Questions et réponses

Question

Question déjà posée lors du débat "Flamanville" : Pouvez-vous rechercher les arguments qui ont finalement orienté la décision des députés allemands de préférer d'autres moyens de production électrique que le nucléaire ?

Transmise à l'Ambassade d'Allemagne le 8 avril 2010.

Réponse

Réponse le  07/06/2010

Ci-dessous la CPDP retranscrit les arguments des groupes parlementaires SPD et BÜNDNIS 90/DIE GRÜNEN développés en 2001 ( 12.12.2001 - Drucksachen 14/6890, 14/7261, 14/7825) concernant le projet de loi "loi permettant d’organiser l'utilisation de l'énergie nucléaire pour la production industrielle d'électricité". La loi est entrée en vigueur le 22 Avril 2002. Ces éléments ont été transmis par l'ambassade d'Allemagne :

"Un projet de résolution parlementaire (Entschließungsantrag) est une forme d'action du parlement allemand. C'est un texte dans lequel un groupe parlementaire demande au gouvernement de faire quelque chose concernant un projet de loi. Un projet de résolution n'a pas force d’obligation.

Ce texte permet de connaître les arguments des députés allemands concernant le nucléaire

En Rébuplique d’Allemagne fédérale, c'est en 1966 que la première centrale nucléaire commerciale Grundremmingen A est entrée en service. Le présent amendement à la loi sur le nucléaire marque en République d'Allemagne fédérale le début de l'abandon coordonné du nucléaire pour la production de courant. L'objectif est d'assurer une alimentation en énergie fiable et compatible avec l'environnement sans recourir au nucléaire. Le législateur a procédé à une réévaluation des risques de l'énergie nucléaire.

Par ce nouveau vote à la loi sur le nucléaire, le Deutsche Bundestag assume la mission qui lui a été confiée par la Constitution de statuer une nouvelle fois sur les risques généraux qui sont liés à l'utilisation de l'énergie atomique pour la production d'électricité. La constitution nous impose également d'assurer la protection de la vie et de l'environnement pour les générations futures. Cet objectif justifie principalement d'abandonner de manière coordonnée l'utilisation de l'énergie nucléaire.

Les risques que fait encourir l'énergie nucléaire ne sont pas justifiables à longue échéance. Malgré les améliorations apportées à la sécurité, on ne peut pas exclure un accident grave, et ainsi la libération d'une partie importante des matières radioactives. Dans une Allemagne densément peuplée, des régions entières deviendraient inhabitables. Un tel accident ébranlerait gravement la vie sociale, économique et politique du pays.

Au-delà de la production de courant, l'extraction des matières premières, leur transport et l'élimination des déchets radioactifs présentent des risques majeurs. Nulle part au monde le problème de l'élimination n'a été jusqu'à présent réglé de façon satisfaisante ; 50 ans après la première scission du noyau nucléaire pour la production de courant, il n'existe toujours pas dans le monde de site de stockage définitif valable pour les déchets nucléaires à haute radioactivité. Les générations futures subiront pendant une très longue période cet héritage.

Les défaillances humaines s'observent régulièrement dans les systèmes techniques de haut niveau et elles ne peuvent pas être entièrement écartées, malgré les contrôles ou l'automatisation des matériels. Même les efforts les plus immenses dans le sens d'une sécurité maximale se heurtent aux limites de la connaissance humaine. À cause des dangers illimités aussi bien dans l'espace que dans le temps, la filière nucléaire est un système où le mécanisme des essais et des erreurs se heurte à des frontières évidentes.

Les attentats terroristes récents donnent finalement l'occasion de repenser l'utilisation de l'énergie nucléaire sous l'aspect de la suppression du risque. Les attaques contre des centrales nucléaires ne peuvent être exclues. L'abandon de l'énergie nucléaire contribue pour cette raison à mieux protéger la République fédérale d'Allemagne contre les attentats terroristes.

Ces réflexions amènent à une réévaluation de l'énergie nucléaire. Pour ce faire, le gouvernement allemand a trouvé un cadre politique qui, pour cet abandon, permet un équilibre réaliste entre les intérêts publics et privés. En considérant tous ces aspects, le Bundestag a décidé de mettre fin de manière coordonnée à l'utilisation de l'énergie nucléaire, de façon que les droits de propriété des exploitants soient convenablement pris en compte.

Le Deutsche Bundestag, en limitant de façon souple, en fonction de la quantité de courant, les autorisations de fonctionnement jusqu'alors illimitées, se dote d'un instrument approprié vis-à-vis des exploitants, afin de réagir par des mesures de sécurité aux risques généraux tels que les menaces terroristes ou les signes de vieillissement, qui ne sont pas encore un péril imminent, en arrêtant le fonctionnement de centrales nucléaires, en particulier les plus anciennes, avant le terme de leur durée de vie, et en reportant leur activité restante sur d'autres sites."

Question

EDF dispose en France de 58 unités nucléaires dont les bases de conception datent des années 1970-1980. Au lieu de construire Penly 3 dès 2012, n’est-il pas économiquement plus rentable d’utiliser le montant de cet investissement (4 milliards d’euros à dépenser entre 2012 et 2017 selon le planning proposé) pour prendre avantage des progrès techniques réalisés depuis 25 ans en augmentant la puissance unitaire de nombreuses tranches françaises de quelques pourcents (modernisation notamment la partie turbogroupe des installations) et ainsi obtenir la production supplémentaire des 13 TWh recherchés avec ce second EPR ? Un tel choix largement effectué par les électriciens américains depuis de nombreuses années permettrait de gagner sur au moins trois tableaux : 1) optimiser le parc nucléaire existant (à noter que ces travaux pourraient s’effectuer à l’occasion des arrêts prolongés pour visite décennale); 2) décaler le démarrage du projet d’un second EPR vers 2015-2017 en prenant alors largement le retour d’expérience de construction et de quelques années d’exploitation de Flamanville 3 (c’était l’un des arguments avancés par EDF en 2005 lors du débat public sur Flamanville 3); 3) dégager une probable économie d’ensemble au plan financier avec le lissage de la dépense sur de nombreux projets, chacun de faible ampleur financière comparé à celle d'un EPR neuf, et une probable réduction du budget total engagé pour obtenir ce supplément de production. Cerises sur le gâteau, cette approche aurait permis à EDF de rester maître chez lui et de ne pas s'exposer à un débat public! Quels sont les arguments d’EDF pour ne pas avoir retenu cette alternative ?

Transmise à EDF le 6 avril 2010.

Réponse

Réponse le  26/04/2010

Votre question porte sur l’augmentation de puissance des unités de production actuelles comme alternative à la réalisation de Penly 3.

