DOSSIER EDF

xx ELECTRICITE <

http://iea.org/Textbase/stats/indicators.asp?COUNTRY_CODE=FI

http://iea.org/Textbase/stats/surveys/MES.XLS

STATISTIQUES AIE PAR PAYS

EDF STRATEGIE EUROPE LM080124
AIE TOUS AUTRES PAYS AIE MONDE XLS	FRANCE <2% CO² MONDE 2004 (AIE)
fournisseurs particuliers fournisseurs professionnels	AIE PAR PAYS POPULATION TWH GDP CO²
ELECTRIFICATION MONDE 2005	BILAN ELECTRIQUE 2006 RTE RTE 2007
acheteurs vendeurs marche francais 95% PRODUCTEURS	MARCHE EURONEXT POWERNEXT EEX
prix Mwh MARCHE libre 2007 COMMERCE EXTERIEUR FRANCE 2007	U.E PRIX VENTE ELECTRICITE INDUSTRIELLE
EDF FRANCE PRIX OBLIGATIONS ACHAT ENR	U.E PRIX VENTE ELECTRICITE DOMESTIQUE
PRIX GAZ ELECTRiCITE EUROPE 2005 DGEMP	PRIX REVIENT ENERGIES EUROPE AIE 070110
1973/2005 EVOLUTION PRODUCTION FRANCE TOUTES ORIGINES	RTE OFFRE 2015 RTE CCE EXTERIEUR FRANCE 2006
COMMERCE EXTERIEUR france 2007 71 TWH à 33.13 E Mwh	RTE: Réseau de Transport d'Electricité interconnections Europe
BOURSE FRANCO ALLEMANDE 071020	RTE STATS 2006 ELEC RTE BILAN PREVISION 20102020
FRANCE 13000MWH DE CENTRALES AU CHARBON	CRE Commission.Regulation.Energie, son rôle
graphique PREVISIONS CONSOM FRANCE 2010 2020 RTE	PARTICULIER CHANGER DE FOURNISSEUR ???? UFC
FRANCE 2006 ENERGIE ELECTRIQUE A 2006 B CLES 2006	UNION EUROPEENNE CHANGER DE FOURNISSEUR
	CCIP ELECTRICITE FRANCE 2006
PRODUCTION EDF PAR SOURCE PRODUCTION FRANCE 2005	origines production électricité Europe 2005
	PRODUCTION EUROPE/SOURCE PRODUCTION EUROPE/ QTE
France Surcapacité de la production électrique de base	RESERVES MONDE CHARBON (BP)
COUT PRODUCTION ELECTRICITE 2005/2030 COM EU 070110	IEA MONDE PRODUCTEURS EXPORTS IMPORTS ELECTRICITE 2004
suez enr dallas 070927	électricité MONDE charbon 40% hyd 16 nucl 16 petro+gaz 16
JUILLET 2007 PRIX REGLEMENTES NOUVEAUX LOCATAIRES	PRODUCTION ELECTRICITE EUROPE 2000 EN TWH
Plan National d’Affectation Quotas d’émission GES (PNAQ II) 2008-2012	réserves mondiales Pétrole 40 ans Gaz 60 ans Charbon 200 ans
PRIX NOTRE RENTE NUCLEAIRE	productivite nucleaire centrales.....
PROGR PLURI 2005/15 INVST ELEC RAPPT PARLEMEN	DEREGULATION ELECTRIQUE EN EUROPE PERCEBOIS
PPI ARRETE 7 JUILLET 2006	edf bénéfices 1° semestre 2006
BILAN PREVISIONNEL 2006/2010 ( RTE 2005)	EDF ASSEMBLEE GENERALE ACTIONNAIRES 9 JUIN 2006
BILAN DGEMP1970-2005	LA POLITIQUE INDUSTRIELLE DE L E D F
HORIZON 2010 EQUILIBRE OFFRE/DEMANDE: 4000 MW EOLIEN (rte)	EDF ET DEVELOPPEMENT DURABLE (rapport2004)
LE MARCHE FRANCAIS DE L ELECTRICITE	COMMENTAIRES PRODUCTION 2005
http://fr.youtube.com/watch?v=tJjJ8ulnOfM	UCTE union coordination transmission electricity
	EDF DANS LE MONDE
	PRODUCTEURS FRANCE ( dossier wikipedia)
libéralisation des marches et pannes	EDF ENCHERES 1615/ 6000MW SEPT 2006
courbes prévisions/consommations d'aujourd hui ( Internet)	SITE EDF ENERGIES NOUVELLES (50% EDF)
	EDF investissement dans 500 MW centrale thermique 2008
	POWEO INVESTISSEMENT 412 MW THERMIQUE 2008
LES FLUX FRANCE UNION EUROPEENNE le marche européen	2005 origine production électricité en Europe

OBLIGATION D ACHAT EOLIEN JUSQU A 1500 MW : COMPTEUR EDF

CSPE = 5,88 _% PRIX kwh ( O.OO45 / 0.0765)
http://www.rte-france.com/htm/fr/offre/carte_poste/offre_raccord_prod_carte.jsp#app

<http://environnementdurable.net/documents/html/a2-031207.htm>

http://epp.eurostat.ec.europa.eu/cache/ITY_OFFPUB/KS-BX-07-009/FR/KS-BX-07-009-3A.PDF

http://www.industrie.gouv.fr/énergie/statisti/f1e_stats.htm http://www.edf.fr/eolien/indexhttp://www.industrie.gouv.fr/energie/electric/pdf/rtebilan05_resume.pdf.php

http://www.industrie.gouv.fr/energie/statisti/pdf/hanprix2.pdf http://iea.org/textbase/nppdf/free/2006/key2006.pdf

http://fr.wikipedia.org/w/index.php?title=%C3%89lectricit%C3%A9_en_France&oldid=10027414 http://www.iea.org/Textbase/pamsdb/grlist.aspx?by=country

13. The capacity of European power systems to absorb significant amount of wind power is determined more by economics and regulatory rules than by technical or practical constraints. Already today a penetration of 20% of power from wind is feasible without posing any serious technical or practical problems.

electrification monde

Par Thierry DE LAROCHELAMBERT
Lundi 14 mai 2007

1.1. Surcapacité de la production électrique de base

La France est déjà en situation de surcapacité de production électrique depuis plusieurs années :
la puissance totale des installations de production électrique en 2004 est 116,8 GW, répartie de la manière suivante: nucléaire 63,4 GW ; gaz-fioul-charbon 21,3 GW ; cogénération 6,3 GW ; hydraulique 25,5 GW ; éolien 0,4 GW 1 (notons qu'en 2006, la puissance électrique totale éolienne + photovoltaïque a atteint 2,4 GW 2) ;
la pointe maximale de puissance électrique appelée sur l'ensemble du réseau électrique français a été atteinte de 84,7 GW en 2003, tandis que la puissance électrique minimale appelée a été de 30,8 GW en août 2005, plus élevée qu'en 2001 et 2006 2.

Une telle surcapacité n'est pas seulement inutile mais elle coûte aussi très cher à entretenir et oblige EDF à vendre les surplus sur un marché de l'électricité libéralisé aléatoire, sujet à de fortes fluctuations et à de fortes spéculations, sans aucune visibilité à court ni à moyen terme.
De plus – et c'est un problème plus fondamental pour l'avenir –, elle produit des rigidités structurelles élevées dans la gestion des flux d'énergie électrique au lieu de les adapter aux fortes variabilités de la demande, ce qui génère de fait des surconsommations électriques très importantes dans notre pays et les rend elles-mêmes quasi-structurelles, voire indispensables pour absorber les productions électriques non modulables comme celle des centrales nucléaires.
Il en résulte une propagande commerciale inouïe pour tous les dispositifs anti-économiques et incohérents du point de vue physique tels que le chauffage électrique domestique (même paré de toutes les vertus de la régulation par pièces Promotélec, Vivrélec, etc) ; les appareils de chauffage électrique d'appoint ; les pompes à chaleur air-air ou air-eau, grosses consommatrices d'électricité du fait de leur coefficient de performance déplorable, inadaptées aux périodes hivernales pour raison de givre sur les échangeurs ; les climatiseurs mobiles et ventilateurs (catastrophiques et sans intérêt) ; les installations de climatisation domestique et tertiaire (on se souvient des appels dérisoires à la climatisation d'urgence des maisons de retraite lors de la canicule de l'été 2005) ; sans parler des opérations publicitaires commerciales pour les téléviseurs à plasma, particulièrement énergivores ; les sèche-linges inutiles dans l'habitat individuel et évitables dans l'habitat collectif ; les appareils en veille qui perdent la mémoire dès qu'on les débranche ; les équipements informatiques surconsommateurs (télévision et téléphone par modems ADSL, jeux vidéo sur ordinateur, tous branchés en permanence sans nécessité, etc.).
Cet excès d'équipements et de consommations électriques inutiles est utilisé pour justifier a posteriori le suréquipement en centrales nucléaires et plus particulièrement la construction du premier réacteur EPR de 1600 MW à Flammanville (Basse-Normandie), prélude à une série de réacteurs EPR que la société Areva envisage de construire en France en remplacement des anciens REP, davantage pour son plus grand profit que dans l'intérêt de la France.

