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Billet Invité /Allemagne : basculement d’énergie non isolé aux conséquences à ne pas sous-estimer…par Olivia

Billet Invité /Allemagne : basculement d’énergie non isolé aux conséquences à ne pas sous-estimer…par Olivia

source Financial Times

L’Allemagne a décidé lundi 30 mai 2011 d’arrêter ses derniers réacteurs atomiques en 2022 et entend montrer la voie de l’abandon de l’énergie nucléaire au reste du monde.

D’ici à 2021, 14 des 17 réacteurs allemands seront mis hors service. Les 3 plus récents continueront de fonctionner jusqu’à fin 2022.

PLUS/MOINS DE NUCLEAIRE EN SUIVANT :

En Europe, l’Italie membre du groupe des pays les plus industrialisés du G8 avait abandonné le nucléaire civil dès 1987 par référendum et a reconfirmé sa position encore récemment.

« La Suisse a jugé que l’énergie nucléaire allait perdre ses avantages concurrentiels sur le long terme par rapport aux énergies renouvelables ». C’est ainsi que le gouvernement fédéral a justifié, le 25 mai 2011, sa décision d’arrêter le programme nucléaire du pays. La Suisse vient donc ainsi de s’engager également dans la voie de l’abandon du nucléaire d’ici à 2034 et elle pourrait devenir sans peine l’un des premiers pays d’Europe à avoir une production d’électricité 100 % renouvelable, comme ce vers quoi s’orientent plusieurs autres.

En Asie le Japon a mis un terme à ses projets nucléaires et se tourne désormais également majoritairement vers les énergies renouvelables. Plusieurs pays ont choisi ou sont sur le point de choisir cette voie.

Les écologistes, dont la popularité atteint des sommets en particulier en Allemagne depuis la catastrophe nucléaire de Fukushima, comme le confirment les récents votes, ont rappelé à juste titre la nécessité de recourir aux énergies renouvelables plutôt qu’aux centrales au charbon mais ne sont pas l’unique déclencheur de ce basculement déjà envisagé et prévisible depuis longtemps. La Chine, partie de loin, s’est fixée des objectifs ambitieux et fait déjà des progrès notables dans cette direction à la lumière des derniers chiffres.

La catastrophe japonaise du 11 mars, dont l’ampleur des dégâts est encore manifestement sous-estimée par l’opérateur japonais Tepco, malgré des données indépendantes de plus en plus précises sur notamment 300 km de côte et à l‘intérieur des terres, a certes ravivé l’inquiétude de l’opinion publique à laquelle les États devront répondre par des exigences accrues de sécurité.

Mais crise aidant, elle a surtout jeté une lumière crue sur les coûts réels de l’électricité produite par l’énergie nucléaire dont la compétitivité est remise en cause. Cette fois, ce ne sont plus seulement les écologistes qui l’affirment depuis longtemps tout comme les financiers, mais également les industriels de la filière nucléaire eux-mêmes dont beaucoup l’admettent et le confirment.

La compétitivité du nucléaire remise en cause

source NYT

On assiste donc à un changement notable aux conséquences importantes.

Aux États-Unis, le débat sur l’intérêt économique du nucléaire est clairement lancé. Thomas O’Malley, le pdg d’Energy Group, l’un des principaux opérateurs d’électricité américain, a estimé que l’industrie nucléaire « était grillée » car devenue trop chère, pour expliquer sa décision de renoncer à un important projet de centrale nucléaire.

Dans un volumineux rapport de plus de 1000 pages (SRREN – Special Report on Renewable Energy Sources and Climate Change Mitigation) publié le 09 mai 2011, synthétisant 164 scénarios retranscrits par 123 rédacteurs de quelques centaines d’experts se basant sur des milliers d’études et d’articles parus dans des revues scientifiques à comité de lecture, le Giec (Groupe intergouvernemental d’experts de l’ONU sur l’évolution du climat) ne rapporte pas un autre constat, estimant qu’il serait «plus probable d’assister d’ici à 2050 à une vraie montée en puissance des énergies renouvelables qu’à un scénario qui privilégierait le nucléaire.»

http://srren.ipcc-wg3.de/press/content/potential-of-renewable-energy-outlined-report-by-the-intergovernmental-panel-on-climate-change

L’allemand Siemens, qui avait rompu son alliance avec Areva il y a deux ans pour nouer un accord pourtant très ambitieux avec le russe Rosatom, a annoncé son intention de délaisser la filière nucléaire au profit des énergies renouvelables. Le patron du groupe allemand avait été en outre l’un des rares à ne pas signer l’an dernier une lettre ouverte du patronat allemand en faveur de l’énergie nucléaire, ce qui pouvait laisser entendre que ce n’était plus là un axe prioritaire pour la société.

Les énergies renouvelables de plus en plus compétitives, y compris les différentes formes de solaire

Les chercheurs du géant américain General Electric signalent dans le même temps que la seule énergie solaire photovoltaïque, parmi d’autres énergies renouvelables, va être plus compétitive que l’énergie fossile et nucléaire d’ici 3 à 5 ans seulement, comme le rapporte Mark M. Little, directeur général de la recherche de GE. De nombreuses études depuis plusieurs années allaient dans le même sens. Les premières ne se trompant toutefois souvent que sur la rapidité avec laquelle cette compétitivité allait arriver et qui est désormais palpable.

Gaetan Masson économiste à l’European Photovoltaic Industry Association (EPIA) prévoit que l’électricité solaire sera compétitive en Allemagne, dont le parc est le plus développé d’Europe, en 2017. Et au plus tard en 2020 en France comme dans la majorité des pays européens où il est déjà compétitif dans plusieurs grandes régions.

Les principales explications à ce regain de compétitivité tiennent aux progrès techniques réalisés sur les rendements solaires, à l’organisation du marché, à l’évolution des modes de production qui ont fait chuter les prix.

Parallèlement le fort développement du marché soutenu dans tous les pays par des aides et des subventions d’États a été un déclencheur et a également contribué in fine à pousser les prix à la baisse.

Ainsi, dans les régions fortement ensoleillées comme la Californie, le Maghreb, certaines régions turques ou encore le sud de l’Italie et de l’Espagne, l’électricité solaire est devenue compétitive.

Cette tendance s’accroît et s’étend, pas seulement pour les grandes installations, mais également pour celles des particuliers sans aucune aide ni subvention.