La production de Penly 3 de 13 TWh serait équivalente à une augmentation de production annuelle des centrales nucléaires existantes d’environ 3 % en moyenne.
L’avenir du parc nucléaire en France passe par le maintien, l’amélioration et le développement de l’outil de production et  s’appuie sur trois axes stratégiques :
ü      l’allongement de la durée de fonctionnement des centrales nucléaires au-delà de 40 ans ;
ü      la construction d’une première unité EPR à Flamanville et le lancement d’une seconde à Penly, si le projet est confirmé à l’issue du débat public ;
ü      l’augmentation de la capacité de production du parc existant, avec la mise à l’étude d’une augmentation de puissance des 20 unités de 1 300 MW ; qui pourrait conduire, progressivement à partir de 2017, à une augmentation totale du productible annuel comprise entre 8 et 15 TWh.

Chacun de ces projets est soumis à autorisation de l’Autorité de sûreté nucléaire.

L'augmentation de puissance du parc existant a déjà été prise en compte dans les scénarios de production d’électricité utilisés pour les travaux de la Programmation pluriannuelle des investissements (PPI) de production d'électricité 2009. A partir des projections de prévision de consommation et de l’offre disponible (qui tient donc compte de cette augmentation de puissance), le groupe de travail a pu déterminer les besoins en nouveaux moyens de production jusqu’en 2020, ceux-ci se traduisent par des objectifs définis dans un arrêté du Ministre de l’écologie, de l’énergie, du développement durable et de la mer. Les deux EPR figurent également dans cet arrêté.

L’augmentation de puissance d’une partie du parc existant dépend d'un arbitrage économique, principalement entre le coût de l'investissement nécessaire pour réaliser cette opération  et la durée de fonctionnement résiduelle des unités concernées.  Aujourd'hui la rentabilité de cette opération est jugée très intéressante par EDF et la décision a été prise d’engager le processus de réalisation. Les études sont en cours, elles conduiront à des modifications des unités de 1300 MW, subordonnées à l’accord de l’Autorité de sûreté nucléaire.  L’objectif est un déploiement à partir de 2017.

Question

Comment se fait il que la Programmation pluriannuelle des investissements électriques assure que la mise en service du réacteur de nouvelle génération de Penly est déjà décidée alors que le débat public commence à peine et qu'il porte notamment sur l'opportunité du projet ? Merci

Transmise à la DGEC le 8 avril 2010.

Réponse

Réponse le  23/04/2010

Nous comprenons parfaitement votre étonnement devant la formulation de la PPI. Le débat public est bien entendu indispensable, comme le sont d'ailleurs les étapes ultérieures que nous n'avons pas mentionnées non plus dans la PPI. Le communiqué de l'Elysée en janvier 2009, validant le projet d'EDF de réaliser cette centrale sur le site de Penly, fait état de la nécessaire saisine de la CNDP.

Pour autant, il est naturel également que la PPI acte des orientations pour l'action publique avant la saisine de la CNDP, ne serait-ce que pour permettre de présenter le projet. Vous comprendrez qu'on ne peut pas imaginer qu'EDF présente spontanément un projet aussi structurant et lourd en investissement que celui de la construction d'un EPR, compte tenu notamment du fait que l'Etat en est l'actionnaire principal.

Nous regrettons que la formulation retenue ait pu donner l'impression de négliger la procédure de débat public, car ce n'était clairement pas dans l'intention du gouvernement. Nous en concluons que cette formulation était maladroite au regard de la procédure complète d'instruction de la décision de mise en service effective d'un EPR. La décision qui a été prise et qui est ainsi retranscrite dans la PPI n'est ni plus ni moins que la validation du projet d'EDF. Le fait que l'Etat approuve à ce stade le projet, y compris son calendrier et sa localisation, tel qu'il est présenté à la CPDP, ne préjuge absolument pas de l'issue du débat public.

Question

Sachant que la France exporte 75% de l'électricité produite par le nucléaire et que l'énergie produite ne peut être stockée, quel est l'utilité de l'EPR ?

Transmise à EDF le 6 avril 2010.

Réponse

Réponse le  21/04/2010

Votre question porte sur l’utilité de l’EPR, au regard du taux d’exportation de l’électricité produite en  France.

En moyenne sur 2005-2009, la production électrique de la France est de 543 TWh, dont 418 TWh issue du nucléaire (77%), les exports représentent 51TWh, correspondant à 9% de la production électrique française, et non 75% comme avancé dans votre question, ou l’équivalent de 12% de la production nucléaire (cf. schéma p 21 du dossier du Maître d’Ouvrage) 
Il est cependant impossible de déterminer l'origine de l'électricité destinée à l'exportation, comme d'ailleurs celle qui est importée. En effet, les volumes d'électricité échangés,  exportés et importés,  dépendent  à chaque instant des différences de structure entre les parcs de production européens et le  français et résultent d'une plus ou moins grande compétitivité de l'électricité produite de part et d'autre des interconnexions.
Par ailleurs, le solde des échanges correspondant à la différence entre les volumes d'électricité exportés par la France et les volumes d'électricité importés par la France fluctue. Le solde annuel et moyen sur 5 ans est positif. Cependant, le solde mensuel ou journalier peut être négatif à certaines périodes de l'année (comme en octobre 2009, ou plus récemment en janvier 2010).

En se portant candidat pour réaliser Penly 3, EDF et ses partenaires jugent le projet utile à plusieurs titres. Si le projet est confirmé à l’issue du débat public, Penly 3 donnera une marge de sécurité au système électrique français en termes de capacité de production, compte tenu des incertitudes qui existent à l'horizon 2020.
Penly 3 permettra en outre de disposer d’une énergie peu émettrice de gaz à effet de serre, de produire une électricité peu sensible aux fluctuations des marchés des matières premières (l’uranium ne représente aujourd’hui que 5 % du coût de production de l’électricité nucléaire), et  de produire une électricité compétitive par rapport aux  nouveaux moyens de production fonctionnant au gaz ou au charbon.
Pour plus de détails sur l’utilité du Projet Penly3, nous vous renvoyons au chapitre 3 du dossier du Maître d’ouvrage.
Le projet Penly 3 visera avant tout la satisfaction de la demande française. Cependant si la demande d'électricité nationale n’est pas suffisante à certains moments de l'année, ne serait-ce que transitoirement, l’électricité produite par Penly 3 pourrait être vendue sur le marché européen, car son coût est compétitif, par rapport à l’électricité produite en Europe, majoritairement à partir de charbon et de gaz ; cette situation est favorable pour la balance commerciale française et pour l’emploi national mais également très positif pour l’environnement européen s’agissant d’une électricité peu émettrice de  gaz à effet de serre.