QUESTION E MAIL à contact EDF LE 15 SEPTEMBRE 2005

EDF EXPORTE ENVIRON 70TWH PAR AN SUR LE MARCHE COMMUN A MOINS DE 4 EUROS LE MWH
IMPORTE ENVIRON 9TW
LE RAPPORT 2004 DE LA DGEMP A INDIQUE UN COUT LIE A LA PERTURBATION DE L EQUILIBRE DU A L INTERMITTENCE DE L OFFRE DEMANDE EOLIENNE DE 4 EUROS LE MWH

CE COUT S AJOUTE AUX 7 EUROS MOYENS DE PRIX D ACHAT AUX SOCIETES PRIVEES

EN DEHORS DES ENGAGEMENTS POLITIQUES PRIS VIS A VIS DE L UNION EUROPEENNE

QUELS ARGUMENTS ECONOMIQUES PEUT ON AVANCER POUR JUSTIFIER UN TEL COMPORTEMENT

RELANCES LES 1° octobre et 21 octobre

REPONSE LE 22 OCTOBRE

                                                                       Nous avons bien reçu votre nouveau message.
                                                           Nous ne sommes malheureusement pas en mesure d'y répondre.
                                                                                  Bien cordialement,
                                                                           EQUIPE INTERNET EDF

AVIS DE LA COMMISSION DE REGULATION DE L ELECTRICITE (CRE) : Le prix d achat de l électricité éolienne par l EDF fixé en moyenne à 48 centimes (7,32 €) pendant 15 ans.( résultat des tractations entre le ministère de l industrie et le syndicat des énergies renouvelables ). Représente une '' rente injustifiée '' pour l'investisseur qui est presque certain d obtenir un rendement de son capital d environ 20% après impôts .

IEA MONDE PRODUCTEURS EXPORTS/IMPORTS ELECTRICITE 2004

80 % CO² MONDIAL

le monde 20060220

origines electricite monde

RAPPORT BIRRAUX mars 2005

"Si l'on se focalise sur l'électricité, le nucléaire a assuré, en 2003, 16% de la production mondiale, l'hydraulique 16%, le charbon 40%, et le pétrole et le gaz 26 %."

PRODUCTION EUROPE 2000

EDF= 500TWh, soit 15% de la prod europe!!!!!! leotop13 (leotop13) 07:57 01/06/06

21:48 31/05/06

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La production d'électricité a diminué en Europe>>
La production d'électricité a diminué en Europe
En 2005, la production d’électricité dans l'Union Européenne des 25 a légèrement diminué par rapport à 2004 (-0.2%), selon l'étude provisoire publiée par eurostat.

La Lituanie (-25.4%), la Finlande (-17.3%) et le Danemark (-10.7%) sont les pays présentant la plus nette diminution. La Lettonie (+6.8%), Chypre (+5.1%), la Suède (+4.2%) , la République Slovaque (+3.9%) et la Pologne (+3.8%) sont les Etats membres qui voient leur production augmenter de façon significative. En ce qui concerne la structure de la production, nous pouvons constater que, en 2005 :
l'énergie électrique thermique classique est en baisse de 0.1% pour EU-25 et représente 55.8% de la production totale ;
l'énergie d'origine nucléaire est en baisse également pour EU-25 (-1.4%) et constitue 30.6% du total ;
l'énergie électrique d'origine hydro-éolienne augmente de 2.1% pour EU-25 et représente 13.7% du total.
En 2005, EU-25 est importateur net d’électricité (16.3 TWh), soit 0.54% de la production. L'énergie électrique appelée atteint 2990.3 TWh en 2005 pour EU-25, soit une augmentation de 0.4% par rapport à 2004.

En Norvège, on constate une augmentation de 24.7% de la production totale et de 2.7% de l’énergie appelée. En Turquie, en Bulgarie et en Roumanie, la production a augmenté en 2005 de 7.5%, 5.9% et 2.1%, tandis qu’en Croatie elle a baissé de 0.8%. L’énergie appelée a augmenté en Turquie, en Croatie et en Bulgarie (+7.1%, +4.9% et +1%) et a diminué en Roumanie (-1.2%).

Télécharger l'étude provisoire (29/05/2006) :
Statistiques de l'électricité : Données provisoires pour 2005

Bréve publiée le 31/05/2006 à 14:48

NOTRE RENTE NUCLEAIRE ET NOS PRIX D ELECTRICITE

POLITIQUE DE L ENERGIE POUR L EUROPE

OBLIGATIONS D ACHAT KWH ENR

décret de base 2001-410 DU 2/5/2001

http://www.legifrance.gouv.fr/WAspad/UnTexteDeJorf?numjo=ECOI0100190D

ARRETE DU 10/07/2006 NOUVELLES CONDITIONS D ACHAT http://www.industrie.gouv.fr/energie/renou/se_ren_a4.htm

Le tableau de synthèse des tarifs d'obligation d'achat de l'électricité produite par les énergies renouvelables prévus par la réglementation. DGEMP-Dideme. Février 2005.

Filière

arrêtés (*)

Durée des contrats

Fourchette de tarifs pour les nouvelles installations (métropole)

ARRETE DU 10/07/2006 NOUVELLES CONDITIONS D ACHAT http://www.industrie.gouv.fr/energie/renou/se_ren_a4.htm

Photovoltaïque

13-mars-02

20 ans

15,25 c€/kWh

4,9 c€/kWh (32,1 cF/kWh) + prime à l’efficacité énergétique comprise entre 0 et de 1,2 c€/kWh (7,8 cF/kWh)

Éolien

08-juin-01

15 ans

8,38 c€/kWh

4,6 c€/kWh (30,2 cF/kWh) + prime à l’efficacité énergétique comprise entre 0 et 1,2 c€/kWh (7,8 cF/kWh)

Petites installations

13-mars-02

15 ans

7,87 à 9,60 c€/kWh

7,62 c€/kWh (50 cF/kWh) + prime à l’efficacité énergétique comprise entre 0 et 0,3 c€/kWh (2 cF/kWh)

Géothermie

13-mars-02

15 ans

7,62 c€/kWh

15,25 c€/kWh en France continentale et 30,5 en Corse et Dom (1F/kWh et 2F/kWh)

Cogénération

31-juil-01

12 ans

6,1 à 9,15 c€/kWh

4,5 à 5 c€/kWh (29,5 à 32,8 cF/kWh) énergétique comprise entre 0 et 0,3 c€/kWh

Hydraulique

25-juin-01

20 ans

5,49 à 6,1 c€/kWh

7,87 à 9,60 c€/kWh (51,6 à 63 cF/kWh)issu du tarif « bleu » aux clients domestiques

Combustion de matières fossiles végétales (biomasse)

16-avr-02

15 ans

4,9 c€/kWh

4,5 à 5,72 c€/kWh (29,5 à 37,5 cF/kWh)selon la puissance + prime à l’efficacité énergétique comprise entre 0 et 0,3 c€/kWh (2 cF/kWh)

Méthanisation

16-avr-02

15 ans

4,6 c€/kWh

4,5 à 5 c€/kWh (29,5 à 32,8 cF/kWh) + prime à l’efficacité énergétique comprise entre 0 et 0,3 c€/kWh (2 cF/kWh)

Biogaz de décharge

03-oct-01

15 ans

4,5 à 5,72 c€/kWh

6,1 à 9,15 c€/kWh (40 et 60 cF/kWh) environ en fonction du prix du gaz, de la durée de fonctionnement et de la puissance

Déchets animaux bruts ou transformés (farines animales)

13-mars-02

15 ans

4,5 à 5 c€/kWh

5,49 à 6,1 c€/kWh (36 à 40 cF/kWh) selon la puissance + prime comprise entre 0 et 1,52 c€/kWh (10 cF/kWh)en hiver selon régularité de la production

Déchets ménagers sauf biogaz

02-oct-01

15 ans

4,5 à 5 c€/kWh

8,38 c€/kWh (55 cF/kWh) pendant 5 ans, puis 3,05 à 8,38 c€/kWh (20 à 55 cF/kWh) pendant 10 ans selon les sites

(*) les versions consolidées des textes sont en cours de rédaction.

PRODUCTION EUROPE 2005

ELECTRICITE FRANCE 2006 A

ELECTRICITE FRANCE 2006 B

Les éléments clés du bilan électrique français 2006

Consultez le dossier de presse

Consultez le Bilan électrique 2006

Pour la première fois depuis 9 ans, une baisse de la consommation globale d’électricité…

La consommation intérieure d’électricité en 2006 est en retrait de 1% par rapport à 2005, avec un cumul annuel atteignant 478,4 TWh⁽¹⁾ , soit 4,8 TWh de moins qu’en 2005.

Corrigée des aléas climatiques, la consommation intérieure atteint 470,9 TWh, en relative stabilité par rapport à 2005 (-0,2%).
L’année 2006 a été marquée par des périodes de froid jusqu’à la mi-avril et par des températures clémentes fin décembre.
Globalement, ces aléas ont entraîné une hausse de la consommation de 6,5 TWh par rapport à la normale. La vague de chaleur du mois de juillet a, quant à elle, engendré une hausse de la consommation d’électricité de presque 1 TWh par rapport à la normale.
Cette hausse totale de 7,5 TWh liée aux aléas climatiques est toutefois moins élevée qu’en 2005 (11,5 TWh).

Le record absolu de consommation en France a été battu le vendredi 27 janvier 2006 à 19h avec un pic à 86 280 MW pour une température moyenne journalière de -1,1°C (-6,7°C par rapport à la normale).
Cette forte demande d’électricité a eu lieu lors d’une vague de froid qui a duré une vingtaine de jours (du 22 janvier au 14 février). Le précédent record (86 024 MW) datait du 28 février 2005.

⁽¹⁾ 1 TWh = 1 milliard de kWh

…mais une consommation des clients domestiques qui continue de croître

Le recul de 1% de la consommation globale est imputable principalement à la baisse de la consommation des grandes entreprises industrielles du secteur énergétique.