« Les taux de rétribution du courant injecté sont sous pression en raison du développement fulgurant de l’industrie solaire » comme le souligne l‘étude « L’industrie solaire – vers une nouvelle dimension » publiée récemment par la Banque Sarasin (auteur: Matthias Fawer) qui compare et apprécie les perspectives des divers marchés, technologies et industries solaires et les trois applications représentées par le photovoltaïque (PV), l’énergie solaire thermique et les centrales solaires thermiques (CST).(NDLR : voir résumé de l’étude en suivant)

Cela n’empêche pas pour ce seul secteur une croissance mondiale d’en moyenne 33% par an attendue jusqu’en 2015, estime la Banque Sarasin. La pression sur les prix va se renforcer sensiblement avec la nouvelle réduction de la rétribution du courant injecté. Il faut compter avec des baisses de prix de l’ordre de 10 à 20% par an. Le secteur du photovoltaïque se développe donc rapidement et passera bientôt à une production à grande échelle à des prix compétitifs. Cette tendance est confirmée par le recul des valorisations boursières au niveau du cours des actions des industries matures comme les semi-conducteurs ou l’électronique, souligne la banque suisse.

L’ensemble de la gamme « solaire » ne fait pas exception, du photovoltaïque à concentration (CPV), pourtant encore un très petit marché en très forte croissance aux Etats-Unis en particulier, qui n‘a pas échappé au français Soitec, aux grandes centrales thermiques (CST). En 2015, le coût moyen actualisé de l’électricité CPV serait de 8 c$/ kWh seulement. (Par ailleurs le prix d’installation HCPV – haute concentration – serait abaissé à $2,47/W et $1,75/W pour le LCPV – basse concentration).

http://news.pv-insider.com/concentrated-pv/fortnightly-intelligence-1-march-16-march-2011

Le secteur des centrales solaires thermiques (CST), qui nécessite des investissements d‘un autre ordre, n’est pas en reste et s’est fixé des objectifs ambitieux de réduction des coûts. L’électricité solaire thermique peut être utilisée dans des centrales hybrides, être stockée, sa production est modulable et elle attire désormais un nombre croissant de grandes entreprises comme Chevron, Alstom, Areva, Siemens etc qui, entre beaucoup d’autres, ont fait également leur entrée sur ce marché solaire.

Cette compétitivité croissante se retrouve sur l’ensemble des filières renouvelables au fur et à mesure de leur développement et il serait trop long de les détailler chacune ici.

L’augmentation des coûts intrinsèque à la technologie nucléaire

A contrario dans le même temps, comme le résume très justement Eric Benhamou dans la Tribune, et toutes les études concordent sur ce point, « le coût d’investissement et/ou de production de l’énergie nucléaire ne cesse d’augmenter avec le temps. C’est même l’une des caractéristiques de l’industrie nucléaire que l’on retrouve nulle part ailleurs : tous les bénéfices de la courbe d’expérience sont neutralisés par la complexification croissante des projets. Le chercheur Arnulf Grubler démontre ainsi, sur l’exemple français, une évolution quasiment linéaire des coûts au kilowatt depuis 1977. »

Entre 1977 et 1998, les coûts d’investissement ont été ainsi multipliés par 2,6. Le coût d’investissement de la centrale de Flamanville qui utilise les nouveaux réacteurs EPR (3.500 euros/kW) confirme cette progression linéaire des coûts. Conclusion du chercheur : « L’augmentation des coûts est intrinsèque à ce type de technologie qui se caractérise par une complexité croissante très difficilement gérable et qui vient contrarier les effets a priori positifs de la standardisation et de l’effet d’échelle. » Et ce sans intégrer l’ensemble des coûts de cette filière qui sont nombreux et parfois très supérieurs à ce qui pouvait être initialement évalué.

Le professeur d’économie François Lévêque, dans une étude publiée sur le site Energypolicyblog.com, démontre également que les évaluations de coûts progressent au fur et à mesure de la date à laquelle elles sont réalisées. Il est en effet difficile d’imaginer que les coûts décroîtront du fait des nouvelles exigences de sécurité imposées par les États mais également par les assureurs, les agences de notation et les financiers. Chacun réclame en effet de plus en plus de garanties : le préjudice estimé de Fukushima s’élève à plus de 100 milliards de dollars, une facture qui sera très largement supportée par le consommateur japonais.

Dans cette trajectoire, les énergies renouvelables gagneront entre autres mécaniquement d’autant plus en compétitivité. Reste toutefois un problème : l’énergie renouvelable s’accompagne inévitablement d’économies d’énergie, ce qui fait certes l’affaire du public… mais pas celle des électriciens !

L’Allemagne peut passer à 100% d’énergies renouvelables d’ici 2050

Que ce soit à travers des conférences ou des déclarations individuelles, la communauté scientifique allemande prend pleinement part au débat énergétique sur les renouvelables.

A Berlin, le campus d’Adlershof, un parc scientifique et technique autour duquel gravitent des laboratoires, des entreprises, et des universités, a organisé encore récemment une manifestation autour du thème « l’énergie du futur »

http://www.adlershof.de/

Les chercheurs allemands dans le domaine de l’énergie demandent de prendre d’avantage en compte les résultats et concepts développés dans ce secteur.

Ulrich Wagner du Centre allemand de recherche aérospatiale (DLR- Hamburg), Harald Bolt du Centre de recherche de Jülich (Rhénanie du Nord-Westphalie) et Peter Fritz de l’Institut de technologie de Karlsruhe (KIT- Bade-Württemberg) ont ainsi récemment relayé ce message. Ottmar Edenhofer, Vice-président du panel, souligne que « le potentiel technique est au dessus de la demande. » Il ne reste donc qu’un problème de coûts.

Atteindre 100% d’énergies renouvelables en 2050 est seulement possible si une politique climatique est mise en place. Cette politique climatique doit être compatible avec la politique énergétique. Annette Schavan, Ministre fédérale de la recherche (BMBF) a aussi souligné le besoin de compatibilité avec la politique de la recherche et la nécessité de renforcer les moyens de la recherche.

Aussi, si des progrès techniques sont encore attendus, notamment dans le domaine du stockage de l’énergie ou les solutions à haut rendement sont désormais nombreuses, les chercheurs étaient plutôt en attente d’une intervention du gouvernement. Certaines réglementations font encore défaut selon eux, notamment dans la mise en place des réseaux intelligents et de l’électromobilité. Ils estiment aussi que les investissements publics sont encore à clarifier bien que pour eux, les technologies de base sont prêtes.