Enfin, le projet Penly 3 s’inscrit pleinement dans la politique énergétique française ; l’Arrêté du 15 décembre 2009 relatif à la programmation pluriannuelle des investissements de production d’électricité[1] précise en effet : « L’objectif concernant la production d’électricité mise en service à partir de l’énergie nucléaire est un premier réacteur de troisième génération à l’horizon 2012 et un deuxième réacteur de troisième génération à l’horizon 2017, sur des sites nucléaires existants ».

Question

Quand est prévu Penly 4 ?

Transmise à EDF le 6 avril 2010.

Réponse

Réponse le  16/04/2010

Votre question est de savoir si il y aura construction d’une quatrième unité de production d’électricité sur le site de Penly un jour.

Le site de Penly a été prévu dès l'origine pour accueillir 4 unités de production d'électricité.
Penly 1 a démarré en 1990, et Penly 2 en 1992.
Penly 3 serait la troisième.
A ce jour, nous n'avons pas de projet pour Penly 4. 

Question

1974 , la France choisit le nucléaire pour réduire sa dépendance énergétique , elle avait à l’époque des ressources propres (gisements d’uranium ) qu’elle a épuisées. Aujourd’hui beaucoup de pays s’engagent dans ce type de production d’énergie y compris la Chine. Le coût de l’uranium risque d’augmenter et ne risquons nous pas de nous retrouver dans la même situation que pour le pétrole ?
L’EPR en plus des risques qu’il fait encourir  à nous et aux générations futures ne nous garantit aucune indépendance énergétique.

Transmise à EDF le 2 avril 2010.

Réponse

Réponse le  14/04/2010

Votre question porte sur les ressources d’uranium, l’évolution de son coût à long terme et son influence sur l’indépendance énergétique de la France.

Selon l’Agence Internationale pour l’Energie Atomique (AIEA), les réserves identifiées d’uranium atteignent environ 5,5 millions de tonnes à un coût d’extraction inférieur à 130 $/ kg.

La recherche de nouveaux gisements qui a été très faible pendant de nombreuses années, est à présent beaucoup plus active et conduira à une probable réévaluation des réserves dans un proche avenir. L’AIEA estime à 10 millions de tonnes les ressources non encore découvertes et à plus de 22 millions de tonnes les ressources non-conventionnelles (notamment dans les phosphates).

La consommation d'uranium va augmenter avec le développement de la production d’électricité d'origine nucléaire dans les décennies à venir, mais dans tous les cas, la couverture des besoins sera assurée au moins jusqu’à la fin du siècle.

La consommation mondiale d’uranium en 2006 et sa prévision jusqu’en 2030, présentée en 2007 par l’Agence de l’OCDE pour l’énergie  nucléaire est la suivante :

De plus, au-delà de 2040, la commercialisation des nouveaux réacteurs nucléaires, dits de génération 4, pourrait progressivement diviser la consommation d' uranium naturel d’au moins un facteur 50 et augmenter d’autant la durée de vie des réserves disponibles.

Pour ce qui concerne une éventuelle augmentation du prix de l’uranium, la production d’électricité à partir d’énergie nucléaire est peu sensible aux variations du prix de l’uranium naturel, qui ne représente aujourd’hui que 5 % du coût du kWh produit.. Cette caractéristique permettra notamment l’exploitation future de gisements qui ont des coûts d’extraction supérieurs à ceux d’aujourd’hui, sans remettre en cause la compétitivité du nucléaire.

L'uranium naturel utilisé dans les centrales nucléaires françaises est à présent importé. Le combustible nucléaire est considéré comme une ressource qui participe à l’indépendance énergétique de la France, en raison de la très forte valeur ajoutée nationale pour transformer le minerai en combustible nucléaire. Outre les stocks d’uranium qui représentent plusieurs années de consommation, une part importante des approvisionnements est assurée par AREVA à  partir de diverses sources géographiques. Enfin, depuis 2004, EDF met en oeuvre une politique de diversification de ses fournisseurs permettant de renforcer les approvisionnements en provenance des zones géographiques à fort potentiel (en particulier l’Australie, le Kazakhstan et le Canada).

Question

Pourquoi la France n'investit pas les 4 milliard d'euros nécessaire à la construction de l'EPR de Penly dans des énergies renouvelables comme les panneaux solaire ou les éoliennes par-exemple?

Transmise à EDF le 6 avril 2010.

Réponse

Réponse le  26/04/2010

Votre question porte sur des nouveaux moyens de production utilisant des énergies renouvelables comme alternative au projet Penly3.

La France est l'un des tous premiers pays producteurs d’énergie renouvelable en Europe. A moyen terme, la France n'a pas fait le choix d'investir dans le nucléaire à la  place de la production à partir d'énergies renouvelables, ces deux axes sont développés en parallèle, en complément d’un programme de maîtrise de la demande d’énergie.

En effet, le Grenelle de l’environnement a fixé des objectifs à 10 ans de développement de la production électrique à partir d'énergies renouvelables. Ces objectifs ont été repris dans l' Arrêté du 15 décembre 2009 relatif à la Programmation Pluriannuelle des Investissements de production d'électricité. Ils se déclinent comme suit :

Pour l’énergie radiative du soleil, en termes de puissance totale installée :

- 1 100 MW au 31 décembre 2012 ;

- 5 400 MW au 31 décembre 2020.

Pour la biomasse, en termes de puissance supplémentaire à mettre en service :

- 520 MW entre la date de publication du présent arrêté et le 31 décembre 2012 ;

- 2 300 MW entre la date de publication du présent arrêté et le 31 décembre 2020.

Pour les énergies éolienne et marines, en termes de puissance totale installée :

- 11 500 MW au 31 décembre 2012, dont 10 500 à partir de l’énergie éolienne à terre et 1 000 MW à partir de l’énergie éolienne en mer et des autres énergies marines ;

- 25 000 MW au 31 décembre 2020, dont 19 000 à partir de l’énergie éolienne à terre et 6 000 MW à partir de l’énergie éolienne en mer et des autres énergies marines.

L’objectif concernant la production hydroélectrique en France métropolitaine est d’accroître l’énergie produite en moyenne sur une année de 3 TWh et d’augmenter la puissance installée de 3 000 MW au 31 décembre 2020.

Le développement de nouvelles capacités au-delà de ces objectifs (qui représentent plusieurs dizaines de milliards d’Euros d’investissement) serait très difficile, tant les objectifs déjà fixés sont ambitieux.

La programmation pluriannuelle des investissements prévoit également deux EPR à mettre en service en 2012 et 2017. Energies renouvelables et Penly 3 sont donc bien des choix complémentaires et non des alternatives.