En dehors du secteur énergétique, la consommation intérieure affiche une hausse de 0,9% en valeur brute, et de 1,8% en valeur corrigée des aléas climatiques. Cette légère progression est soutenue par la clientèle raccordée en basse tension (ménages, éclairage public, services publics, secteur tertiaire …), dont la consommation augmente de 2% par rapport à 2005 (3,4% en valeur corrigée des aléas climatiques).

La consommation des PME-PMI⁽²⁾ progresse également (+0,9%) par rapport à 2005.

En revanche, la consommation de la grande industrie (hors secteur énergie) raccordée au réseau de transport de RTE est en recul de 0,8 %. Cette baisse est moindre qu’en 2005 (3,5 %).

⁽²⁾ Les PMI-PME sont raccordées aux réseaux de distribution en HTA (tension de raccordement comprise entre 1 kV et 50 kV)

Le solde des échanges contractuels aux frontières retrouve, avec 61,8 TWh, un niveau comparable à celui de 2004 en hausse de 3,2 TWh par rapport à 2005

L’analyse frontière par frontière de ce solde exportateur met en évidence des évolutions contrastées par rapport à 2005 :

une hausse du solde exportateur vers l’Europe continentale⁽³⁾ (+6,0 TWh soit +15%). Cette hausse est à la fois due à une baisse du solde importateur des échanges vers l’Allemagne (plus forte baisse des importations que des exportations en 2006 par rapport à 2005) et à la hausse du solde exportateur vers la Belgique (forte progression des exportations en 2006 par rapport à 2005) qui sont partiellement compensées par la baisse du solde exportateur des échanges vers l’Italie (on remarque une baisse des exportations avec en contrepartie une légère hausse des importations).

et une baisse du solde exportateur vers l’Espagne (-2,1 TWh soit -33%) et vers l’Angleterre (-0,7 TWh soit -7%),

Le volume cumulé des exportations et des importations est en baisse. Il atteint 118 TWh, soit une baisse de 5,2 TWh par rapport à 2005, année record.

Cet indicateur baisse de 5% (-5,5 TWh) en 2006 par rapport à 2005 sur la frontière avec les pays d’Europe continentale et avec l’Angleterre de 2% (-0,3 TWh), alors qu’il augmente sur la frontière avec l’Espagne de 7% (+0,6 TWh).

La baisse du volume global des transactions avec les pays d’Europe continentale résulte de la diminution de l’activité avec l’Allemagne (-8,3 TWh), avec l’Italie (-1,5 TWh) et avec la Suisse (-0,3 TWh) tandis que l’activité avec la Belgique augmente (+4,6 TWh).

⁽³⁾ Allemagne, Belgique, Suisse, Italie.

Echanges contractuels transfontaliers en 2006

Une légère diminution de la production française d’électricité

La production française d’électricité affiche une légère diminution par rapport à l’année précédente (-0,2%) :

la production des centrales nucléaires baisse de 0,3% en 2006 par rapport à 2005 ;

la production d’origine hydraulique est en hausse de 8,4% par rapport à 2005, du fait de conditions hydrauliques plus favorables ;

la production issue des sources d’énergie renouvelables hors hydraulique augmente de 27,7 % soit +1,2 TWh. Elle représente 5,5 TWh en 2006, dont 2,2 TWh issus de la production éolienne. Le volume de cette dernière augmente de 126 % par rapport à 2005, en cohérence avec l’augmentation de la puissance raccordée.

La production thermique classique, qui assure le rôle de bouclage de l’équilibre offre/demande, est en baisse de 9,6%.

UNE ANNEE = 365 x 24h = 8760 heures

Moyen de production *	Heures de fonctionnement "équivalent pleine puissance" pour le bloc Allemagne, Espagne, France, Italie et Royaume-uni en 2001
Nucléaire Charbon Gaz Hydroélectrique fil de l'eau Hydroélectrique de barrage Eolien	6.800 4.800 3.300 5.000 à 7.000 1.000 à 2.000 1.500 à 2.000

* jm jancovici

Suez va fournir l'électricité de Dallas (USA), dont 40% sera d'origine verte

PARIS - Suez va fournir 90% de l'électricité de la ville de Dallas aux Etats-Unis à partir de 2008, dont 40% sera produite à partir d'énergies renouvelables (vertes), a annoncé mercredi la division internationale du groupe français d'énergie et d'environnement.

Suez a remporté plusieurs appels d'offres auprès de clients professionnels, qui représentent 90% de l'électricité consommée par la ville, tels que des immeubles de bureaux, le centre des congrès, les services de distribution d'eau ainsi que l'éclairage public et les feux de circulation.

Suez alimentera 1.900 points de vente finaux et sera en mesure de fournir jusqu'à 150 mégawatts en période de forte consommation, a précisé Suez Energy International (SEI) dans un communiqué.

Aux Etats-Unis, Suez compte 25.000 clients industriels et commerciaux. Leurs contrats passés avec Suez représentent une puissance de 4.500 mégawatts.

Dans un autre communiqué, SEI a précisé avoir finalisé l'acquisition de la société canadienne Ventus, spécialisée dans la production d'électricité d'origine éolienne et disposant d'une capacité de production de près de 2.000 mégawatts.

Ventus a une stratégie de développement "différente" de ses concurrents, en "sécurisant" des terrains avant d'y développer des éoliennes, a fait valoir le directeur général adjoint de Suez en charge de SEI, Dirk Beeuwsaert, lors d'une réunion d'information mercredi. Suez a ainsi acquis, via Ventus, les droits fonciers de 7 millions d'hectares de terrains.

"Le Canada est une base pour développer l'éolien aux Etats-Unis", où cette énergie se développe "excessivement vite", et où son prix devient par endroits compétitif avec celui des énergies classiques, compte tenu de la hausse des prix des hydrocarbures et d'une meilleure rentabilité, a ajouté M. Beeuwsaert.

Pour autant, "les investissements restent lourds" dans les énergies renouvelables, et la fusion avec Gaz de France "donnera des capacités financières plus fortes" dans l'énergie verte, selon lui.

L'énergie produite à partie d'énergies renouvelables (hydroélectricité, éolien, biomasse, biogaz, géothermie) représente près de 11% de l'énergie totale produite par le groupe Suez en 2006, celle des centrales à cycle combiné (gaz-vapeur) près de 26%, celle des centrales nucléaires 24,4%, celle des centrales thermiques classiques (charbon) 23%, celle des centrales de cogénération (la vapeur produite est utilisée dans un autre domaine, ndlr) 14%.

SUEZ

(©AFP / 26 septembre 2007 13h31)

http://fr.youtube.com/watch?v=tJjJ8ulnOfM

CHANGER FOURNISSEUR ????UFC

Une bourse électrique franco-allemande, pas timide vers plus de concurrence

BERLIN - Une fusion à l'étude entre les Bourses d'électricité allemande et française pourrait selon les experts insuffler un peu de concurrence sur des marchés de l'énergie très nationaux et, dans le scénario le plus optimiste, alléger la facture des consommateurs.

La Bourse française d'échanges d'énergie Powernext a annoncé lundi envisager "avec intérêt" le principe d'une coopération avec son homologue allemande EEX. Vendredi, la société basée à Leipzig (est) avait qualifié un rapprochement avec Powernext de "bonne base."

EEX veut trancher le 11 décembre sur un mariage, qui permettrait selon la presse de fusionner les activités de marché au comptant (trading spot) des deux groupes. Par opposition à leurs marchés à terme (futures), qui concernent des contrats de plus ou moins longue durée de fourniture d'électricité.

EEX et Powernext fonctionnent comme un marché boursier sauf qu'au lieu d'actions, ce sont des kilowattheures qui sont échangés, à un prix variant constamment selon l'offre et la demande.

Ce prix est soumis avant tout aux caprices de la météo: une journée de faible vent, donc d'éoliennes à l'arrêt, ou de forte chaleur, donc de climatisation à plein régime, fait monter le cours du kilowattheure.

Du moins en théorie... Car dans les faits, le prix de l'électricité est encore loin de varier seulement en fonction de la force du vent ou du rayonnement du soleil: en Allemagne, les experts estiment que seulement entre 10% et 15% de l'électricité consommée est négociée sur le marché d'EEX. Le reste passe par des contrats bilatéraux.

Et les quatre grands groupes énergétiques EON, RWE, EnBW et Vattenfall, producteurs de 80% de l'électricité allemande, sont régulièrement accusés de truquer le mécanisme boursier. Résultat: des hausses de prix à n'en plus finir, qui exaspèrent les consommateurs.

Mais si la fusion d'EEX et Powernext se fait, "le résultat final sera une baisse des prix dans tous les pays concernés", promet Florian Leuthold, chercheur à l'université de Dresde, interrogé par l'agence Thomson Financial.

"Un tel rapprochement faciliterait les transactions transfrontalières et pourrait améliorer la concurrence en Europe", explique à l'AFP Christoph Weber, universitaire de Duisbourg-Essen, spécialiste des questions d'énergie.

Prudent, il juge que dans l'immédiat la fusion des deux bourses n'aurait "aucun effet sur le consommateur. En France, de toute façon, la plupart des clients restent dans des tarifs régulés, ce qui freine la concurrence."

Plus sceptique encore, Holger Krawinkel, spécialiste énergie de la fédération de consommateurs VZBV, assure à l'AFP: "Les bourses d'électricité sont un alibi. Le vrai problème, c'est la trop grande concentration du côté des fournisseurs", qu'il s'agisse du quatuor contrôlant l'Allemagne, ou de la domination du marché français par EDF.

Le mariage entre EEX et Powernext est de toute façon encore loin d'être consommé. L'union pourrait en effet buter sur l'épineuse question du siège de l'entreprise commune: Paris ou Leipzig ?