L’opposition entre une communauté scientifique prête et une communauté politique jusqu’à présent hésitante revenait de ce fait régulièrement dans l’actualité énergétique de l’Allemagne.

La communauté scientifique et les solutions sont prêtes

Fraunhofer (FhG), très en pointe sur les thèmes des énergies renouvelables, est l’une des plus importantes institutions de recherche appliquée d’Allemagne et d’Europe. Elle fait partie, avec la société Max-Planck (MPG) et la communauté des centres Helmholtz, des principaux acteurs de la recherche extra-universitaire allemande. 2.000 scientifiques répartis dans 16 divisions thématiques autour des énergies renouvelables travaillent à l’heure actuelle au sein de l’organisme de recherche sur des concepts et des technologies pour les décennies à venir.

Lors d’une conférence de presse le 10 mai 2011 au siège l’Institut Fraunhofer à Munich, son président M. Hans-Jörg Bullinger a exposé la politique et les grands chantiers en matière d’énergie pour le futur à l’horizon 2050.

Les énergies sont l’un des principaux enjeux en matière de recherche et la FhG travaille d’ores et déjà à la restructuration du paysage énergétique allemand avec comme perspective les énergies renouvelables. Avec l’objectif ambitieux d’atteindre les 100% d’énergies renouvelables, les chercheurs de Fraunhofer travaillent sur des concepts et des solutions pour les décennies à venir, en considérant les avancées technologiques des prochaines années, ainsi que la viabilité économique de tels scénarii.

Il résulte de ces études une conclusion claire : les énergies renouvelables sont économiquement viables. Eicke Weber, directeur de l’institut Fraunhofer pour l’énergie solaire de Fribourg (Bade-Wurtemberg), analyse ainsi les enjeux économiques actuels : « Pour pouvoir maintenir à l’avenir l’électricité, le chauffage et les transports à des prix abordables, nous devons utiliser l’énergie de manière plus efficace et exploiter davantage les énergies renouvelables. »

L’étude intitulée « Vision pour un système énergétique 100 % renouvelable »

http://www.fvee.de/fileadmin/politik/10.06.vision_fuer_nachhaltiges_energiekonzept.pdf

démontre comment atteindre à l’horizon 2050 une production d’énergie fiable et économiquement viable uniquement avec des sources renouvelables en Allemagne, avec notamment un fort développement du solaire, de l’éolien, ainsi que des réseaux dits « intelligents » et des systèmes de stockage de l’énergie.

Nous connaissons l’aptitude des allemands à planifier amplement. « Le chantier des énergies renouvelables va dans un premier temps engendrer des surcoûts. Ceux-ci atteindront leur maximum vers 2015 avec une somme d’environ 17 milliards d’euros. Cela correspond toutefois seulement à 8% des dépenses globales pour l’énergie en Allemagne. Les coûts vont par la suite retomber. Dans la période de 2010 à 2050, considérant seulement les coûts dans les secteurs de l’électricité et du chauffage, 730 milliards d’euros peuvent être économisés » explique le Prof. Jürgen Schmid, directeur de l’Institut Fraunhofer pour l’énergie éolienne de Kassel.

L’investissement dans le développement des énergies renouvelables aura inévitablement une répercussion sur le prix de l’électricité. Celui-ci devrait augmenter dans un premier temps de 11,5 ct/kWh aujourd’hui jusqu’à 13,1 ct/kWh en 2015, pour ensuite descendre continuellement jusqu’à 7,6 ct/kWh en 2030 puis 6,3 ct/kWh à l’horizon 2050. Cela impliquerait, selon ces estimations, que le courant provenant de sources renouvelables deviendrait économiquement plus rentable que les sources fossiles dès 2025.

Des créations d’emplois nettes, par nature plus importantes que pour d’autres énergies

L’autre retombée économique de la transition énergétique se fera ressentir au niveau de la création d’emplois. Les chercheurs prévoient qu’en 2020 près de 2,8 millions de travailleurs seront concernés par les énergies nouvelles dans l’Union européenne, soit une augmentation nette de 400.000 emplois pour l’économie de l’Union européenne.

http://ec.europa.eu/energy/renewables/studies/doc/renewables/2009_employ_res_report.pdf

L’Allemagne serait elle-même largement concernée par ces résultats, car d’après une étude du ministère pour l’environnement, la protection de la nature et de la sécurité nucléaire (BMU), 200.000 emplois supplémentaires seraient créés au niveau de l’Etat fédéral.

http://www.erneuerbare-energien.de/files/pdfs/allgemein/application/pdf/employment_effects_061211.pdf

 Olivia le 31/5/2011

AVEC TOUS NOS CHALEUREUX REMERCIEMENTS  

EN COMPLEMENT :  Etude de durabilité de la Banque Sarasin sur l’industrie solaire : renforcement de la demande sur le marché du solaire

23.11.2010

Ces deux dernières années, l’industrie solaire a étonnamment bien résisté à la crise. Telle est la conclusion de la dernière étude de durabilité de la Banque Sarasin intitulée « L’industrie solaire – vers une nouvelle dimension ». Grâce à la réduction des coûts et à des gains d’efficience, l’industrie photovoltaïque (PV) a enregistré en 2010 une croissance de 87% en termes de nouvelles capacités installées. Une croissance mondiale d’en moyenne 33% par an est attendue jusqu’en 2015. La forte baisse du prix des modules a cependant entraîné une nette diminution de la rentabilité qui se reflète dans les comptes de résultats des entreprises solaires et dans l’évolution boursière négative de leurs actions. En outre, les taux de rétribution du courant injecté sont sous pression en raison du développement fulgurant de l’industrie solaire. L’Allemagne et l’Italie sont des marchés particulièrement intéressants.

La capacité d’énergie photovoltaïque totale installée dans le monde est en passe de franchir la barre des 30 gigawatts (GW). Cela signifie que 10 millions de ménages peuvent aujourd’hui être approvisionnés avec du courant propre. Sur de nombreux marchés, le volume des nouvelles capacités installées s’est révélé étonnamment élevé cette année et se chiffre globalement à 13,8 GW. Dans sa dernière étude de durabilité sur le thème du solaire, la Banque Sarasin prévoit une croissance mondiale annuelle d’en moyenne 33% jusqu’en 2015, mais ce taux varie fortement d’un pays à l’autre et d’une année à l’autre. Des capacités supérieures à 500 mégawatts seront installées chaque année notamment en France, en Italie, en Espagne, aux Etats-Unis, au Canada, en Chine, en Inde et au Japon et ces pays deviendront les moteurs de la croissance du secteur photovoltaïque. Les marchés des pays plus ensoleillés hors de l’Europe se développeront plus rapidement jusqu’en 2020, car ils présentent encore un important potentiel de rattrapage en matière d’énergie solaire.