Question

Quel est l'avenir du nucléaire en Normandie (Basse et Haute comprises)? Doit-on s'attendre à voir apparaître de nouveaux réacteurs nucléaires dans les années à venir (2020, 2030...)?

Transmise à EDF le 6 avril 2010.

Réponse

Réponse le  07/05/2010

Votre question porte sur l’avenir du nucléaire en Haute Normandie à l’horizon 2030.

En 2030, les 8 unités de production électronucléaires actuellement en exploitation en Normandie auront entre 39 et 45 ans. La volonté d’EDF est de porter la durée de fonctionnement de ses unités de production électronucléaire au-delà de 40 ans.  En 2010, EDF proposera à l’Autorité de sûreté nucléaire des améliorations pour un fonctionnement du parc au-delà de 40 ans. Nous espérons une issue favorable à ces propositions, dans ce cas ces 8 unités (4 à Paluel et 2 à Penly en Haute-Normandie ; 2 à Flamanville en Basse-Normandie) continueraient à être exploitées, de même que Flamanville 3 et Penly 3, si le projet est confirmé à l’issue du débat public.

Lorsque la question du renouvellement des premières unités du parc nucléaire actuel se posera, la volonté d’EDF est de les remplacer par des unités de production nucléaire en privilégiant les sites existants disposant de place, c’est notamment le cas de Penly et de Flamanville dont les sites ont été prévus dès l’origine pour accueillir jusqu’à 4 unités.

Question

Mesdames et messieurs les membres de la CPDP j'attire votre attention sur un point qui me parait important : le maître d'ouvrage p 28 du dossier du débat présente un graphique intitulé prévisons de consommation d'électricité pour justifier la nécessité de construire un second réacteur de type EPR et cela en soulignant qu'il s'agit pour lui de mettre en oeuvre la politique énergétique de la France. Or la PPI 2009 propose p 44 un schéma nettement différent (figure 16). Une question se pose dès lors : peut-on considérer les objectifs énergétiques du projet Penly comme fondés, alors que le ministère de l'environnement lui même propose d'autres prévisions de consommation que le maitre d'ouvrage ? Ce qui est en cause ici n'est autre que la sincérité du maitre d'ouvrage. En effet, EDF tout au long du dossier du débat se réfère toujours à ses propres données plutôt qu'à des anlyses réalisées par d'autres services ou organismes. Pour l'essentiel les données quantitatives du dossier sont produites par EDF et RTE. Merci de bien vouloir prendre en compte cette question G. Blavette copie à Thomas Branche.

Transmise à EDF le 6 mai 2010.

Réponse

Réponse le  17/05/2010

Votre question porte sur les scénarios prévisionnels de consommation d’électricité à l’horizon 2020, tels qu’ils étaient établis par la PPI et repris par le dossier du maître d’ouvrage, et notamment sur les graphiques reproduits ci-dessous :

 Page 28 du dossier du maître d’ouvrage

Page 44 du « Rapport au Parlement Programmation pluriannuelle des investissements de production d’électricité Période 2009 – 2020 »


Les données des scénarios utilisés pour la PPI (« Grenelle », « Grenelle différé » et  tendanciel ») sont identiques à celles des scénarios présentés dans le dossier du maître d’ouvrage (provenant de RTE). Vous pourrez, par exemple, constater qu’en 2020 la prévision du « scénario tendanciel » est de 602 TWh dans les deux graphiques, le « Grenelle différé » de 525 TWh et le « Grenelle » de 492TWh.

Les scénarios utilisés pour la PPI sont antérieurs à la publication par RTE de son bilan prévisionnel 2009 [1], dans lequel figure page 31 les données utilisées pour compléter le schéma de la page 28 du dossier du maître d’ouvrage. Nous avons pris ce parti de manière à faire profiter au lecteur des données disponibles les plus récentes.
Pour la rédaction du dossier du maître d’ouvrage, nous avons recherché lorsque cela était possible, des sources indépendantes au groupe EDF.

Pour ce qui concerne les scénarios de RTE, ils découlent d’une des missions qui lui sont confiées dans le cadre de la loi du 10 février 2000. Le bilan prévisionnel constitue l’un des éléments sur lesquels s’appuient les pouvoirs publics pour établir la PPI ; dans ce cas il n’existe donc pas d’autres sources.

Au-delà des données présentées dans le dossier du maître d’ouvrage, le projet Penly 3 s’inscrit pleinement dans la politique énergétique de l’Etat comme le précise l’Arrêté du 15 décembre 2009 relatif à la PPI de production d’électricité [2] et dans la stratégie de l’entreprise.
EDF a intégré ces éléments de contexte dans ses études prospectives des besoins futurs de ses clients. Il est de sa responsabilité de construire de nouveaux moyens de production pour répondre à ces besoins : des moyens économiques, peu ou pas émetteurs de gaz à effet de serre et peu sujets aux fragilités économiques ou politiques de tous ordres.
Si le projet est confirmé à l’issue du débat public, Penly 3 constitue selon nous une réponse adaptée. Sa rentabilité dans la durée, tient à sa compétitivité par rapport aux autres moyens de production d’électricité.


[1] Téléchargeable à l’adresse suivante : http://www.rte-france.com/fr/nos-activites/notre-expertise/gestion-du-reseau/adapter-le-reseau/bilan-previsionnel

Question

Pourquoi le choix de l'EPR à Penly par rapport au réacteur ATMEA ? ne serait-il pas mieux d'avoir en France un modèle de démonstration de chacun des deux réacteurs auquel la France participe, EPR à Flamanville, ATMEA à Penly ?

Transmise à EDF le 14 avril 2010.

Réponse

Réponse le  23/04/2010

Votre question porte sur le choix d’un réacteur de type EPR à Penly, plutôt qu’un réacteur du type ATMEA.

ATMEA est un réacteur développé conjointement par AREVA et Mitsubishi dont les premiers éléments techniques seront disponibles en 2012.

Le choix d’EDF et de ses partenaires s’est porté sur l’EPR parce que ce réacteur est aujourd’hui disponible, et son planning de réalisation répond aux délais permettant une mise en service en 2017, objectif que se sont fixés EDF et ses partenaires, en cohérence avec celui de la PPI «Programmation Pluriannuelle des investissements» (article 2 de l’arrêté du 15 décembre 2009 relatif à la programmation pluriannuelle des investissements de production d’électricité) .

