collectifs d'opposants aussi bien dans le monde agricole, écologiste ou culturel, lançant des pétitions ou organisant des manifestations, et chez les élus locaux.

Patrick de Carolis, maire divers droite d'Arles, s'est réjoui vendredi de cette annonce de concertation. Les élus locaux sont "favorables à la décarbonation de l'industrie française, au fait que Fos puisse se développer, au fait que notre territoire puisse se développer, mais pas au détriment d'une partie de ce territoire et sans concertation comme cela a été le cas", a-t-il insisté. Il a ainsi qualifié le "fuseau" retenu de "noeud coulant qui va se resserrer sur nos territoires".

Isabelle Gex, membre du collectif "Stop THT 13/30" a de son côté dénoncé "un passage en force" et une "mascarade" de concertation autour d'un "projet qui est archaïque et ne tient pas la route".

Laurent Israelian, secrétaire départemental de la FNSEA, principal syndicat agricole, a lui aussi dénoncé un projet "qui impacte directement la Camargue". "Nous agriculteurs, sommes très restreints sur nos activités dans le parc (naturel) mais RTE pourrait débarquer et faire ce qu'ils veulent," s'est-il insurgé.

Christophe Berassen, directeur "développement et ingénierie Méditerranée" de RTE, a de son côté assuré que l'opérateur travaillerait à "trouver un équilibre avec les acteurs du territoire", avec une attention particulière aux impacts environnementaux et aux compensations, écologiques ou financières.

Le calendrier prévu est toujours un début des travaux en 2027 après les validations administratives, avec "l'objectif de pouvoir répondre aux besoins des industriels d'ici la fin de la décennie", a insisté M. Mirmand.

Les opposants ont déjà fait part de leur intention d'attaquer en justice toute décision validant le projet.

https://www.connaissancedesenergies.org ... r-240927-0

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suite de ce post du 23 juillet 2024 http://www.oleocene.org/phpBB3/viewtopi ... 3#p2395333

Le britannique Harmony Energy installe près de Nantes son premier grand parc de batteries

Le britannique Harmony Energy installe à Cheviré, près de Nantes (Loire-Atlantique) son premier grand système de stockage d’énergie par batterie permettant de stabiliser le flux d’électricité venant des sources renouvelables. Il en prévoit une dizaine en France à terme.

EMMANUEL GUIMARD 03 octobre 2024

Le parc de Cheviré aura la capacité de stockage la plus importante de France. Sur une année, le site pourrait délivrer plus de 70 GWh.

Nantes va accueillir «le plus grand système de stockage d’énergie par batterie de France». C’est ainsi que le britannique Harmony Energy, son promoteur, présente ce projet de BESS (de l’anglais Battery Energy Storage System). Cette société, fondée en 2010, vient de démarrer au bas du pont de Cheviré (Loire-Atlantique), qui enjambe la Loire près de Nantes, l’installation d’un parc de batteries qui sera raccordé au Réseau de transport d’électricité (RTE) à l’été 2025 pour commencer son activité commerciale à la fin de cette même année.
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https://www.usinenouvelle.com/article/l ... s.N2219742

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A la SNCF, la facture d'électricité vire au casse-tête
Pour la SNCF, plus gros consommateur d'électricité en France, la fin programmée de l'Arenh n'est pas une bonne nouvelle. Fixe et avantageux, ce tarif permettait à l'opérateur ferroviaire de se prémunir des aléas du marché de l'électricité.

Léo Barnier 04 Oct 2024

Dès 2022, Laurent Trevisani prévenait « que le surcoût pourrait être important ». Trois ans avant l'arrêt programmé de l'Accès régulé à l'électricité nucléaire historique, le fameux Arenh, le directeur financier de la SNCF en redoutait déjà les conséquences sur la facture énergétique du groupe. Alors que l'échéance, fixée au 31 décembre 2025, approche à grands pas, le problème se fait de plus en plus prégnant.

Dans cette équation, SNCF Voyageurs est en première ligne. En charge du transport de passagers, elle représente à elle seule 10% de la consommation industrielle en France, soit entre 1 et 2% de la consommation française totale, principalement pour la traction de ses trains. Elle dispose pour cela de son propre distributeur, à savoir sa filiale SNCF Energie, qui doit lui fournir 5,5 térawatt-heure (TWh) par an (hors pertes électriques, de l'ordre de 0,6 TWh).

« Nous achetons de l'électricité directement sur le marché de gros et donc notre coût de revient est dépendant des aléas du prix de marché », explique Richard Fécamp, directeur général de SNCF Energie. D'où la nécessité de se prémunir contre de trop fortes variations du prix spot, comme celles connues avec les problèmes de disponibilité des centrales nucléaires ou suite au déclenchement de la guerre en Ukraine. Outre des couvertures classiques, SNCF Energie dispose surtout de l'Arenh. C'est-à-dire de l'électricité à tarif non seulement fixe, mais défiant aussi toute concurrence, à 42 euros du mégawattheure (MWh).
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https://www.latribune.fr/entreprises-fi ... 08106.html

[GillesH38]

c'est pas compliqué, il suffira de faire rouler les trains quand il y aura du vent.