L’étude de durabilité « L’industrie solaire – vers une nouvelle dimension » vient de paraîtreL’étude « L’industrie solaire – vers une nouvelle dimension » publiée par la Banque Sarasin (auteur: Matthias Fawer) compare et apprécie les perspectives des divers marchés, technologies et industries solaires et des trois applications représentées par le photovoltaïque (PV), l’énergie solaire thermique et les centrales solaires thermiques (CST). L’étude imprimée peut être obtenue en allemand et en anglais contre une taxe de protection de CHF 150 ou EUR 110 (gratuitement pour les clients et les médias) auprès de : gabriela.pace@sarasin.ch.

   

Pression continue sur les marges et les prix des modules

La pression sur les prix va se renforcer sensiblement avec la nouvelle réduction de la rétribution du courant injecté annoncée pour 2011. Il faut compter avec des baisses de prix de l’ordre de 10 à 20% par an. L’érosion des marges n’a pas touché tous les fabricants de modules et de cellules solaires de la même manière. Le graphique 1 illustre l’évolution des marges bénéficiaires de six grandes entreprises photovoltaïques entre 2006 et 2012. Les variations s’expliquent par l’augmentation du nombre de fournisseurs et des capacités de production. Le secteur du photovoltaïque se développe donc rapidement et passera bientôt à une production à grande échelle à des prix compétitifs. Cette tendance est confirmée par le recul des valorisations boursières au niveau du cours des actions des industries matures comme les semi-conducteurs ou l’électronique.

L’Italie et l’Allemagne sont des marchés intéressants

L’Italie et l’Allemagne comptent toujours parmi les marchés les plus intéressants – aussi bien pour les panneaux photovoltaïques sur les toitures que pour les installations au sol (voir graphique 2). Avec 720 MW de capacités nouvellement installées en 2009, l’Italie est désormais le deuxième marché photovoltaïque d’Europe. En 2010, des capacités supplémentaires d’au total 1,35 GW ont été installées. En Allemagne, le boom s’est poursuivi et de nouvelles capacités de 6,9 GW seront installées d’ici la fin de l’année. En 2009, la puissance des nouvelles installations représentait 3,8 GW. Mis à part les marchés établis, plusieurs marchés comme le Brésil, l’Indonésie, l’Afrique du Sud, la Thaïlande, la Turquie ainsi que d’autres pays émergents sont très prometteurs pour le secteur du photovoltaïque et offrent un gigantesque potentiel de production de courant solaire. Ces pays ont surtout besoin d’installations compactes bon marché permettant de produire aussi bien de l’électricité que de la lumière. Ces systèmes solaires domestiques indépendants du réseau seront bientôt accessibles à la population rurale.

 

Les trois technologies solaires en brefPhotovoltaïque (PV) :production de courant électrique à partir de l’énergie solaire. Les cellules solaires, généralement en silicium, captent le rayonnement solaire en mettant des électrons en mouvement (effet photovoltaïque). Le courant ainsi produit peut être stocké dans une batterie ou injecté dans le réseau électrique au moyen d’un convertisseur.Capteurs solaires : dans une installation solaire thermique, les capteurs munis d’un revêtement absorbant noir captent les rayons du soleil et les transforment en chaleur. Cette chaleur est stockée dans un accumulateur, puis injectée dans le système de chauffage et de production d’eau chaude sanitaire de la maison.Centrales solaires thermiques CST : les centrales solaires thermiques produisent de l’électricité en transformant le rayonnement solaire en chaleur. La lumière du soleil est concentrée à l’aide de miroirs et l’énergie calorifique ainsi obtenue est injectée dans un circuit de vapeur. Comme dans les centrales électriques conventionnelles, la vapeur est transformée en courant dans une turbine.

  Ajustement du taux de rétribution du courant injecté dans le réseau

Du fait de la taille des installations et des coûts supplémentaires occasionnés par la reprise du courant solaire produit de manière décentralisée, les critiques des politiciens et des organisations de protection des consommateurs se font plus virulentes. Les milieux politiques ont donné des signaux clairs en abaissant davantage le taux de rétribution pour les installations au sol et en introduisant de nouveaux bonus pour les solutions solaires intégrées au bâtiment. Cette année, plusieurs gouvernements ont ajusté leur programme de promotion de l’énergie solaire photovoltaïque et de nouvelles coupes sont annoncées pour 2011. Ces mesures concernent des marchés importants comme la République tchèque, l’Allemagne, la France, l’Italie et l’Espagne.

Initiative solaire durable

La Banque Sarasin apprécie depuis longtemps les entreprises photovoltaïques selon un catalogue de critères de durabilité. Seules quelques rares sociétés de la branche publient un rapport de responsabilité sociétale d’entreprise détaillé. Afin d’améliorer la transparence et la profondeur des informations également pour les autres firmes du secteur solaire, la banque soutient l’initiative pour une énergie solaire durable de Henderson Global Investors. Avec des investissements à hauteur de USD 1 500 milliards, son poids est suffisant pour exercer des pressions sur les entreprises solaires.

Des perspectives positives pour le PV à couches minces

La part des modules à couches minces au total des cellules solaires passera de 18% actuellement à 30% en 2012 et croîtra donc plus rapidement que le marché. Parmi les technologies à couches minces, les cellules CIGS (cuivre-indium-gallium-sélénide) enregistreront une croissance de 100 % largement supérieure à la moyenne.

Les centrales solaires thermiques ont de l’avenir

Entre 2009 et 2010, la capacité de production centralisée de courant des centrales solaires thermiques a augmenté de 1,35 GW. En 2009, huit centrales totalisant une capacité de 350 MW ont démarré leur activité. Trois centrales ont été construites respectivement en Algérie, en Italie et au Mexique et les cinq autres en Espagne. En 2010, dix-huit centrales représentant une puissance de 1 000 MW seront achevées. Les centrales solaires thermiques sont des projets intensifs en capital et des infrastructures coûteuses doivent aussi être mises en place dans la chaîne d’approvisionnement. C’est pourquoi un nombre croissant d’entreprises financièrement solides comme Chevron, Alstom, Areva et Siemens font leur entrée sur le marché de l’énergie solaire. Les centrales solaires thermiques se sont fixé des objectifs ambitieux de réduction des coûts. Etant donné que l’électricité solaire thermique – également utilisable dans des centrales électriques hybrides – peut être stockée et que la production est modulable, elle permet d’obtenir un courant de meilleure qualité.