Question

EDF a un taux de disponibilité de son parc nucléaire de 78%. Plutôt que de construire un nouveau réacteur, il faudrait qu'elle arrive à démontrer qu'elle sait gérer correctement son parc actuel. J'ai tenté de lire son argumentaire et il n'est vraiment pas convaincant. Il y a vraiment une forte marge de progrès avec le parc actuel. Pourquoi ce n'est pas mentionné dans le dossier ? Avec les déboires sur les chantiers EPR, il y a fort à parier que le taux de disponibilité des premiers EPR ne sera pas très brillant non plus. Merci de prendre en compte mon avis contre la construction d'un nouvel EPR tant que l'utilisation du parc actuel est si peu efficace.

Transmise à EDF le 10 mai 2010.

Réponse

Réponse le  22/05/2010

Votre question porte sur l’augmentation de la disponibilité du parc nucléaire de production d’électricité d’EDF comme alternative à la réalisation de Penly 3.

L’amélioration de la disponibilité du Parc nucléaire actuel est mentionnée dans le dossier du maître d’ouvrage au §3.6.4 "Optimiser le parc de centrales nucléaires existant".

Le projet Penly 3 proposé par EDF et ses partenaires s’inscrit dans une stratégie globale qui utilise tous les leviers définis par la politique énergétique française : maîtrise de la demande d’énergie, développement des énergies renouvelables, modernisation du parc thermique à flamme, recours pérenne à l’énergie nucléaire. Ces leviers sont complémentaires. L’optimisation du parc de centrales nucléaires existant est le premier levier activé avant la réalisation de nouveaux moyens de production.

En effet, pour EDF, la préparation de l’avenir du parc nucléaire en France passe par le maintien, l’amélioration et le développement de l’outil de production et s’appuie notamment sur trois axes stratégiques :
ü      l’allongement de la durée de fonctionnement des centrales nucléaires au-delà de 40 ans ;
ü      l’augmentation de la capacité de production du parc existant ;
ü      la construction d’une première tranche EPR à Flamanville et le lancement d’une deuxième tranche EPR à Penly (si le projet est confirmé à l’issue du débat public) ;

L’amélioration de la disponibilité (le pourcentage de temps où l’unité est apte à produire) avec un objectif de 85% (contre 80% ces dernières années) et  l’ augmentation de la puissance du parc existant font, depuis plusieurs années, l’objet d’investigations et de réalisations. Les objectifs correspondants sont déjà pris en compte dans les scénarios utilisés pour les travaux de la Programmation pluriannuelle des investissements (PPI) de production d'électricité 2009 en parallèle de la possible réalisation du réacteur de Penly 3.

Question

Le remplacement d'EURODIF par de la centrifugation va diminuer la consommation électrique. Aujourd'hui, quelle est la consommation électrique d'EURODIF pour quel tonnage de produit enrichi (ou pour combien d'UTS). Pour la même quantité traitée dans les mêmes conditions, quelle sera la consommation de la nouvelle usine ?

Transmise à AREVA le 10 mai 2010.

Réponse

Réponse le  02/06/2010

Réponse d'Areva

Depuis 1979, l’usine George Besse exploitée par Eurodif Production enrichit l’uranium naturel en utilisant le procédé de diffusion gazeuse. Implantée sur le site nucléaire du Tricastin, l’usine d’enrichissement Georges Besse est constituée d’une cascade de 1 400 étages de diffusion, répartis en 70 groupes. Cette usine fonctionne sans interruption depuis plus de 30 ans et à pleine capacité (10,8 MUTS/an), elle consomme 3000 MW.

Lors de sa construction, cette technologie d’enrichissement par diffusion gazeuse était la plus performante mais aujourd'hui, Areva a fait le choix de remplacer la technologie de diffusion gazeuse par un nouveau procédé d’enrichissement, la centrifugation, actuellement considérée comme la technologie la plus éprouvée.

Cette technologie offre en effet les meilleures garanties en termes de compétitivité, d’économie d’énergie, de fiabilité technique et d’impacts environnementaux. La mise en œuvre de cette technologie se concrétise par la construction de l’usine Georges Besse II sur le site du Tricastin, exploitée par la SET (Société d'enrichissement du Tricastin). Cette nouvelle usine prendra progressivement le relais de l’usine d'EURODIF. Georges Besse II, usine d'enrichissement par centrifugation, consommera par exemple 50 fois moins d'électricité que l'actuelle usine d'enrichissement par diffusion gazeuse Eurodif, soit 60 MW pour une production de 7,5 MUTS.

Question

Il existe certainement de très bons arguments financiers et énergétiques, pour ne pas réaliser ce 2ème EPR, le maitre d'ouvrage (EDF ?) serait-il capable dans le cadre de ce débat, de les citer ?

Transmise à EDF le 19 avril 2010.

Réponse

Réponse le  26/04/2010

Sous forme de clin d’œil, votre question porte sur la justification du projet.

EDF et ses partenaires souhaitent réaliser le projet Penly 3 pour, d’une part, répondre aux besoins futurs de leurs clients avec une électricité la moins chère possible et très peu émettrice de gaz à effet de serre et, d’autre part, répondre à l’objectif  des pouvoirs publics.

L’article 2 de l’Arrêté relatif à la programmation pluriannuelle des investissements de production d’électricité, signé par Jean-Louis Borloo et paru au Journal officiel du 10 janvier 2010 est très clair: « L’objectif concernant la production d’électricité mise en service à partir de l’énergie nucléaire est un premier réacteur de troisième génération à l’horizon 2012 et un deuxième réacteur de troisième génération à l’horizon 2017, sur des sites nucléaires existants ».
Le besoin de Penly 3 ne résulte donc pas de la seule analyse d’EDF et de ses partenaires.

Financièrement, les études réalisées par EDF et la Direction générale de l’énergie et du climat (DGEC) du Ministère de l’écologie, de l’énergie, du développement durable et de la mer (MEEDDM) montrent que le coût de l’électricité produite par Penly 3 serait moins élevé que celui produit par une centrale à gaz ou au charbon.

Enfin, ne pas réaliser ce deuxième EPR, ce serait mettre en œuvre les alternatives au projet. Nous vous renvoyons au chapitre 3.6 du dossier du maître d’ouvrage qui explique pourquoi nous ne les avons pas retenues.

Question

Si le montant financier engagé pour la réalisation des 2 EPR en France avait été consacré :

1 - aux économies d'énergie électrique

2- à l'efficacité et à la maîtrise de la consommation électriques

3- au développement des énergies renouvelables

y aurait-il eu besoin de construire ces centrales ?

Transmise à EDF le 19 avril 2010.