Selon la presse, la balance penche pour Paris, également solution de choix pour le géant allemand EON, soupçonné par certains de vouloir négocier son électricité à l'étranger pour échapper à la vigilance des autorités allemandes.

Mais les partisans d'un siège à Leipzig, dont le numéro deux de l'électricité allemande RWE, font valoir que les volumes négociés en Allemagne sont bien supérieurs à ceux de Paris: "50% de l'électricité négociée en Europe l'est sur le marché allemand", argumente Peter Terium, responsable du négoce chez RWE, cité par le Financial times Deutschland.

E.ON

RWE

EDF

(©AFP / 22 octobre 2007 14h44)

RTE BOUQUET 2015

BILAN ENERGETIQUE TRAJECTOIRE PROBABLE	2006	2010	2011	2012	2015
Consommation nationale TWH	476,50	4494,40	499,40	500,20	508,80
Pompage	7,40	7,30	7,30	7,30	7,40
Solde exportateur	63,70	83,30	65,00	67,40	68,00
Demande	547,60	567,20	572,70	575,00	584,20
Nucléaire	428,70	430,30	430,30	429,20	442,00
Charbon	21,70	17,70	17,20	15,50	11,10
ccg	4,90	8,90	12,90	14,80	14,10
Fioul et TAC	3,10	1,80	1,60	1,70	2,10
Thermique décentralisé non EnR	23,00	23,20	23,20	23,30	23,30
Thermique décentralisé EnR	3,40	4,90	4,90	5,80	5,80
Hydraulique*	60,60	70,70	70,70	70,70	70,70
Êolien	2,20	0,70	11,90	14,00	15,10
Offre	547,60	567,20	572,70	575,00	584,20
Ratio EnR	12,1%	0,15	15,6%	16,0%	0,15
Estimation C0₂ émis (MtC0₂) * Y compris turbinage des STEPL	34,70	30,70	31,50	30,70	26,50

EDF VEND A POWEO

U E ELECTRICITE INDUSTRIELLE

U E ELECTRICITE DOMESTIQUE

prix marche electricite

AIE CO² POPULATION GDP ELEC TWH

	pays	population,	gdp	gdp (pppj)	prod energy	net imports	tpes	elec (TWH)	CO² EMISSIONS
114	Albania	3,11	4,60	14,24	0,98	1,39	2,37	3,73	4,85
61	Algeria	32,36	64,15	196,37	165,73	-132,30	32,89	26,29	77,84
127	Angola	15,49	12,38	31,04	57,36	-47,07	9,49	1,92	7,81
30	Argentina	38,37	287,13	468,96	85,45	-21,31	63,71	88,28	135,98
110	Armenia	3,03	2,88	11,41	0,75	1,38	2,13	4,32	3,47
15	Australia	20,21	455,60	598,31	261,77	-143,76	115,78	224,89	354,36
36	Austria	8,18	205,00	243,22	9,88	23,58	33,19	64,17	75,14
65	Azerbaijan	8,31	7,85	31,70	20,05	-7,07	12,95	20,25	29,30
88	Bahrain	0,72	9,92	13,66	15,84	-8,70	7,49	7,77	16,95
66	Bangladesh	139,22	55,97	239,30	18,39	4,38	22,79	19,43	33,55
58	Beiarus	9,82	16,65	62,93	3,62	23,37	26,78	30,88	60,64
28	Belgium	10,42	246,30	290,14	13,53	52,03	57,69	89,37	116,05
131	Bénin	8,18	2,68	8,20	1,62	0,87	2,48	0,55	2,41
113	Bolivia	9,01	9,31	22,52	11,82	-7,37	4,98	3,92	10,45
84	Bosnia and Herzegovina	3,91	5,50	25,27	3,25	1,35	4,70	8,52	16,28
121	Botswana	1,77	6,49	16,17	1,01	0,86	1,87	2,34	4,32
10	Brazil	183,91	655,38	1385,12	176,31	31,33	204,85	359,56	323,32
119	Brunei Darussalam	0,37	4,77	4,16	20,77	-18,02	2,70	2,79	5,19
59	Bulgaria	7,76	15,19	57,62	10,27	9,20	18,94	30,65	45,40
116	Cameroon	16,04	10,62	32,04	12,48	-5,51	6,95	3,32	2,89
6	Canada	31,95	786,70	946,90	397,49	-134,00	269,05	548,79	550,86
41	Chile	16,12	88,06	161,13	8,39	21,13	27,93	49,72	58,58
16	Chinese Taipei	22,69	323,73	484,21	12,76	96,05	104,24	210,20	255,42
50	Colombia	44,92	93,93	299,54	76,23	-48,3!	27,68	38,90	57,36
133	Congo	3,88	3,65	3,49	12,59	-11,52	1,06	0,51	0,91
94	Costa Rica	4,25	18,41	37,06	1,74	1,93	3,70	7,09	5,46
118	Cote d'Ivoire	17,87	10,26	25,48	7,22	-0,20	6,93	3,15	5,71
69	Croatia	4,44	21,92	49,77	3,87	5,06	8,82	14,73	20,56
74	Cuba	11,25	29,31	80,73	5,85	5,41	10,69	13,23	24,30
109	Cyprus	0,83	10,27	17,31	0,19	2,44	2,62	4,47	6,94
37	Czech Republic	10,21	62,70	168,34	34,24	11,71	45,53	63,53	118,81
103	Dem, Rep, of Congo	55,85	4,90	36,17	17,00	-0,44	16,56	5,19	2,24
54	Denmark	5,40	166,40	159,81	31,01	-10,02	20,07	35,82	50,92
80	Dominican Republic	8,77	21,71	60,03	1,61	6,08	7,66	9,39	17,62
67	DPR of Korea	22,38	10,53	30,78	19,21	1,27	20,37	18,50	70,20
81	Ecuador	13,04	19,03	47,50	29,30	-19,22	10,08	8,96	21,92
29	egypt	72,64	117,29	281,13	64,66	-6,13	56,88	88,29	140,51
111	El Salvador	6,76	14,12	31,33	2,44	2,07	4,49	4,26	5,76
135	Eritrea	4,23	0,73	3,80	0,48	0,24	0,75	0,24	0,71
90	Estonia	1,35	7,19	18,05	3,55	1,68	5,17	7,40	16,58
122	Ethiopia	69,96	7,88	48,60	19,37	1,40	21,18	2,29	5,07
31	Finland	5,23	132,10	146,51	15,89	21,21	38,09	87,73	68,90
33	Former Yugoslavia	20,53	63,24	147,71	23,71	17,09	40,74	75,94	113,60
8	France	62,18	1414,80	1678,33	137,42	140,41	275,17	478,10	386,92
97	FYR of Macedonia	2,03	3,65	12,34	1,54	1,16	2,70	6,46	8,18
129	Gabon	1,36	5,26	8,29	12,11	-10,42	1,69	1,26	1,68
92	Georgia	4,52	3,99	11,81	1,29	1,54	2,83	7,13	3,06
5	Germany	82,50	1952,70	2160,03	136,01	215,76	348,04	579,98	848,60
102	Ghana	21,66	6,03	44,59	6,23	2,12	8,35	5,35	6,07
136	Gibraltar	0,03	0,61	0,58	0,00	1,27	0,15	0,14	0,44
39	Greece	11,06	135,00	211,30	10,29	24,41	30,47	56,95	93,89
99	Guatemala	12,30	21,17	48,74	5,33	2,39	7,57	6,32	10,33
134	Haiti	8,41	3,47	13,69	1,65	0,55	2,21	0,26	1,59
112	Honduras	7,05	6,80	18,63	1,75	2,37	3,86	4,13	6,40
49	Hong Kong (China)	6,88	188,90	194,97	0,05	24,90	17,12	39,23	36,30