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Le coût exorbitant du kWh nucléaire Par Jean-Daniel Delley

Le consommateur final connaît très exactement le prix qu’il paie pour un kWh d’électricité. Il lui suffit de consulter sa facture mensuelle. Mais déterminer le coût de production d’un kWh d’origine nucléaire relève du casse-tête.

Dans un rapport en réponse au postulat Ory, daté de mai 2008, le Conseil fédéral suisse admet qu’il n’est pas possible d’effectuer un calcul sérieux du coût réel du nucléaire. Weinmann-Energies, un bureau d’ingénieurs-conseils spécialisé en matière énergétique, a fait le même constat d’opacité. Dans une étude publiée en 2009 (voir http://securiteenergetique.ch), il aboutit à des coûts supérieurs à ceux avancés par le Conseil fédéral. En cause, les bases de calcul peu explicites de l’administration: le coût se réfère-t-il à la puissance installée ou à la puissance disponible des installations, à une durée de fonctionnement théorique ou réelle, compte tenu des arrêts de production provoqués par des incidents techniques ou imposés par des travaux de maintenance?

Malgré ces différences – entre 3,64 et 6,67 centimes le kWh pour la centrale de Gösgen; entre 5,09 et 9,04 pour celle de Leibstadt –, le coût de production du kWh nucléaire reste sensiblement plus bas que celui des énergies renouvelables. C’est d’ailleurs l’un des arguments que font valoir les entreprises électriques projetant la construction de nouvelles centrales. Mais, pour asseoir leur crédibilité, ces dernières devraient d’abord fournir des chiffres solides et incontestables.

Cette transparence ne suffirait pourtant pas à convaincre des avantages en termes de coût de l’électricité nucléaire. En effet, après la catastrophe de Fu­kushima, les autorités vont sensiblement durcir les exigences en matière de sécurité. Ce qui, pour les spécialistes en investissements durables de la Banque Sarasin, pourrait tripler le coût de production ( lire le Tages-Anzeiger du 9 avril). Des spécialistes pour qui l’énergie nucléaire n’est tout simplement plus concurrentielle face à des énergies renouvelables dont les coûts ne cessent de baisser.

La collectivité à la caisse

Ce n’est pas tout. L’énergie nucléaire engendre des coûts externes qui ne se reflètent pas dans son prix. On connaît les conditions désastreuses d’extraction du minerai dans les pays en développement et leur impact négatif sur les populations et l’environnement. Le coût de la gestion des déchets durant les prochains siècles, voire millénaires, n’est pas inclus dans ce prix. Pas plus que celui des dégâts en cas d’accident majeur que les assureurs refusent de couvrir. Rappelons qu’au contraire des autres sources d’énergie, le risque nucléaire fait l’objet d’une couverture de droit public puisqu’une loi fédérale institue une responsabilité de la Confédération jusqu’à hauteur d’un milliard de francs par installation. Les collectivités publiques et les générations futures sont donc priées d’assumer le cas échéant.

Point n’est besoin d’argumenter longuement. Le nucléaire est économiquement mort. Seuls les électriciens, qui croient ainsi préserver leur monopole, et economiesuisse, qui les relaie aveuglément, ne l’ont pas compris.

source le temps mai11

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La « renaissance nucléaire » si souvent annoncée aura bien lieu en Asie émergente, malgré l’accident de Fukushima. Les entreprises chinoises et indiennes en seront le moteur.

La Chine va passer de 15 gigawatts (GW) de capacité nucléaire à 60 GW en 2020 (l’équivalent des 58 centrales françaises) et à 200 GW en 2030. Fukushima a en effet dopé les tenants du saut technologique de la « génération 2 » (G2) vers la « génération 3 » (G3) de réacteurs, qui semblent s’imposer au sein du programme chinois.

Les sociétés China National Nuclear Corporation (CNNC) et China Guangdong National Power Corporation (CGNPC) maîtrisent – ingénierie, montage et coûts – la G2. CNNC a optimisé un modèle américano-japonais et en a acquis la propriété intellectuelle.

CGNPC, avec EDF, a peu à peu, depuis 1990, internalisé la filière française de 900 MW. CNNC et CGNPC pourraient déjà exporter des G2, mais ont le projet d’exporter des G3.

CNNC va construire le nouveau réacteur de 1 000 mégawatts (MW) de Westinghouse et l’améliorer, et étudier des plus petits G3 de 600 MW. CGNPC a un partenariat en ce sens avec EDF, pour viser des marchés comme l’Afrique du Sud; CGNPC veut être en avance sur CNNC – qui vise pour 2017 un réacteur à 1 400 MW développé avec Westinghouse mais de propriété intellectuelle chinoise – et s’équipe par le biais d’Areva de réacteurs EPR de 1 650 MW considérés comme une « G3 avancée » (ou « G3 + ») en matière de sécurité.

L’enjeu véritable réside dans la gamme industrielle offerte : des EPR à des réacteurs de petite taille (inférieure à 300 MW) offrant des réacteurs modulaires construits en partenariat dans des usines et non sur site, à partir de la base manufacturière chinoise.

L’INDE EST AMBITIEUSE

Reste le cycle du combustible.

Tractebel, filiale de GDF Suez, va construire pour CNNC une usine de combustible. A l’autre bout du cycle, CNNC vient de maîtriser la réutilisation du combustible usé dans un réacteur pilote ; mais à grande échelle, cette compétence reste une excellence française, et des négociations sont en cours.

L’étape suivante sera la G4, ou réacteurs à neutrons rapides : les Chinois possèdent déjà un petit prototype, mais une industrialisation n’est visée qu’en 2040.

L’Inde, elle, est plus ambitieuse à terme que la Chine mais risque de prendre du retard.

Elle n’a presque pas d’uranium et développe pour 2050 une filière révolutionnaire sur la base d’un minerai dont elle détient les réserves mondiales : le thorium. Elle suit ce programme depuis les années 1950, mais n’a actuellement que de la G2 avec à peine 5 GW installés.

Les G2, G3 et G4 ne sont que des étapes, mais elles sont essentielles pour obtenir dans le cycle du combustible les éléments indispensables à l’utilisation du thorium. Les négociations que National Power Corporation of India Limited (NPCIL) mène avec des industriels étrangers (G2 avec le Russe Rosatom, G3 + avec Areva…) sont nécessaires pour atteindre 40 GW installés en 2020, et surtout pour le programme technologique à long terme.