Réponse

Réponse le  26/04/2010

Question

Page 19 du dossier du maitre d’ouvrage du projet penly3, un graphique nous présente le « principe de l’utilisation des différents moyens de production pour assurer l’équilibre production/consommation ». On y voit que les moyens de base sont assurés par le nucléaire et qu’une grosse partie des moyens de pointe le sont par l’hydraulique de lac (par opposition au fil de l’eau) les centrales au charbon, au fioul et les turbines à combustion. Le 19 octobre 2009, le prix de gros du mégawatt électrique est passé de moins de 100 euros à un pic de 3.000 (trois mille) euros. La cause en était une demande importante liée à une baisse de la température. Mais également au fait qu’EDF déplorait une avarie sur le très important barrage de Grand-Maison qui grevait l’arrivée d’énergie. Autrement dit, l’écart entre les estimations de consommation et de disponibilité s’élèvait à 7.000MW (sept mille). Le 26 novembre, quelques jours après le prise de fonction du nouveau PDG d’EDF, un opérateur norvégien, Statkraft, se disait candidat à la reprise de centrales hydroélectriques d’EDF, dont une partie seront ouvertes à la concurrence en 2011-2012. On peut rappeler à ce propos que M. Borloo avait signé en juillet 2008 un décret fixant les règles de la mise en concurrence des concessions des 399 barrages français. Environ 80% d'entre eux sont exploités par EDF. Plusieurs groupes ont déjà fait part de leur intérêt, dont le français GDF Suez, l'autrichien Verbund et le canadien Hydro-Québec. Enfin, le 20 janvier, on apprenait qu’EDF devra céder jusqu’à 30% environ de sa production nucléaire annuelle à ses concurrents jusqu’en 2025. La question est donc la suivante : si on supprime 30% de production nucléaire, si on supprime le volume de pointe hydraulique, que restera t-il à la population ? Ne s’achemine t-on pas vers un scénario à la ENRON, où les producteurs font la loi et déterminent le prix à leur guise en pointant un révolver sur la tempe des utilisateurs confrontés au risque de black out dévastateur ? Merci.

Transmise à la DGEC le 22 avril 2010.

Réponse

Réponse le  30/06/2010

Réponse de la DGEC

Il faut bien distinguer les réformes d’organisation du secteur que sont la NOME et la mise en concurrence des concessions hydrauliques et les sujets tels que la sécurité d’approvisionnement ou le niveau des prix. L'accès à l'électricité produite par le parc nucléaire actuel (appelé accès régulé à l’électricité nucléaire historique) et l'ouverture à la concurrence des concessions hydroélectriques permettront une plus grande ouverture à la concurrence du marché de l'électricité en France. Pour autant, les fondamentaux du marché de l’électricité ne sont pas modifiés. Les réformes mentionnées ne conduisent pas à faire disparaître de l’offre de capacité ou à faire subitement augmenter les coûts de production. En conséquence, la sécurité d’approvisionnement n’est pas affecté par ces réformes. L'électricité produite par les installations hydroélectriques mises en concurrence et par les 30% de production d'électricité d'origine nucléaire cédés par EDF continueront de contribuer à l'équilibre offre-demande électrique français

L'équilibre offre-demande est assuré en temps réel par RTE - gestionnaire du réseau de transport à l'échelle nationale. La sécurité d'approvisionnement électrique à moyen et long terme est assurée par l'établissement tous les deux ans par RTE de bilans prévisionnels de l'équilibre offre-demande électrique. Ces bilans sont prévus à l'article 6 de la loi du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l’électricité. Ces bilans jouent, à ce titre, un rôle d'information et d’alerte : il s’agit d’établir des prévisions de consommation d’électricité et d’échanges entre la France et les autres pays, puis de confronter ces prévisions avec les perspectives connues d’évolution des moyens de production.

Le projet de loi NOME a pour objet que le prix facturé au consommateur final continue à être basé sur les coûts de production de l’électricité en France et ne s’aligne pas sur le prix du marché européen.  Comme indiqué, la nouvelle organisation du marché de l’électricité n’impactera pas ces coûts. En revanche, le contexte actuel est un contexte de relance des investissements dans le système électrique français : investissements massifs dans les énergies renouvelables suite au Grenelle Environnement, investissements dans les réseaux de transport et de distribution, investissements de maintenance et de modernisation des centrales de production d’électricité.

Question

Il a été dit pendant le Grenelle de l'environnement que pour un euro dépensé pour le nucléaire, il y aurait aussi un euro dépensé pour les énergies renouvelables, il y a aura t-il donc la même somme dépensée pour les EnRs que pour l'EPR PENLY 3 ?

Transmise à EDF et à la DGEC le 22 avril 2010.

Réponse

Réponse le  03/05/2010

Réponse d'EDF
Votre question porte sur les dépenses d’investissement comparées entre les ENR et Penly 3.

La réponse à cette question n’est pas triviale, en effet les investissements sont portés par des entreprises privées qui communiquent rarement sur le coût de leurs projets, d’autre part tous les projets ne sont pas connus et certains risquent de ne pas donner lieu à réalisation.

On peut cependant donner quelques indications, à partir des objectifs fixés par les pouvoirs publics à l’horizon 2020. La programmation pluriannuelle des investissements donne les objectifs suivants :

Pour l’énergie radiative du soleil, en termes de puissance totale installée : ü      1 100 MW au 31 décembre 2012 ;
ü      5 400 MW au 31 décembre 2020.

Pour la biomasse, en termes de puissance supplémentaire à mettre en service :
ü      520 MW entre la date de publication du présent arrêté et le 31 décembre 2012 ;
ü      2 300 MW entre la date de publication du présent arrêté et le 31 décembre 2020.

Pour les énergies éolienne et marines, en termes de puissance totale installée :
ü      11 500 MW au 31 décembre 2012, dont 10 500 MW à partir de l’énergie éolienne à terre et 1 000 MW à partir de l’énergie éolienne en mer et des autres énergies marines ;
ü      25 000 MW au 31 décembre 2020, dont 19 000 MW à partir de l’énergie éolienne à terre et 6 000 MW à partir de l’énergie éolienne en mer et des autres énergies marines.

L’objectif concernant la production hydroélectrique en France métropolitaine est d’accroître l’énergie produite en moyenne sur une année de 3 TWh et d’augmenter la puissance installée de 3 000 MW au 31 décembre 2020.

La DGEC (Direction générale de l’énergie et du climat au MEEDDM) a réalisé en 2008 une étude (Synthèse publique de l’étude des coûts de référence de la production électrique) qui donne des chiffres sur les coûts d’investissement dans les énergies renouvelables.

Pour l’éolien à terre les coûts d’investissements sont estimés à 1300€/kW pour une construction en 2012 et 1100 €/kW pour une construction en 2020. Pour l’éolien en mer, ils sont estimés à 2600€/kW en 2012 et 2200€/kW en 2020.