[phyvette]

Tu veux que les trains ce déplacent à la voile ?
Ce sera de la vraie décroissance.

[GillesH38]

en quelque sorte oui, à la voile électrique, et oui c'est indéniablement décroissant ...

[energy_isere]

Tu veux que les trains ce déplacent à la voile ?
Ce sera de la vraie décroissance.

Chiche !
Voila ces décroissants vus en Mauritanie sur la ligne de chemin de fer qui transporte le minerai de fer de Zouérat à Nouadhibou sur la côte :





https://laglissecolo.wordpress.com/2020 ... r-le-vent/

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Electricité: Enedis projette une hausse de la consommation à horizon 2035-2050

AFP le 15 oct. 2024

Voitures électriques, data centers, électrification des industriels: Enedis a dévoilé ses scénarios de consommation d'électricité pour 2035 et 2050 mardi, dans son siège flambant neuf de la Défense.

Le gestionnaire du réseau de distribution s'attend à une hausse de la demande sur son "périmètre", soit près de 75% du marché national, de 343 TWh par an en 2019 à environ 396 TWh en 2035.

Pour 2050, Enedis projette une fourchette de consommation annuelle entre 373 et 503 TWh, en fonction des scénarios d'électrification du pays. La filiale d'EDF rehausse ainsi l'intervalle de 366 à 470 TWh avancé dans sa dernière étude prospective, parue en 2021.

"Nos hypothèses conduisent à une hausse de la consommation électrique même dans les scénarios dits bas. La forte croissance de la mobilité électrique sera le principal moteur de cette augmentation", a détaillé Dominique Lagarde, directeur de la stratégie d'Enedis.

Dans son scénario "central" pour 2035, calqué sur les "éléments mis à disposition par le gouvernement" jusqu'à présent et l'objectif de neutralité carbone en 2050, Enedis prévoit une multiplication par 15 du volume d'électricité consommé par les transports par rapport à 2019, de 4 à 61 TWh.

A cela s'ajoute une hausse beaucoup plus mesurée du côté de l'industrie (+6 TWh), portée par les secteurs agroalimentaire, chimie et verre.

Le rapport ne tient pas compte de la croissance attendue de la filière hydrogène, gourmande en électricité, "parce qu'on pense qu'une grosse partie des installations seront connectées au réseau RTE", le gestionnaire du réseau à haute tension, a justifié M. Lagarde.

Concernant le secteur tertiaire, Enedis suit de près les projets de centres de données. Le besoin en électricité de ces infrastructures, fondamentales pour l'économie du numérique et l'intelligence artificielle, pourrait neutraliser les économies d'électricité amenées par la rénovation thermique des bâtiments tertiaires d'ici 2035.

Enfin, Enedis s'attend à une baisse de la consommation du secteur résidentiel, invoquant la sobriété et l'efficacité énergétique comme facteurs explicatifs.

"Ces données ne sont pas forcément gravées dans le marbre", a prévenu le dirigeant, mais les différents scénarios permettent à l'entreprise "de mieux orienter" ses investissements.

Pour consolider son réseau, dont dépendent 36 millions de clients, Enedis suit un plan d'investissement d'environ 5 milliards d'euros par an jusqu'à 2040.

Une des priorités ? "Le renforcement de postes sources liés à la mobilité électrique, notamment près des autoroutes", a conclu M. Lagarde.

https://www.connaissancedesenergies.org ... 050-241015

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Les pistes de la filière d'électricité pour inciter les bureaux à consommer au meilleur moment

AFP le 16 oct. 2024

Les acteurs de la filière d'électricité française ont lancé mercredi un dispositif permettant de mieux communiquer les prix au fil de la journée avec les bâtiments du tertiaire, comme les bureaux, dans l'espoir qu'ils réduisent leur consommation lors des pics quotidiens.

Beaucoup de bâtiments auront en effet pour obligation d'ici à 2027 d'installer un module d'automatisation de leur installation électrique. Encore faut-il que tous ces modules reçoivent les bonnes informations, et en premier lieu l'évolution du prix de l'électricité au fil de la journée, afin que les bâtiments s'adaptent et réduisent alors leur consommation.

C'est ce qu'est censé permettre FlexReady, un standard de communication avec les modules d'automatisation des bâtiments lancé mercredi par la filière française des réseaux électriques intelligents, incluant notamment les gestionnaires de réseau RTE et Enedis.

Ce dispositif est motivé par l'évolution des modes de production d'électricité et en premier lieu, le développement des énergies renouvelables comme le solaire et l'éolien.

Ces derniers produisent de manière intermittente au fil de la journée, sans corrélation avec les périodes où les usagers consomment le plus, périodes pendant lesquelles les prix grimpent mécaniquement.

"Sur l'année écoulée, en moyenne, les prix ont été plus élevés entre 18H00 et 20H00 de 34% par rapport à la période de 10H00 à 18H00", a attesté Yannick Jacquemart, directeur de la transformation de l'exploitation du système électrique de RTE lors d'une conférence de presse.