L’Inde doit industrialiser ses processus pour maîtriser ses coûts. L’association à des technologies mondiales l’y aidera : l’embargo international de 1974, consécutif à des essais nucléaires indiens, a allongé la durée de réalisation des projets jusqu’à douze ans, et triplé les coûts initiaux.

Le projet de Kundankulam (G2, mise en service en 2011) reste prohibitif malgré des facilités financières russes.

A Jaitapur (10 GW, avec Areva), NPCIL serait responsable d’une partie des approvisionnements de l’îlot coeur et approfondirait sa maîtrise de la chaîne des sous-traitants.

Enfin, les deux pays ont un potentiel d’exploitation commune d’uranium en Afrique australe, par de possibles prises de participation dans UraMin, filiale d’Areva.

Joël Ruet, chercheur CNRS au Centre d’études français sur la Chine contemporaine (Hongkong).

Source  Une du « Monde Economie » du Monde daté mardi 24 mai 2011.

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L’équation post-nucléaire

La sortie précipitée de l’atome en Allemagne pose plusieurs problèmes au-delà de l’idéalisme et de l’électoralisme.

La décision apparaît comme historique. L’Allemagne va abandonner le nucléaire sous la pression des verts  et après la catastrophe de Fukushima.

Avant d’entrée en matière sur les implications de cette décision, il faut rappeler que l’approvisionnement énergétique d’un pays s’intègre dans un concept de défense nationale. En effet, il est inconcevable pour n’importe quel gouvernement de dépendre exclusivement d’apports extérieurs pour ses besoins en énergie et conséquemment pou son développement économique.

Un calendrier très précis a aussi été dévoilé: d’ici à 2021, quatorze des 17 réacteurs allemands seront mis hors service. Les trois plus récents continueront de fonctionner jusqu’à fin 2022. Les sept plus anciens réacteurs du parc allemand, déjà déconnectés du réseau à la mi-mars dans l’attente du résultat d’un audit commandé par Angela Merkel, ne seront plus remis en service. Un huitième, à l’arrêt depuis des années en raison de pannes, est lui aussi condamné avec effet immédiat. Angela Merkel n’a toutefois pas exclu qu’en dernier recours l’un de ces vieux réacteurs soit mis en veille pendant deux ans avant d’être vraiment éteint, pour éviter que l’Allemagne ne se retrouve plongée dans l’obscurité en cas de pic de la consommation.

Le gouvernement devra formaliser sa décision ce lundi. L’Allemagne devra trouver d’ici à la fin 2022 comment produire plus de 22% de ses besoins en électricité, actuellement couverts par ses centrales nucléaires. Le pays entend accélérer la construction de-centrales conventionnelles, centrale à gaz, centrale au charbon, éoliennes en mer et réseaux électriques. Tout en réduisant de 10% sa consommation d’électricité d’ici à 2020, selon une feuille de route validée par la coalition libéraux/conservateurs qui compose le gouvernement.

A noter que Berlin ouvrira également une caisse de 500 millions d’euros destinés aux entreprises consommant beaucoup d’électricité et qui donc devraient voir une augmentation de leurs factures.

Actuellement, la décomposition des sources énergétiques allemandes se décomposent de la sorte: (env.) 44,5% charbon, 23% nucléaire, 13% gaz, 7% biomasse, 6,5% éolien, 4% hydraulique et 2% pétrole. En 2022, si l’on s’en tient à la feuille de route d’Angela Merkel, nous devrions avoir, sur un besoin total de 580 TWh, 300 TWh provenant du charbon, 160 TWh du gaz et 110 TWh d’énergies renouvelables.

Cependant, il ne faut pas prendre à la légère les dernières déclarations de la présidente du directoire d’Areva, Anne Lauvergeon: «Il était clair qu’après Fukushima il y aurait une réaction allemande spécifique. C’est une décision purement politique. Maintenant par quoi vont-ils remplacer le nucléaire? Du charbon polonais? Certainement pas! Du gaz? Cela pose le problème de la dépendance vis-à-vis de la Russie. Des renouvelables? Cela paraît compliqué. Ils vont donc importer du nucléaire des pays voisins, comme l’Autriche l’a déjà fait

Il est évident qu’au-delà de l’idéalisme et des échéances législatives de 2013, une telle sortie précipitée pose plusieurs problèmes et non des moindres.

1) Le problème du CO2

L’argument du CO2 a toujours été l’un des arguments principaux des pronucléaires. Selon certaines estimations, pour produire 1 KWh, en 2030, une centrale nucléaire rejettera 0,004 kg de CO2, une centrale à gaz 0,388 kg, une installation photovoltaïque 0,030 kg et l’éolien 0,016 kg. Actuellement le charbon occupe la part la plus importante du mix énergétique allemand. Les centrales au charbon assurent 43% de la production brute, 24% pour le lignite et 19% pour la houille. Les producteurs allemands prévoient tous la construction de nouvelles centrales dans les années à venir, mais un recours accru au charbon compliquera la tâche pour atteindre les objectifs ambitieux de réduction d’émission de gaz à effet de serre. Signe qu’il continue à miser sur le charbon, le gouvernement a adopté récemment un projet de loi sur le stockage de carbone, via la méthode de séquestration géologique du carbone, une méthode pour le moment extrêmement coûteuse et floue quant aux conséquences sur le long terme.

Faut-il rappeler que les émissions de dioxyde de carbone ont atteint un niveau jamais connu, faisant craindre une élévation de la température au delà du seuil dangereux de 2 degrés Celsius, selon une estimation de l’Agence internationale de l’énergie (AIE), citée lundi par le journal The Guardian. Des estimations non publiées de l’AIE ont révélé que le retour à la croissance mondiale en 2010 a coïncidé avec une augmentation de 1,6 gigatonne dans l’émission de CO2, le plus haut niveau jamais enregistré, indique le quotidien.

2) L’équation à résoudre

Actuellement nous avons une équation simple, mais avec une inconnue : nous connaissons la date d’arrêt des centrales nucléaires en Allemagne, mais nous ne connaissons pas exactement les énergies (ou la proportion des énergies) de substitution.

Pour remplacer le nucléaire et en attendant que les énergies de substitution suffisent à la consommation locale, l’Allemagne va devoir importer ses sources énergétique. N’oublions pas que l’Italie, la Suisse, la Belgique et d’autres pays devraient suivre, accentuant donc la tendance.