51	Hungary	10,11	55,10	144,78	10,24	16,01	26,36	37,20	56,84
86	Iceland	0,29	9,60	9,01	2,52	1,08	3,50	8,24	2,26
7	India	1079,72	581,22	3115,31	466,87	105,80	572,85	493,78	1102,81
27	Indonesia	217,59	197,18	721,62	258,01	-83,62	174,04	104,05	336,32
57	Iraq	25,38	21,28	27,13	103,42	-73,20	29,75	31,59	81,22
62	Ireland	4,06	118,20	134,49	1,90	13,89	15,21	25,10	41,40
21	islamic Rep, of Iran	67,01	126,32	463,40	277,99	-131,56	145,84	137,05	369,38
47	Israël	6,80	120,92	152,32	1,71	19,05	20,74	46,28	62,21
12	Italy	58,13	1114,20	1495,76	30,14	157,93	184,46	328,11	462,32
96	Jamaica	2,65	8,50	10,12	0,49	3,58	4,07	6,49	10,37
3	Japan	127,69	4932,50	3431,64	96,76	440,75	533,20	1031,26	1214,99
83	Jordan	5,44	10,55	23,44	0,29	6,37	6,52	8,57	16,70
40	Kazakhstan	14,99	27,26	102,53	118,60	-63,76	54,82	54,37	162,15
107	Kenya flBBI	33,47	14,28	35,05	13,68	3,28	16,92	4,68	9,00
11	Korea	48,08	613,10	920,65	38,03	184,02	213,05	355,37	462,10
52	Kuwait	2,46	43,47	43,82	132,77	-107,10	25,12	36,78	64,85
91	Kyrgyzstan	5,09	1,65	9,06	1,48	1,29	2,78	7,24	5,61
101	Latvia	2,31	10,32	24,77	2,14	3,06	4,60	5,90	7,23
82	Lebanon	3,54	19,85	18,99	0,23	5,18	5,40	8,85	15,29
70	Libya	5,74	40,78	33,71	85,38	-67,10	18,19	14,46	43,51
77	Lithuania	3,44	15,13	41,39	5,21	4,22	9,16	10,81	12,68
89	Luxembourg	0,45	21,90	24,09	0,07	4,66	4,75	7,46	11,27
32	Malaysia	24,89	106,79	235,11	88,52	-31,45	56,73	78,80	136,22
126	Malta	0,40	3,79	6,96	0,00	0,93	0,91	1,93	2,52
17	Mexico	104,00	619,40	956,80	253,86	-86,15	165,48	187,62	373,68
68	Morocco	29,82	40,22	118,12	0,66	10,60	11,45	17,73	35,54
93	Mozambique	19,42	5,34	22,08	8,24	0,36	8,57	7,13	1,82
105	Myanmar	50,00	32,21	267,01	18,99	-4,94	14,14	5,18	9,32
120	Namibia	2,01	4,09	13,70	0,32	1,02	1,34	2,79	2,66
128	Népal	26,59	6,15	36,41	8,07	0,99	9,06	1,83	2,97
26	Netherlands	16,27	398,50	467,45	67,90	29,66	82,15	112,66	185,75
130	Netherlands Antilles	0,22	2,75	2,94	0,00	3,40	1,72	0,94	3,66
53	New Zealand	4,08	61,70	93,88	12,98	5,27	17,64	36,30	32,84
123	Nicaragua	5,38	4,39	17,96	1,93	1,33	3,30	2,13	4,11
73	Nigeria	128,71	51,69	136,53	229,44	-129,69	98,99	13,42	47,59
25	Norway	4,59	180,20	175,91	238,63	-210,84	27,66	113,17	36,31
79	Oman	2,53	22,71	35,54	58,09	-47,24	11,83	9,72	25,26
35	Pakistan	152,06	86,07	311,01	58,99	15,44	74,37	64,63	116,05
108	Panama	3,18	j\| 13,24	21,24	0,75	1,19	2,54	4,66	5,46
106	Paraguay	6,02	8,26	26,62	6,63	-2,62	4,02	4,72	3,73
2	People's Rep, of China	1296,16	1715,00	7023,71	1536,78	90,37	1609,35	2054,57	4732,26
64	Peru	27,56	60,81	143,84	9,47	3,81	13,20	21,90	28,88
44	Philippines	81,62	88,55	346,11	23,39	20,74	44,27	48,73	72,26
22	Poland	38,18	186,60	445,24	78,81	13,54	91,74	130,51	296,08
45	Portugal	10,52	108,50	180,95	3,90	22,79	26,55	47,53	60,33
75	Qatar	0,78	22,47	25,74	75,95	-57,38	18,06	12,32	38,57
104	Republic of Moldova	4,22	1,69	6,70	0,08	3,29	3,38	5,18	7,59
42	Romania	21,69	46,90	169,00	28,11	11,42	38,56	49,24	91,49
4	Russia	143,85	328,81	1309,12	1158,46	-511,01	641,53	811,65	1528,78
19	Saudi Arabia	23,95	214,94	304,31	556,21	-413,64	140,41	148,03	324,88
124	Sénégal	11,39	5,25	17,92	1,11	1,64	2,75	2,01	4,11
56	Serbia and Monténégro	8,15	10,49	21,90	11,62	5,74	17,35	32,57	52,97
55	Singapore	4,24	102,46	109,42	0,00	47,10	25,59	34,64	38,05
60	Slovak Republic	5,38	24,30	69,52	6,46	12,30	18,34	27,39	37,66
72	Slovenia	2,00	21,69	38,43	3,44	3,77	7,17	13,65	15,60
14	South Africa	45,51	150,74	468,12	156,00	-24,02	131,14	226,46	343,36
13	Spain	42,69	655,60	957,97	32,53	115,96	142,20	252,91	329,77
95	Sri Lanka	19,42	18,67	78,34	5,16	4,41	9,44	6,70	12,53
117	Sudan	35,52	15,41	63,62	29,33	-11,56	17,64	3,28	9,71
20	Sweden	8,99	263,20	262,16	35,09	20,31	53,94	138,69	52,16
38	Switzerland	7,48	253,80	225,76	11,82	15,35	27,13	60,62	44,55
63	Syria	18,58	20,73	61,65	29,52	-11,09	18,44	24,48	47,78
71	Tajikistan	6,43	1,44	7,10	1,52	1,82	3,33	14,40	5,44
24	Thailand	63,69	150,06	473,56	50,10	47,46	97,07	118,76	206,91
132	Togo	5,99	1,46	8,45	1,91	0,78	2,69	0,52	1,94
100	Trinidad and Tobago	1,30	10,48	14,57	29,36	-16,92	11,29	6,06	22,15
76	Tunisia	9,93	23,21	70,91	6,80	1,99	8,70	11,50	19,72
23	Turkey	71,79	229,30	528,65	24,11	58,20	81,90	126,77	209,45
85	Turkmenistan	4,77	4,96	28,95	58,15	-42,59	15,56	8,30	39,33
18	Ukraine	47,45	44,04	278,85	76,29	64,30	140,33	149,52	304,85
43	United Arab Emirates	4,32	95,79	95,51	163,98	-109,44	43,81	48,95	103,09
9	United Kingdom	59,84	1591,10	1661,29	225,21	11,65	233,69	371,31	537,05
125	United Rep, of Tanzania	37,63	11,78	23,32	17,53	1,24	18,75	2,01	3,82
1	United States	293,95	#######	#######	1641,04	714,51	2325,89	3920,61	5799,97
98	Uruguay	3,44	20,38	29,78	0,85	2,45	2,86	6,42	5,36
46	Uzbekistan	26,21	16,74	45,03	56,87	-2,85	53,99	46,44	126,21
34	Venezuela	26,13	120,07	145,10	196,06	-139,53	56,16	72,12	128,33
48	Vietnam	82,16	41,25	207,26	65,27	-14,34	50,22	41,20	78,80
115	Yemen	20,33	10,87	16,42	20,61	-13,18	6,37	3,36	17,26
87	Zambia	11,48	3,86	9,95	6,36	0,64	6,94	7,94	2,05
78	Zimbabwe	12,94	5,91	24,55	8,60	0,71	9,30	10,29	9,66