Un rapide calcul effectué à partir de ces données donne pour le seul éolien un investissement global à réaliser entre 2010 et 2020, supérieur à 30 milliards d’euros (*), à comparer aux 4 milliards d’euros estimés pour Penly 3.

(*)Détail du calcul Investissement global, en considérant qu’à fin 2009, 4 400 MW d’éoliennes à terre sont déjà installés  = 1000 (6 100 MW *1300€/kW + 1000 MW*2600€/kW + (8500*1100€/kW + 5000*2200€/kW) = 30.8 milliards d’€

Réopnse de la DGEC :

Le 25 octobre 2007, à l'occasion de la restitution des conclusions du Grenelle de l'environnement, le Président de la République avait déclaré : «  Nous allons engager 1 milliard d'euros sur quatre ans pour les énergies et les moteurs du futur, la biodiversité, la santé environnementale. Là où nous dépensons 1 euro pour la recherche nucléaire, nous dépenserons le même euro pour la recherche sur les technologies propres et sur la prévention des atteintes à l'environnement. Nous voulons être exemplaires des deux côtés. »

L'intervention du chef de l'Etat notamment sur l'équilibre des dépenses entre le nucléaire et les technologies propres concernait les dépenses publiques de recherche. Elle ne visait donc pas à assurer un équilibre entre les dépenses relatives aux technologies propres et celles relatives à la construction de centrales nucléaires. En effet, l'objectif qui sous tendait le discours du Président de la République était que l'effort public de recherche pour assurer le développement des technologies propres soit réalisé en même temps et dans les mêmes proportions que celui pour l'énergie nucléaire.

Le bilan qui a été fait jusqu'à présent de cet engagement au titre de la mise en œuvre du Grenelle de l'environnement a fait apparaître que l'équilibre entre les dépenses de recherches dans les technologies propres (qui couvrent notamment les énergies renouvelables, les nouvelles technologies de l'énergie comme l'hydrogène et les piles à combustibles, les technologies de captage et de stockage du CO_2 ,  le développement de moteurs « propres » pour les transports, les technologies d'amélioration de l'efficacité énergétique des bâtiments….) et celles dans l'énergie nucléaire était aujourd'hui atteint comme le graphique ci-dessous pouvait le montrer.

 Source : Enquête réalisée pour la remise du rapport du comité opérationnel Recherche issu du Grenelle de                                                        l'environnement présenté le 20 octobre 2009 par Mesdames Pécresse et Jouanno ; les dépenses sont en M€.

Plus globalement, ce bilan soulignait que les engagements financiers pris par l'Etat seraient dépassés puisque c'est plus de 1,5 milliard d'euros selon les dernières projections qui seraient investis dans la recherche sur 2008-2012 en faveur du développement durable (lutte contre le changement climatique, limitation de l'impact de l'environnement sur la santé, protection de la biodiversité) contre un engagement initial d'1 milliard d'euros sur la période.

Il convient enfin de rappeler que le dispositif de soutien aux énergies renouvelables et aux économies d’énergie est bien plus large que le seul soutien de la R&D. On peut en particulier signaler les crédits d’impôt et les tarifs de rachat garantis pour les énergies renouvelables électriques.

Commentaire CPDP

La Commission a demandé à EDF des précisions complémentaires sur les investissements réalisés dans le nucléaire et dans les énergies renouvelables.

Question

Quel est le pourcentage de gaz à effet de serre (GES) émis pendant les périodes de pointe (en hiver par les centrales électriques thermiques fioul ou charbon) sur la quantité total de GES annuel du à la production électrique ? En conséquence l'EPR est-il une bonne réponse comparée soit à une maîtrise ou une réduction de sa consommation électrique (alerte ecowatt) pendant les périodes de pointe ?

Transmise à EDF et à la DGEC le 22 avril 2010.

Réponse

Réponse le  22/05/2010

L’offre et la demande d’électricité doivent toujours être à l’équilibre. En France, EDF mobilise d’abord le nucléaire et l’hydraulique au fil de l’eau et appelle ensuite les centrales thermiques et l’hydraulique de barrage pour couvrir les pointes de consommation ou pallier les aléas survenant sur les autres centrales. Dans le système électrique français, les centrales sont appelées par ordre croissant de coût de production, intégrant le prix de la tonne de CO2 rejetée. Ce schéma montre la faible proportion de la production électrique issue des centrales au fioul et au charbon par rapport à la production électrique globale.

Concernant l’utilité de l’EPR au regard de ce ces éléments, ses émissions seront de l’ordre de quelques grammes de CO2 par kWh. Si le projet est confirmé à l’issue du débat public, Penly 3 sera systématiquement appelée pendant les périodes de pointe, comme les autres unités du parc nucléaire.  Elle ne pourra donc que contribuer à la diminution des émissions annuelles de gaz à effet de serre du parc des centrales EDF.

Le projet Penly 3 proposé par EDF et ses partenaires s’inscrit dans une démarche globale qui utilise tous les leviers définis par la politique énergétique française : maîtrise de la demande d’énergie, développement des énergies renouvelables, modernisation du parc thermique à flamme, recours pérenne à l’énergie nucléaire. Ces leviers sont complémentaires, y compris durant les périodes de pointe.

Réponse de la DGEC :

Etant donné la part prépondérante du nucléaire et de l'hydraulique dans le parc de production électrique français, près de 90% de l'électricité produite en France est décarbonée. Ainsi les émissions de CO2 du secteur de la production d’électricité sont très faibles en France. A titre de comparaison, elles sont de 0,44 tCO2/h (tonnes de CO2 par habitant) en France, de 3,67 tCO2/h en Allemagne, de 2,79 tCO2/h au Royaume-Uni et de 2,28 tCO2/h en Italie.

Concernant la pointe en particulier, actuellement, l'électricité est produite en pointe et en extrême pointe en France soit par des installations de production hydroélectriques soit par des installations de production thermiques. Le parc hydroélectrique permettant de produire à la pointe et l'extrême pointe est d'une puissance de 13,5 GW et composé d'usines de "lac" – c'est-à-dire disposant d'un réservoir amont dont la capacité permet un stockage sur une durée longue – et de stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) – permettant de remonter l’eau dans un réservoir lors des heures creuses pour la turbiner lors de la pointe. Le parc thermique permettant de produire à l'extrême pointe est constitué principalement de centrales au fioul d'une puissance de 7GW.

Si les gisements de réduction des émissions de CO2 du parc de production d'électricité sont aujourd'hui limités, la maîtrise de la pointe d'électricité est l'un des ces gisements.