La construction du gazoduc de Northstream a mis en exergue par exemple la nécessité pour l’Allemagne d’importer du gaz. La part du gaz dans la production d’électricité est de 13%. L’Allemagne n’en produit pas et doit donc l’importer. La Russie est son plus gros fournisseur, pour environ un tiers du gaz consommé. Cela la met à la merci d’une part de fluctuations importantes du prix, d’autre part de conflits géopolitiques qui perturbent les livraisons.

Il faudra donc, dans le futur, diversifier la provenance et accentuer l’approvisionnement des pays tels que le Qatar, la Norvège, l’Iran, le Kazakhstan, le Turkménistan et l’Irak Il ne faudra donc plus compter sur le monopole de sociétés comme Gazprom ou Novatec, mais bien diversifier ses investissements au niveau géographique.

3) Une déclinaison multiple

Le gaz naturel liquéfié (LNG). Le LNG jouera un rôle de plus en plus important dans l’industrie mondiale de l’énergie, car les réserves mondiales de gaz naturel sont abondantes et son état condensé rend possible son transport sur de longues distances par les voies maritimes. Ceci donne naissance à de véritables chaînes d’approvisionnement incluant les puits producteurs, les usines de traitement, les réseaux de gazoducs, les usines de liquéfaction, les terminaux de chargement des méthaniers, les terminaux d’importation et de stockage, les usines de regazéification et de réinjection au réseau. Le LNG instaure ainsi des liaisons stables entre des zones non accessibles par gazoduc. La flexibilité qu’il offre n’est utilisée que pour des ajustements ponctuels. Elle serait précieuse en cas de crise.

Cependant, il ne faut pas oublier que la construction d’un réseau de transport du LNG est relativement élevée. De plus, la mise en place d’une chaîne de LNG intervient quand la construction d’un gazoduc n’est pas envisageable dû à une trop grande distance ou des coûts de construction du gazoduc trop élevé. Avant la mise en place d’un gazoduc, un pays n’investit pas dans des infrastructures permettant des échanges de LNG, sans avoir signé des contrats à long terme. Il faut en outre que les pays importateurs construisent les terminaux méthaniers nécessaires pour réceptionner le LNG.

Les Etats-Unis vont, également, de plus en plus aller en ce sens, étant persuadés que l’avenir (au-delà des énergies renouvelables) se situe dans le gaz et que la catastrophe japonaise pourra leur amener certaines opportunités dans la modification de leur approvisionnement énergétique.

La construction de pipeline. Le développement de pipelines va être indispensable dans les années à venir pour transporter le gaz naturel. Les pipelines sont en effet des outils essentiels de transport massif de fluides (liquides, liquéfiés ou gazeux) sur de grandes distances comme sur de petites liaisons. Ils allient débit important, discrétion et confirment année après année qu’ils sont le mode le plus sûr et le plus écologique de transport des hydrocarbures.

Les pipelines sont l’objet de nouveaux enjeux dans les relations internationales et géopolitiques. Les risques qui pèsent sur la détermination de leurs tracés (conflits armés, menaces séparatistes, attentats terroristes) et la concurrence des pays exportateurs d’hydrocarbures entravent leur construction. Les capacités de blocage des états de transit justifient le contournement de certaines zones critiques, comme le montre plusieurs nouveaux projets et notamment le futur gazoduc Nord-européen. Dans la région Caucase-Asie centrale, l’enjeu du transport de l’énergie mobilise la diplomatie des grandes puissances : Russie, États-Unis, Chine et Union européenne. Ces groupes trouvent, par le biais des pipelines, la garantie de leur sécurité énergétique, mais aussi des instruments d’influence politique et de pénétration économique.

Les producteurs de métaux. Derniers maillons de la chaîne, les producteurs de métaux, devraient aussi bénéficier de l’abandon du nucléaire de la part de l’Allemagne et des pays avoisinants. Effectivement, les nouvelles constructions de pipeline et de nouveaux projets devraient s’accélérer.

Finalement, nous ne parlerons pas ici des énergies alternatives qui devraient mécaniquement aussi bénéficier de l’abandon du nucléaire, mais la thématique n’est pas nouvelle et la valorisation du secteur est élevée. L’évolution géopolitique de l’Europe aura un poids très important dans le choix des sources énergétiques. Des revirements fondamentaux ne sont pas à exclure à la lueur des développements politiques et stratégiques.

John-F. Plassard Louis Capital Markets Genève Juin11

2 réponses »

  1. A tout hasard si çà peut être utile …

    Energies renouvelables : intentions d’investissements pour les 18 prochains mois

    2010 a été une année très active au plan international pour les fusions, acquisitions, participations, rachats (M&A) dans le secteur des énergies renouvelables, souligne l‘enquête mondiale KPMG « Green Power 2011 – Renewable Energy M&A Report ».

    Au total 446 opérations ont été finalisées, soit une augmentation de plus de 70 % comparée aux 260 opérations de 2009.

    Cette enquête publiée récemment a été réalisée auprès de 500 décideurs concernés par ce domaine répartis à parts égales en Europe, Amérique du Nord, Asie-Pacifique et par ailleurs Amérique latine, Moyen-Orient, Afrique.

    Comme l’an dernier, les États-Unis ont conservé leur place de marché le plus attrayant
    pour les fusions et acquisitions. Ils sont cités par 53 % des professionnels interrogés, suivis par la Chine (38 %), l’Inde (35 %), l’Allemagne (34 %) et le Royaume-Uni
    (33 %).

    Plus de 40 % des groupes et investisseurs consultés ont l’intention de payer
    3 à 5 fois l’EBITDA des entreprises d’énergies renouvelables visées au cours des 18 prochains mois. L’an dernier la plupart (39%) étaient prêts à payer ces actifs 3 fois l’EBITDA, voire moins.

    La grande majorité des pays ont compris l’importance et relevé le potentiel des énergies renouvelables à la lumière des dramatiques événements japonais de Fukushima. L’impact sur les programmes nucléaires existants et futurs est significatif, on assiste à une nouvelle accélération générale en faveur des énergies renouvelables. Les gouvernements vont maintenant, soit renforcer les programmes en cours ou en concevoir de nouveaux, en particulier en Allemagne, au Japon, en Italie, en Suisse etc.

    La Chine a également annoncé une réduction de son objectif 2020 dans l’énergie nucléaire et les Etats-Unis examinent le sujet, le coût du nucléaire étant en outre remis en question.