71 TWH A 33.13 EUROS EN 2007

CHAUFFAGE ELECTRIQUE PAS ECOLO

electricite acheteurs revendeurs

Liste des opérateurs ayant déposé une déclaration pour exercer l'activité d'achat d'électricité pour revente à des clients éligibles. DGEMP-DIDEME.

A B C D E F G H I J K L M N O P R S T U V W

Opérateur	Adresse	Téléphone
Accord Energy Ltd	Millstream East Maidenhead Road Windsor Berkshire SL4 5GD Royaume-Uni	nc
AEM Trading	Corso di porta Vittoria 4 20122 Milano Italie	nc
Alterna	10 avenue de l'Entreprise 95863 Cergy-Pontoise cedex	nc
ATEL Energie SA	8-10 rue Villédo 75001 Paris	01 53 43 84 20
Aar et Tessin d'Electricité (ATEL)	Bahnhofquai 12 Olten CH-4601 Suisse	nc
ATEL Trading AG	Bahnhofquai 12 Olten CH-4601 Suisse	nc
Azienda Electtrica Ticinese	Viale Officina 10 CH 6501 BELLiNZONA Suisse	nc
Barclays Bank plc	One Churchill Place London E14 5HP Royaume-Uni	nc
BKW FMB Energie SA	Viktoria Strasse 2 3000 Berne Suisse	nc
BNP-Paribas	16 bvd des Italiens 75009 Paris	01 42 98 61 14
BP Energie Marketing GmbH	Postbox 5701 47 22770 Hamburg Allemagne	nc
BP Gas Marketing Ltd	20 Canada Square London E14 5JN Royaume Uni	nc
Cargill International SA	Case postale 383 14 chemin de Normandie 1211 Genève 12 Suisse	nc
Centrica Energia SLU	Velazquez 21 28042 Madrid Espagne	nc
Citigroup Global Markets Limited	Canada Square Canary Wharf London E14 5LB Royaume-Uni	nc
Cofathec	155 boulevard Victor Hugo 93400 Saint-Denis	nc
Compagnie Nationale du Rhône (CNR)	2 rue André Bonin 69316 Lyon cedex 04	04 72 00 69 69
ConocoPhillips (UK) Ltd	2, Portman Street London W1H 6DU Royaume-Uni	nc
Constellation Energy Commodities Group Inc .	111 Market PLace Suite 500 Baltimore, MD 21202 Etats-Unis	nc
DALKIA France	Quartier Valmy 33 place ronde espace 21 92981 Paris La Défense	nc
Dalmine Energie s.p.a.	Piazza Caduti 6 Luglio 1944 n°1 24044 Dalmine (BG) Italie	nc
Danske Commodities A/S	Store Torv 9,2 8000 Aarhus Danemark	nc
Delta Energie B.V.	Poelendaelesingel 10 4330 KA Middelburg Pays-Bas	nc
Deriwatt SA	Lerzenstrasse 10 8953 Dietikon Suisse	nc
Deutsch Bank AG	Taunusanlage 12 60325 Frankfurt am Main Allemagne	nc
Direct Energie	223, avenue Pierre Brossolette 92120 Montrouge	nc
Dunelys	14 rue Fructidor 75017 Paris	01 41 55 00 46
EBM Synergie	26 rue du Rhône BP 10028 68301 Saint Louis cedex	nc
EDF Trading Ltd	71 High Holborn London WC1V 6ED Royaume-Uni	nc
Edenkia	37 avenue du Maréchal de Lattre de Tassigny 59350 Saint-André	nc
Edison Trading Spa	Foro Buonaparte 31 20121 Milano Italie	nc
EDP Energias de Portugal	Praça Marquès de Pombal 12 1250-162 Lisbone Portugal	nc
EDP Produçao	Av. José Malhoa Lote A-13 1070-157 Lisboa Portugal	nc
EGL Electricité de Laufenbourg	Lerzenstrasse 10 CH 8953 Dietikon Suisse	+ 41 1 749 41 41
Electrabel France	20 place Louis Pradel 69001 Lyon	01 44 39 19 21
Electrabel SA	Boulevard du Régent 8 1000 Bruxelles Belgique	nc
Electricité de France	22-30 avenue de Wagram 75382 Paris cedex 08	01 56 65 05 60
Electricité de Marseille	BP 116 300 route des Crêtes 06902 Sophia Antipolis cedex	04 93 00 60 35
Electricité de Strasbourg	26 boulevard du Président Wilson 67953 Strasbourg cedex 09	03 88 20 60 20
EnBW Trading GmbH	Durlacher Allee 93 76131 Karlsruhe Allemagne	nc
Endesa Energia SA	Ribera del Loira, 60 28042 Madrid Espagne	+ 91 213 10 00
Endesa-France	2 rue Jacques Daguerre 92565 Rueil-Malmaison cedex	01 47 52 39 98
Endesa Generacion SA	c/Ribeira del Loira 60 28042 Madrid Espagne	nc
Endesa Trading SAU	Ribera del Loira, 60 28042 Madrid Espagne	nc
Eneco Energy Trade BV	Rivium Quadrant 75 2909 LC Capelle a/d Ijssel Pays Bas	nc
Enel France SAS	54-56 avenue Hoche 75008 Paris	nc
Enel Trade SPA	Viale Regina Margherita 125 00189 Rome Italie	nc
Enercoop	11 rue des Réglises 75020 Paris	01 73 02 69 25
Energem	2 place du Pontiffroy 57000 Metz	nc
Energ.It Spa	Via Efisio Melis, 26 09134 Cagliari Italie	nc
Enipower spa	Piazza Vanoni 1 20097 San Donato Milanese Italie	nc
E.On Sales & Trading GmbH	Karlstrasse 68 80335 München Allemagne	nc
EOS Energie Ouest Suisse	Place de la Gare, 12 CH-1001 Lausanne Suisse	+ 41 21 341 28 00
Esperia srl	Via Larga 7 20122 MILANO Italie	nc
Essent Energy Trading BV	Statenlaan 8 5223 LA s'Hertogenbosch Pays-Bas	nc
Eurodif	4 rue Paul Dautier 78142 Vélizy-Villacoublay	01 34 63 26 00
Exeltium SAS	43 boulevard Malesherbes 75008 Paris	nc
Ezpada s.r.o.	Jungmannova 24 110 00 Praha 1 République Tchèque	nc
First Hydro Company	Lakeside Business Village St David's Park Deeside Flintshire CH5 3XJ Royaume-Uni	nc
Free Energie SAS	5 place Royale 78100 Saint Germain en Laye	nc
Gala srl	Via Pietro Borsieri 20 00195 Roma Italie	nc
Gaselys	14 rue Fructidor 75017 Paris	01 41 66 02 51
Gaselys UK Ltd	SG House 41 Tower Hill London EC3N 4SG Royaume Uni	nc
Gas Natural SDG S.A.	Plaça del Gas n°1 08003 Barcelona Espagne	nc
Gaz de France	14 rue Fructidor 75017 Paris	01 41 66 00 00
Gaz et Electricité de Grenoble	8 place Maurice Shuman, BP183 38042 Grenoble cedex 9	04 76 84 20 00
Gazprom Marketing & Trading Ltd	60 Marina Place Hampton Wick Kingston upon Thames KT1 4BH Royaume-Uni	nc
GEG Source d'Energie	8 place M. Schuman BP 183 38042 Grenoble cedex 9	04 76 84 38 37
Goldman Sachs International	Peterborough Court, 13 Fleet street, London EC4A 2BB Royaume-Uni	nc
HEWenergies S.A	78 Faubourg des Vosges 68800 Thann	03 89 38 34 00
H.S.E. d.o.o.	Koprska ulica 92 1000 Ljubljana Slovénie	nc
Iberdrola Generacion SAU	Tomas Redondo1 28033 Madrid Espagne	nc
IMC Energy Trading BV	Strawinskylaan 377 077XX Amsterdam Pays-Bas	nc
J. Aron & co	85 Broad Street New York NY 10004 Etats-Unis	nc
J.P. Morgan Securities Ltd	125 London Wall London EC2Y 5AJ Royaume-Uni	nc
J.P. Morgan Ventures Energy Corp.	270 Park avenue New Yok NY 10017 USA	nc
KalibraXe	8 rue des acacias 75017 Paris	01 40 68 00 40
Lehman Brothers International (Europe)	25 Bank street London E145LE Royaume-Uni	nc
Merryll Lynch Commodities (Europe) Ltd	2 King Edward street London EC1A 1HQ Royaume-Uni	nc
Merryll Lynch Commodities (Europe) Trading Ltd	2 King Edward street London EC1A 1HQ Royaume-Uni	nc
Merryll Lynch Commoditites GmbH	Königsallee 60F Düsseldorf Allemagne	nc
Morgan-Stanley Capital Group Inc.	2000 Westchester Avenue NY 10577-2530 USA	nc
NOK	Parkstrasse 23 5401 Baden Suisse	nc
Norsk Hydro Energie AS	Kjorboveien 16 N 1246 Oslo Norvège	nc
Novawatt	92, rue Jean Mermoz 92380 Garches	nc
NV Nuon Energy Trade & Wholsale	Postbus 41920 1009 DC Amsterdam Pays-Bas	nc
OstElektra GmbH	Keltenring 13 82041 Oberhaching Allemagne	nc
Petro Carbo Chem PCC	Moerser Strasse 149 Duisburg Allemagne	nc
Planete UI	1 rue du Pic au vent CRT1 59817 Lesquin Cedex	09 64 03 12 65
Poweo	Le Monge 22 place des Vosges 92979 Paris La Défense cedex	0 800 33 23 32
Proxelia	28 rue des Domeliers 60200 Compiègne	nc
Raetia Energie A.G.	Via da Clalt 307 CH 7742 Poschiavo Suisse	nc
Régie d'Electricité d'Elbeuf	1 rue du 1er mai BP 345 76503 Elbeuf cedex	02 35 87 30 30
Régie d'Electricité de la Vallée de Thônes	Rue Jean-Jacques Rousseau BP 30 74230 Thones	04 50 32 17 17
Régie d’Electricité et de Téléservices de St Jean de Maurienne	BP 117 73303 St Jean de Maurienne	04 79 64 02 11
Régie du Syndicat électrique du Pays Chartrain	12-14 rue du Pt Kennedy 28111 Luce cedex	02 37 91 80 00
Régie Electrique de Tignes	La Combe Folle BP 52 73322 Tignes cedex	nc
Régie municipale de la ville de Loos	404 avenue Georges Dupont BP 85 59373 Loos cedex	03 20 07 56 94
Rhodia Energy	68 avenue de Colmar 92500 Rueil-Malmaison	01 53 56 61 17
RWE Trading GmbH	Huyssenallee 2 45128 Essen Allemagne	nc
SAEML Ouest-Energie	14 rue Joule 79003 Niort	05 49 33 80 20
SAEML Vialis	10 rue de Bonnes Gens BP 70187 68004 Colmar cedex	03 89 24 60 60
Saint Gobain Achats	18 avenue d'Alsace 92096 La Défense cedex	01 47 62 48 00
SAS Lucia	158 allée des Ecureuils 34980 Saint Gély du Fesc Cedex	04 67 66 67 68
SEML Energie et Services de Seyssel	32 rue de Savoie BP 5 74910 Seyssel	04 50 56 10 22
Sempra Energy Europe Ltd	111 Old Broad Street London EC2N 1SE Royaume-Uni	nc
Shell Energy Trading Ltd	80 Strand London WC2R 0ZA Royaume-Uni	nc
SICAE des cantons de Lassigny et limitrophes	BP 20053 60400 Noyon	03 44 09 10 20
Sicae Oise	32 rue des Domeliers, BP 70525 60250 Compiègne cedex	03 44 92 71 00
Sicae Somme-Cambraisis	11 rue de la République BP 7 80240 Roisel	03 22 86 45 45
Sicap	3 rue du Moulin de la Canne BP 458 45304 Pithiviers	02 38 32 77 77
Sigexy	24 rue Jean Jaurès 80170 Rosières-en-Santerre	03 22 88 41 62
Société ENALP	32 rue de Savoie 74910 SEYSSEL	nc
Soregies SEML	78 avenue Jacques Cœur 86068 Poitiers cedex 09	0 810 50 50 50
Sorgenia s.p.a	Via Ciovassima 20121 Milano Italie	nc
SPE SA	Rue Fivé 150 4100 Seraing Belgique	nc
Stratkraft Markets GmbH	Niederkasseler Lohweg 18 40547 Düsseldorf Allemagne	nc
Total Gas & Power Ltd	10, Upper Bank Street, Canary Wharf London E14 5BF Royaume-Uni	nc
Trafigura Electricity Italia SpA	Via Stendhal 63 20144 Milano Italie	nc
UBS AG (London branch)	1 Finnsbury Avenue London EC2M 2PP Royaume-Uni	nc
UBS Limited	1 Finsbury Avenue London EC2M 2PP Royaume-Uni	nc
Union Fenosa Generacion SA	Avenida San Luis 77 28033 Madrid	nc
Usine d'Electricité de Metz (UEM)	2 place du Pontifroy BP 20129 57014 Metz cedex 01	03 87 31 34 25
Vattenfall Trading Services GmbH	Ludwig Erhard Strasse 18 20459 Hamburg Allemagne	nc
Verbund	Am Hoh 6a 1010 Vienne Autriche	nc
Vitol SA	28 Boulevard du Pont d'Arves 1205 Genève Suisse	nc
Wind to market SAU	Plaza Pablo Ruiz Picasso, 1 pt pt 24 Madrid 28020 Espagne	nc