Faire évoluer au fil de la journée une partie de ses consommations, telles que le chauffage, la climatisation ou le chauffage de l'eau, devient donc source d'économies, explique RTE, et doit aider à pouvoir répondre à la demande croissante d'électricité.

Et les "bureaux, les commerces, les bâtiments d'enseignement ou l'hôtellerie" représentent des "gisements importants" d'économies grâce à la modulation, a estimé Xavier Piechaczyk, président du directoire de RTE.

"Une précédente expérimentation a prouvé que les immeubles de bureaux pouvaient moduler de l'ordre de 10% de leur consommation au quotidien très facilement, sans aucune perte de confort", a-t-il justifié.

Les appareils qui utiliseront le standard FlexReady pourront réagir aux prix de l'électricité, sur la base des offres tarifaires des clients, pour qu'ils consomment au moment où l'électricité est abondante et peu chère sur les marchés de gros. "La principale flexibilité, c'est d'essayer de consommer en même temps que le pic solaire", entre midi et 14H00, a expliqué Xavier Piechaczyk.

La filière espère qu'avec l'installation de 100.000 modules d'automatisation d'ici à 2030, se développe une capacité de modulation de 2,5 gigawatts, et jusqu'à 6 gigawatts en cas d'alerte Ecowatt rouge, sur 148,4 gigawatts de la puissance totale installée en France au 31 décembre 2023.

https://www.connaissancedesenergies.org ... t-241016-0

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La centrale à charbon de Saint-Avold reprend du service ce mardi

AFPp le 12 nov. 2024

La centrale de Saint-Avold (Moselle), l'un des deux sites à charbon de l'Hexagone, a repris du service mardi pour répondre aux besoins de production d'électricité alors que le froid arrive, a-t-on appris auprès de GazelEnergie.

https://www.connaissancedesenergies.org ... rdi-241112

effectivement sur le site RTE on voit actuellement 575 - 580 MW de puissance charboneuse.

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Énergie : pour se décarboner, l'industrie française va doubler sa consommation d'électricité d'ici à 2050
Le chantier ne va pas être facile, car "il faut de l'électricité à prix abordable, compétitif, prévisible et accessible", selon l'auteur d'une étude.

Boursorama avec Media Services •14/11/2024

La décarbonation de l'industrie française et le respect des engagements climatiques de la France vont nécessiter le doublement de la consommation d'électricité des usines françaises d'ici 2050, soit 207 térawattheures contre 103 Twh en 2023, selon une étude du centre de réflexion La Fabrique de l'industrie parue jeudi 14 novembre.

L'industrie a besoin d'électricité pour remplacer les énergies fossiles émettrices du CO2 qui réchauffe l'atmosphère, telles le gaz ou le fioul, dans tous ses procédés de séchage, chauffage de fluides, ou traitements thermiques. La décarbonation a aussi un besoin plus indirect d'électricité, pour fabriquer de l'hydrogène décarboné dans certains secteurs ou pour lancer des opérations de capture du CO2. Par exemple, l'électrification des fours du secteur verrier n'est pas transposable dans le secteur du ciment, faute de technologie disponible.

Pour se décarboner tout en répondant à leurs besoins thermiques élevés, les cimentiers ont recours de façon croissante aux combustibles alternatifs (biomasse, huiles usées, déchets) et ils prévoient de compenser leurs émissions incompressibles grâce au captage du CO2 qui sera ensuite enfoui ou transformé.

62% d'électricité dans le mix énergétique en 2050

L'électricité devrait ainsi représenter 62% du mix énergétique de l'industrie française en 2050 contre 37% en 2023 et 14% en 1970, devant la biomasse, le biogaz, les déchets ou l'hydrogène, souligne l'étude.

"Ce n'est pas un chantier acquis car il faut de l'électricité à prix abordable, compétitif, prévisible et accessible ", avertit David Lolo, économiste à La Fabrique de l'industrie, auteur du rapport.

EDF a indiqué jeudi dernier être confiant sur la perspective de signer de nouveaux contrats long terme d'approvisionnement avec des industriels d'ici la fin de l'année, en remplacement du système avantageux, dit Arenh, qui s'achève fin 2025. Mais "ces contrats doivent rencontrer l'adhésion des industriels, et à notre connaissance de l'écosystème français, ce n'est pas encore le cas" , souligne David Lolo, les industriels les jugeant trop coûteux. Or ces derniers, après la crise énergétique, "ont besoin de stabilité, et de visibilité long terme" après avoir bénéficié pendant 15 ans d'électrons très bon marché.

L'économiste avertit aussi contre le risque d'une "électrification à deux vitesses" sur le territoire, privilégiant les trois grands bassins les plus émetteurs de CO2 (Dunkerque, Fos-sur-Mer et Le Havre) et oubliant les sites plus diffus, proches de leurs fournisseurs ou de leurs clients, comme des usines de verre en région viticole, des usines de ciment, ou de sucre.

"Il y a un risque que ces sites soient électrifiés dans un deuxième temps" au vu de l'ampleur des travaux de raccordement au réseau, de déploiement d'infrastructures en câbles et pylônes jusqu'aux usines, souligne-t-il.

https://www.boursorama.com/actualite-ec ... 27c02e213a