    L’impact de cet événement inattendu se reflète déjà dans le cours des actions
    de nombreuses entreprises d’énergies renouvelables cotées sur les marchés financiers mondiaux. Ainsi, les titres des groupes solaires de premier plan, l’américain First Solar et le chinois SunPower, se négocient actuellement respectivement autour de 14% et 20% au-dessus de leurs cours du jour du tremblement de terre au Japon.

    Le Wilder Hill New Energy Global Innovation Index, composé de 98 entreprises d’énergies renouvelables et d’environnement dans 21 pays, s’échange quant à lui autour de 18% au-dessus de sa valorisation le jour du tsunami.

    De nouveaux investisseurs et acquéreurs originaires des marchés asiatiques devraient être à l’origine de la croissance attendue dans les fusions et acquisitions du secteur des énergies renouvelables. Les professionnels interrogés s’attendent à ce que les nouveaux intervenants soient principalement de Chine (78%) puis des Etats-Unis (59%), de l’Inde (42%), d’Europe de l’Ouest (41%) puis du Moyen-Orient (34%).

    Bien qu’en Asie la majorité de ces intervenants envisagent des fusions et acquisitions locales – près de 60% citent comme pays cibles principalement la Chine et l’Inde – les transactions récentes suggèrent qu’il ya de plus en plus d’acquisition internationales.

    De nouveaux acteurs en provenance du Japon et de Corée font également leur apparition.

    Les Etats-Unis restent encore la destination d’investissement favorite dans les énergies renouvelables, comme ce fût le cas en 2009 grâce au programme de l‘actuel gouvernement démocrate Obama, mais il est clair que cette position serait remise en question dans le cas d‘un gouvernement républicain. La Chine se positionne à la seconde place, suivie de l’Inde.

    Un groupe d’investisseurs qui pourrait entraîner des vagues favorables dans le secteur des énergies renouvelables au cours les 18 prochains mois est celui des fonds de pension, bien que des dispositions pour leur permettre d’investir par exemple dans des grands champs éoliens comme c’est déjà le cas au Danemark, ne soient pas encore généralisées.

    Biomasse et solaire favorisés :

    Tout comme l’an dernier, les investisseurs et entreprises privilégient les thèmes de l’énergie solaire et de la biomasse. La biomasse est ainsi encore assurée pour la seconde année consécutive d’occuper la 1ère place au sein des cibles de fusions et acquisitions selon 46% des professionnels sélectionnés interrogés (contre 37% en 2010 et un montant de 2,2 milliards de $).

    En outre, plus de 40% d’entre eux s’intéressent à des fusions et acquisitions spécifiquement sur le thème de la biomasse aux Etats-Unis et 34% en Inde et en Chine.

    La 2eme place est tenue par le solaire. Vient ensuite l’éolien terrestre cité par 30% du panel (contre 35 % en 2010). Ce dernier reste toutefois le thème préféré des prêteurs.

    De même pour l’éolien la plus forte croissance du nombre de fusions et acquisitions est envisagée dans les pays d’Europe de l’Est et du Sud, plus précisément en Pologne, Roumanie, Bulgarie et Turquie.

    Quant au solaire ce sont les Etats-Unis, l’Inde et l’Italie qui concentrent toutes les attentions selon 70% du panel international.

    Les pays qui concentrent la majorité des intentions d’investissements dans les énergies renouvelables au cours des 18 prochains mois sont en premier lieu les Etats-Unis (53% des réponses, presque comme l‘an dernier : 50%), suivis par la Chine (38%), l’Inde (35%), l’Allemagne (34%) et le Royaume-Uni (33%).

    La Chine fait cette année un bond notoire en passant de la 5eme à la 2eme place dans les intentions de fusions et acquisitions.

    L’attrait des États-Unis est lié au programme mis en place par l’administration Obama qui a depuis démontré que les énergie renouvelables jouent un rôle important dans l’accélération de la croissance économique du pays. L’objectif déclaré du président Obama étant de 80% d’énergies renouvelables et alternatives d’ici à 2035.

    Cet objectif est appuyé par des systèmes d’incitations variés, allant des garanties de prêts aux crédits d’impôts, en passant par des normes en matières d’énergies renouvelables au niveau des Etats etc.

    Les intervenants estiment ainsi que les Etats-Unis devrait être le plus grand marché solaire mondial à l’horizon 2014.

    La Chine a enregistré quant à elle la plus forte croissance du marché des énergies renouvelables en 2010. Elle a par exemple augmenté sa puissance d’énergie éolienne en ligne de 16.500 MW avec un total de 42.287 MW, faisant passer les Etats-Unis à la seconde place avec 40.180 MW. Elle a également un ambitieux programme dans le solaire.

    Son essor important actuel et à venir dans les énergies renouvelables est source d’opportunités attrayantes selon les investisseurs du monde entier. 38% des professionnels interrogés envisagent en effet d’y investir au cours des 18 prochains mois, pourcentage encore en hausse par rapport à 2010 (34%).

    L’Inde suit de près avec 35% des intentions d’investissements au cours des 18 prochains mois (en légère baisse par rapport à 2009 : 36%).

    Le marché indien des énergies renouvelables est devenu de plus en plus dynamique au cours de ces dernières années grâce à d’importantes ressources naturelles sur la plupart des thèmes, une meilleure adaptation aux investissements internationaux par rapport à la Chine et une variété de mesures incitatives de la part du gouvernement.

    En Europe l’Allemagne est le pays le plus attractif pour les investissements au cours des 18 prochains mois selon 34% du panel consulté. Elle est donc en légère avance sur la Grande-Bretagne qui la talonne à la 2eme place (33%). Notons toutefois que l’enquête a été réalisée juste avant la décision allemande d’abandonner définitivement le nucléaire, ce qui ne peut que conforter cette 1ère place allemande.

    Le Royaume-Uni est potentiellement l’un des principaux marchés des énergies renouvelables en Europe. Il a le plus grand domaine éolien offshore, un immense potentiel en énergies des océans, une longue histoire dans le développement technologique et une place financière très favorable pour ce secteur énergétique à Londres, ce qui explique son positionnement par les professionnels interrogés. Il doit toutefois mettre rapidement en place un cadre politique clair afin de profiter pleinement de ces intentions d’investissements.

    Enquête et graphiques en anglais :

    Cliquer pour accéder à KPMG%20Green%20Power%202011.pdf

    En bande son, sun, wind, ocean, au large d’Ibiza obligent 😉

    http://www.youtube.com/watch_popup?v=xVtciD6LFX8

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