FOURNISSEURS RECOMMANDES PAR FRANCE 5

ALTERNA - DIRECT ENERGIE – EDF – ELECTRABEL SUEZ – ENERCOOP – GDF – GEG – PLANETE UI – POWEO – PROXELIA – ELECTRICITE DE STRASBOURG

PRODUCTEURS FRANCE

EDF (Électricité de France)
Compagnie nationale du Rhône (CNR)
SNET (Société nationale d'électricité et de thermique)
SHEM (Société hydroélectrique du Midi)
UEM (Usine d'électricité de Metz)

> Production > Les producteurs d'électricité

ATTENTION !
Depuis l’ouverture à la concurrence du marché de l’énergie, les directives du 26 juin 2003 prévoient pour les consommateurs, le libre choix du fournisseur, et pour les producteurs, la liberté d’établissement. Désormais toute entreprise publique ou privée peut exploiter des installations de production d'électricité ou de gaz. Toutefois, trois principaux acteurs assurent 95 % de la production d’électricité en France : Electricité de France (EDF), La Compagnie nationale du Rhône (CNR), et Endesa France. Pour le gaz, les principaux opérateurs sont Gaz de France et Total Infrastructure Gaz France.

Directive 2003/54/CE du Parlement européen et du Conseil du 26 juin 2003 relative aux règles communes pour le marché intérieur de l’électricité, JOUE du 15 juillet 2003.
Directive 2003/55/CE du Parlement européen et du Conseil du 26 juin 2003 relative aux règles communes pour le marché intérieur du gaz naturel, JOUE du 15 juillet 2003.
Règlement CE n° 1228/2003 du 26 juin 2003 relatif aux conditions d’accès au réseau pour les échanges transfrontaliers d’électricité.

Définitions

Les producteurs d'électricité exploitent des centrales nucléaires ou thermiques classiques (au fioul, au gaz naturel, au charbon) et des sources d'énergies renouvelables (centrales hydrauliques, éoliennes, panneaux solaires) en France ou en Europe.

Les producteurs de gaz naturel exploitent des gisements sous-terrains de gaz naturel qu’ils extraient et transportent (par gazoduc ou bateau "méthanier") jusqu'aux pays consommateurs.

Présentation des trois principaux producteurs français d’électricité

EDF www.edf.fr

Avec 493 TWh d'électricité produite en 2004, EDF est le principal producteur français.

Origine de l'électricité produite par EDF*
Nucléaire	85,7 %
Hydraulique et autres énergies renouvelables	5,9 %
Thermique classique	8,1 %
Autres	0,3 %

* Chiffres 2006

EDF a précisé, à l’occasion de l’ouverture de son capital, son plan d’investissement pour la période 2006-2010. En France, l’opérateur prévoit la construction de centrales à cycles combinés (150 MW de capacités seront opérationnelles en 2007, et 350 MWsupplémentaires seront disponibles en 2008). EDF a également annoncé la remise en service de quatre groupes de production au fioul actuellement "sous cocon" (600 MW en 2006, 700 MW supplémentaires en 2007, et 1300 MW en 2008). En outre, EDF étudie le remplacement, au plus tard en 2011, des trois unités de production au fioul de 250 MW de la centrale de Martigues par deux centrales à cycles combinés de 440 MW.

La Compagnie Nationale du Rhône (Electrabel) www.cnr.tm.fr : www.electrabel.fr

La Compagnie Nationale du Rhône a été créée en 1933 afin de mettre en valeur le Rhône grâce aux ressources financières tirées de l’hydroélectricité. En 1934, elle a reçu une concession de l'Etat pour aménager et exploiter le Rhône.
Désormais filiale d'Electrabel (groupe Suez) qui détient 49,95 % de son capital, la Compagnie Nationale du Rhône (CNR), grâce à ses 19 centrales hydroélectriques, est le second producteur d'électricité en France avec près de 14 TWh en 2004.
La Compagnie nationale du Rhône :
Electrabel

Endesa France IMPLANTATIONS :/ SNETw.endesa.es/Portal/en/our_business/electricity/europe/france/default.htm

Issue du groupe Charbonnages de France, et de la SNET (Société Nationale d'Electricité et de Thermique) créée en 1995 l’électricien espagnol Endesa est actuellement l’actionnaire majoritaire avec 65% du capital d’Endesa France.

Avec ses quatre centrales thermiques classiques, situées dans le Nord, en Moselle, en Saône-et-Loire et dans les Bouches-de-Rhône, Endesa France produit en France environ 8,2 TWh* en 2006.

* Sachant qu’ 1 Terawattheure (TWH) = 1000 Gigawattheure (GWh)

Présentation des principaux producteurs français de gaz

Les principaux opérateurs de production gazière en France sont Gaz de France et Total Infrastructure Gaz Francequi exploite le gisement de Lacq en phase terminale d’exploitation. Une activité secondaire de production de gaz de houille, sur d’anciennes mines de charbon est également assurée. La production de gaz en France ne représente que 2% de la consommation nationale. D’ailleurs, les groupes Total et Gaz de France poursuivent une activité d’exploration et de production hors de France.

Les producteurs étrangers

L'ouverture du marché de l'électricité et du gaz permet depuis 1999 à des producteurs étrangers de vendre leur production sur le territoire français.

Comment mettre en place de nouvelles capacités de production ?

La loi du 10 février 2000 a prévu différents outils juridiques pour permettre la réalisation de nouvelles installations de production répondant aux objectifs de la politique énergétique par toute personne disposant des capacités techniques, économiques et financières nécessaires.

L'autorisation d'exploiter

L'exploitation d'une installation de production d'électricité est soumise à :
- autorisation préalable du ministre de l'énergie, lorsque la puissance installée est supérieure à 4,5 MW,
- déclaration, lorsque la puissance installée est inférieure ou égale à 4,5 MW.
Le décret n° 2000-877 du 7 septembre 2000 précise le contenu de la demande d'autorisation et de la déclaration.

Le ministre statue sur la demande d’autorisation dans un délai de quatre mois suivant la réception du dossier complet. Le refus d’autorisation doit être motivé. L'autorisation est nominative et incessible. En cas de changement d'exploitant, elle ne peut être transférée au nouvel exploitant que par le ministre chargé de l'énergie.

La déclaration contient les mêmes indications et pièces que l’autorisation à l’exception de la localisation de l'installation de production, le numéro d'identité de l'établissement considéré au répertoire national des entreprises et des établissements pour les installations utilisant de l’énergie radiative du soleil.

Ce système permet de concrétiser la libéralisation du secteur de la production d'électricité dans le cadre des objectifs de la politique énergétique. En effet, toute personne disposant des capacités techniques, économiques et financières nécessaires a la possibilité d'exploiter une installation de production d'électricité dans les conditions prévues par l'arrêté d'autorisation, mais cette autorisation peut être refusée si l'installation contrevient aux objectifs de la PPI.

Décret n°2007-1307 du 4 septembre 2007 modifiant le décret n° 2000-877 du 7 septembre 2000 relatif à l'autorisation d'exploiter les installations de production d'électricité, JO du 6 septembre 2007.
Décret n° 2000-877 du 7 septembre 2000 modifié relatif à l'autorisation d'exploiter les installations de production d'électricité, JO du 10 septembre 2000.

Les appels d'offre

Cette procédure peut être utilisée lorsque les capacités de production réalisées ''spontanément'' (dans le cadre des autorisations d'exploiter) ne répondent pas aux objectifs de la PPI, notamment sur le plan des techniques de production ou de la localisation géographique.
L'appel d'offres est mis en œuvre par la CRE sur la base d'un cahier des charges détaillé dans lequel sont précisées les caractéristiques énergétiques, techniques, économiques et financières, ainsi que l'utilisation attendue et la région d'implantation de l'installation. Le ou les candidats retenus à la suite de l'appel d'offres sont désignés par le ministre chargé de l'énergie.
EDF et les ELD sont tenus de conclure dans les conditions précisées par l'appel d'offres un contrat d'achat de l'électricité produite par le candidat retenu.

Les obligations d'achat

EDF et les ELD (dès lors que les installations de production concernées sont raccordées aux réseaux qu'ils exploitent) sont tenus de racheter l'électricité produite par :
- les installations de valorisation des déchets ménagers et assimilés,
- les installations utilisant des énergies renouvelables,
- les installationsde production d’électricité utilisant de l’énergie mécanique,
- les installations qui valorisent des énergies de récupération.

Seules les installations dont la puissance installée ne dépasse pas un certain seuil peuvent bénéficier de l'obligation d'achat. Ce seuil est fixé par décret pour chaque catégorie d'installation et ne peut pas dépasser 12 MW.
Ce système permet aux installations présentant un intérêt pour la collectivité, mais trop petites pour rechercher des consommateurs éligibles de trouver un débouché pour leur production et tenter de rentabiliser les investissements réalisés.

Article 10 de la loi n°2000-108 du février 2000 modifiée relative à la modernisation et au service public de l’électricité, JO du 11 février 2000

Article 2 du décret n°2007-1196 du 6 décembre 2000, JO du 9 décembre 2000

CCIP ELECTRICITE 2006 FRANCE

> Production > Quelques chiffres

D'où vient l'électricité produite en France ?

Selon l’observatoire de l’énergie, la production totale nette d’électricité a atteint 548,8 TWh en 2006 :

78,1 % de l'électricité est d'origine nucléaire

L'indépendance énergétique du pays est assez forte puisqu’elle est passée de 26 à 50 % depuis la fin des années 1980. Les ressources charbonnières, gazières et pétrolières de la France ne représentent aujourd'hui qu'une part relativement modeste de la consommation annuelle.

Actuellement, 59 réacteurs nucléaires sont en service (dont Phénix). A noter que la mise en service d’un réacteur nucléaire supplémentaire, le réacteur EPR (European Pressurized Reactor), est prévu en 2012.

Décret n° 2007-534 du 10 avril 2007 autorisant la création de l'installation nucléaire de base dénommée Flamanville 3, comportant un réacteur nucléaire de type EPR, sur le site de Flamanville (Manche).

La puissance installée du parc s'élève à 63 GWe; Grâce à l'énergie nucléaire, ce sont 31 millions de tonnes de carbone évitées dans l'atmosphère .

En 2004, le parc nucléaire français comptait 58 réacteurs répartis sur 19 sites et 2 réacteurs rapides : Phénix, essentiellement destiné à la recherche, et Super Phénix (fermé depuis 1998). L'âge moyen du parc est de 18 ans. La durée de vie d'une centrale est actuellement estimée à 40 ans, mais pourrait être prolongée jusqu'à 50/60 ans.

11,5 % de l'électricité est d'origine hydraulique, éolienne et voltaïque

L'hydraulique utilise la force motrice des cours d'eau, des chutes et des marées pour produire de l'électricité. Cette énergie a été fortement développée à partir des années 50 suite à la construction de grands barrages et constitue la seconde source de production d'électricité en France. Elle représente en 2007 12% de la production totale d'électricité, avec une capacité de production de 70 TWh par an en moyenne. Bien que l’on constate une augmentation de + 4,6 TWh en 2006 soit 60,9 TWh, le niveau reste assez bas depuis la chute importante de 8,6 TWh en 2005 soit 56,3 TWh.

10,4 % de l'électricité est d'origine thermique classique

Les centrales thermiques dites ''classiques'' sont celles qui fonctionnent au fioul, au charbon, ou au gaz. C'est un moyen de production qui peut être utilisé ponctuellement, à n'importe quel moment, notamment pour satisfaire les consommations de pointe, qui ne peuvent être couvertes uniquement par l'hydraulique. Actuellement, la plus grande partie des nouvelles installations de production d'électricité est constitué de centrales au gaz à cycles combinés et de centrales de cogénération.

Grâce au nucléaire et à l'hydraulique, la France est autosuffisante et peut même exporter une partie de sa production d'électricité.

Par rapport à 2005, la production totale nette a diminué de 0,2 TWh en 2006, c’est à dire de - 0,1 %, ce qui confirme la tendance à la décélération observée ces dernières années.
Source : l’Observatoire de l’énergie

Quel avenir pour les énergies d'origine renouvelables ?

Les objectifs fixés

Avec plus de 15 % de la production européenne, la France est le second producteur et consommateur européen d’énergies renouvelables.
D'ici 2015, il est prévu de porter à 21 % la part d'énergie d'origine renouvelable dans la consommation d'électricité, conformément à l'objectif fixé par la directive européenne du 27 septembre 2001 transposé par la loi de programme fixant les orientations de la politique énergétique du 13 juillet 2005.

Avec le nucléaire, les énergies renouvelables sont un atout pour la France qui s'est engagée à diviser par quatre ses émissions de gaz à effet de serre d'ici 2050 (objectif annoncé dans le plan véhicules propres présenté en Septembre 2003).
Afin de valoriser l'électricité ''verte'', la loi d'orientation sur l'énergie prévoit la délivrance par le RTE et le GRD de ''garanties d'origine'' pour la quantité d'électricité injectée sur leurs réseaux produite en France à partir d'énergies renouvelables ou par cogénération.

Enfin, compte tenu de leur intérêt spécifique, notamment en matière de lutte contre l'effet de serre, l'Etat soutient le développement des biocarburants et encourage l'amélioration de la compétitivité de la filière. A cette fin, l'Etat crée, notamment par l'agrément de capacités de production nouvelles, les conditions permettant de porter à 5,75 % au 31 décembre 2008, à 7 % au 31 décembre 2010 et à 10 % au 31 décembre 2015 la part des biocarburants et des autres carburants renouvelables dans la teneur énergétique de la quantité totale d'essence et de gazole mise en vente sur le marché national à des fins de transport.

Directive du 27 septembre 2001 relative à la promotion de l'électricité produite à partir de sources d'énergie renouvelables sur le marché intérieur de l'électricité, JOCE L 283 du 27 octobre 2001.
Loi n° 2005-781 du 13 juillet 2005 de programme fixant les orientations de la politique énergétique, JO du 14 Juillet 2005.

L'hydraulique

C'est grâce à l'hydraulique, fortement développée dès les années 50, que la France se place en tête des pays européens producteurs d'énergies renouvelables. Cette énergie permet d'assurer environ 12 % de la production française d'électricité. Aujourd'hui, la plupart des sites étant aménagés, le potentiel de développement est limité à la petite hydraulique.

L'éolien

Dans ce domaine, la France accuse un certain retard par rapport à ses voisins européens : la production d’électricité d’origine éolienne est passée à 2,150 TWh en 2006, 0,963 TWh en 2005, et 0,596 TWh en 2004, alors que 1000 MW sont installés chaque année en Espagne ou en Allemagne. Actuellement, la part de l'éolien dans la production d'électricité d'origine renouvelable est d'environ 0,4 %.
Dans les prochaines années, l'essentiel de l'effort consacré au développement des énergies renouvelables portera sur l'éolien : les objectifs pour l'énergie éolienne sont de 2000 à 6000 MW en 2007.
Source :Ademe

Le photovoltaïque et le solaire thermique

Le marché français du photovoltaïque raccordé au réseau a progressé de 60 % en 2004 avec 5,8 MW financés et près de 60 M€ de chiffre d'affaires. A titre de comparaison 300 MW ont été installés en Allemagne en 2004 et 280 MW au Japon. Le marché français est donc plus de 50 fois inférieur à celui de l'Allemagne, ce qui explique en partie que les prix de vente des systèmes sur le marché français soient plus élevés qu'outre Rhin. Les deux régions de France métropolitaine les plus dynamiques sont Rhône Alpes (38 % du marché) et Languedoc Roussillon (12 %). Elles concentrent une grande partie des industriels français du secteur, et trouvent donc un intérêt légitime à soutenir plus fortement qu'ailleurs cette activité.
Pour les installations collectives (destinées à des immeubles d'habitation ou des bâtiments tertiaires de tous types), l’ADEME propose une aide aux études et pré-diagnostics et une aide aux travaux solaires.

La géothermie

La géothermie consiste à capter la chaleur des sources d'eau chaude ou de vapeur situées sous la croûte terrestre pour produire de l'électricité ou du chauffage.
Après l'Italie, la France est le second grand pays pour la production de chaleur d'origine géothermique, et le troisième pour la production d'électricité.
Elle produit chaque année environ 21 GWh d'électricité d'origine géothermale pour une capacité installée de 16 MW. Elle ambitionne d'atteindre 21 MW en 2010.

La production géothermique de l'Ile-de-France représente 92 % de la production nationale. On recense en Ile de France 34 installations de production géothermale et 29 réseaux de chaleur alimentés par de la géothermie. La plus ancienne installation est celle de la Maison de la Radio, à Paris, fonctionnant depuis 1961 à partir d'un puits unique alimenté par l'aquifère de l'Albien. Dans l'Essonne, à Bruyères le Chatel, un puits unique fournit de la chaleur à partir de l'aquifère du Néocomien depuis 1982.Les autres installations sont alimentées à partir de la nappe du Dogger.
Au total, environ 140 000 équivalents logements sont alimentés en énergie à partir de la géothermie.

Les capacités de production sont-elles suffisantes ?

Les capacités de production actuelles

La France dispose d'une surcapacité de production par rapport à sa consommation, ce qui la place dans une situation favorable vis-à-vis de ses voisins européens auxquels elle vend ses excédents. La production d'électricité en France est supérieure aux besoins de consommation.

Les besoins de consommation

La consommation d'électricité de la France est en constante augmentation. En 2006, la consommation d’électricité s’établit à 478 TWh. La modeste hausse enregistrée en 2005 se transforme en recul de – 1,1 % en 2006.

La nécessité de nouveaux équipements

Il n'y a pas de besoins massifs de nouveaux équipements pour satisfaire la consommation. Cependant, d'autres facteurs rendent nécessaires des investissements très rapidement :
- D'ici une dizaine d'années, plusieurs centrales nucléaires et thermiques arriveront en fin de vie.
- Les équipements de production d'énergies renouvelables doivent être développés pour répondre aux objectifs européens.
- La répartition géographique des équipements de production doit garantir un certain équilibre entre les régions.
- Les capacités de production ne peuvent plus être dimensionnées à la seule échelle nationale. Or, à partir de 2008, les capacités de production en Europe seront insuffisantes. Pour répondre aux besoins, il est nécessaire de renforcer les interconnexions entre les différents pays et de développer de nouveaux équipements de production.

Production nette* d’électricité en 2006
Nucléaire	428,7 TWh
Thermique	57,1 TWh
Hydraulique	60,9 TWh
Eolien et photovoltaïque	2,2 TWH

*C’est la quantité d'électricité effectivement distribuée sur le réseau électrique français à la sortie des transformateurs des centrales, c'est à dire après l'autoconsommation et les pertes de production.

Source : Observatoire de l’énergie