Pour cela, un groupe de travail présidé par Serge Poignant, député, et Bruno Sido, sénateur, a été lancé en novembre 2009 et a rendu ses conclusions au Ministre d'Etat Jean-Louis Borloo le 1er avril 2010. Le rapport final comporte une série de 22 mesures visant à mieux maîtriser les pointes de consommation et notamment à développer des capacités d'effacement de consommation à la pointe.

En conséquence et en tout état de cause, l'EPR ne s'inscrit pas dans le champ des questions liées à la consommation électrique en période de pointe.

vous pouvez observer que la moyenne annuelle d’émission de gaz à effet de serre est de 43 grammes d'équivalent CO₂ par kiloWattheure. Soit, avec une pointe à 65 grammes d'équivalent CO₂ par kiloWattheure en Janvier 2009, une augmentation de 50 % par rapport à la valeur moyenne annuelle. Cette valeur de 65 grammes d'équivalent CO₂ par kiloWattheure prend en compte l’ensemble des moyens de production électrique d’EDF durant cette période, et reste très éloignée des valeurs d’émissions de gaz à effet de serre des centrales électriques thermiques fioul ou charbon, proche de 1000 grammes d'équivalent CO₂ par kiloWattheure.

Nous vous rappelons ci-dessous le principe d’utilisation des différents moyens de production pour assurer l’équilibre production/consommation :

Réponse d'EDF :

Votre question porte sur la quantité de gaz à effet de serre émis durant les périodes de pointes et notamment en hiver, en comparaison du bilan annuel et sur l’utilité de l’EPR au regard de ce ces éléments.

EDF étudie, suit et met à jour le profil environnemental de son kWh (http://service-public.edf.com/accueil-com-fr/edf-service-public/l-environnement/l-impact-environnemental-101012.html).

Par ailleurs, l’application du décret du 1er juillet 2004 relatif à la directive européenne 2003/54/CE du 26/06/03 fait obligation aux fournisseurs d’électricité d’indiquer à tous leurs clients la répartition entre les sources d’énergie utilisées pour la production de l’électricité ainsi que le contenu en CO2 par kWh fourni. Ces données sont publiées en ligne et reprises sur toutes les factures que nous émettons.

Pour déterminer le profil environnemental de la production du kWh, EDF réalise des études spécifiques et utilise la méthode d’évaluation environnementale ACV «Analyse de cycle de vie ».
Cette méthode repose sur l’inventaire des flux de matière et d’énergie pour l'ensemble des phases du cycle de vie du produit.
Pour le kWh, cette étude prend en compte la totalité du cycle de production, depuis l’extraction du minerai, la construction de la centrale, son exploitation, le traitement des déchets jusqu’à leur stockage définitif, et la déconstruction. Toutes les opérations susceptibles de produire des gaz à effet de serre sont comptabilisées.

Les résultats sont notamment exploités à travers l’indicateur EDF « effet de serre » (sur le site edf.com), qui présente le bilan effet de serre mensuel du kWh EDF (en g d’équivalent CO2).
Cette valeur intègre durant cette période l’ensemble du profil de consommation, dont les périodes de pointe.
Le site internet EDF publie également l’évolution de cet indicateur mensuel sur l’année en cours, et l’historique sur les années précédentes.

Sur la base du bilan de l’année 2009 :

Question

Quand il sagit d'investir dans le nucléaire, EDF dispose sans problème de milliards d'euros, quand il s'agit d'investir dans les énergies renouvelables ou l'efficacité energétique, EDF dispose tout au plus de quelques centaines de millions d'euros (dont la moitié voire plus pour faire de la pub),pourquoi un tel fossé et un tel manque de diversification énergétique de la part d'EDF ?

 Transmise à EDF le 6 mai 2010.

Réponse

Réponse le  28/05/2010

Votre question porte sur la diversification énergétique d’EDF.

L'investissement du projet Penly3, si celui-ci est confirmé à la fin du débat public, sera porté par EDF et ses partenaires. Cet investissement n’empêche pas EDF de pouvoir également investir dans les énergies renouvelables, et d’engager des actions de maîtrise de la demande d’énergie (MDE).

Le projet Penly 3 proposé par EDF et ses partenaires s’inscrit dans une stratégie globale qui utilise tous les leviers définis par la politique énergétique française : maîtrise de la demande d’énergie, développement des énergies renouvelables, modernisation du parc thermique à flamme, recours pérenne à l’énergie nucléaire. Ces leviers sont complémentaires.

Depuis 2007, les investissements cumulés d’EDF Energies nouvelles, filiale d’EDF qui porte les activités dans les énergies renouvelables hors hydraulique,  représentent 4,6 milliards d’euros principalement dans les filières éolienne, solaire photovoltaïque et la biomasse.

Premier producteur hydroélectrique européen, EDF a décidé en 2006 d’engager un programme de mise à niveau technique et de maintenance renforcée de ses installations  («Superhydro») pour un montant global de 560 millions d’euros sur la période de 2007 à 2011, afin de rénover certaines installations, de maintenir un niveau élevé de sûreté hydraulique et de préserver les performances techniques de son parc de production dans la durée.

Même si 95 % du potentiel hydraulique est actuellement exploité en France, EDF poursuit également le développement de son activité hydraulique, par la réalisation et l’étude de nouveaux projets.

EDF s’inscrit également  pleinement dans la politique de réduction de la consommation énergétique.

La MDE (maîtrise de la demande d’énergie) fait partie intégrante de la stratégie d’EDF (prix compétitifs, offres simples et souples, services et conseils innovants…).

Il s'agit pour EDF de :

ü      tenir ses engagements en faveur du développement durable en adaptant au mieux sa production d'énergie notamment pour réduire les émissions de gaz à effet de serre et participer à l’optimisation du système électrique ;

ü      répondre aux attentes de ses clients qui souhaitent réaliser des économies financières tout en participant à la nécessité collective de préserver l’environnement.

EDF développe toute une gamme de services auprès de ses clients pour apporter des solutions de performance énergétique. Celles-ci sont portées sous la marque Bleu Ciel. EDF a également mis en place un dispositif de promotion et d’animation du marché de l’efficacité énergétique, particulièrement pour la rénovation de l’habitat. 500 000 rénovations ont été entreprises dans les secteurs industriels, tertiaire et résidentiel. Elles concernent aussi bien le bâti (isolation) que les systèmes de chauffage quelle qu’en soit l’énergie. Un réseau de partenaires a été formé aux techniques les plus performantes de l’éco-efficacité énergétique.

EDF a atteint, et même dépassé, l'objectif de 30 TWh cumac [1]  au titre de la première période des certificats d’économies d’énergie (2006- 2009). La détermination des objectifs du Gouvernement pour la nouvelle période est en cours; l'effort pourrait être multiplié par trois environ.

Le succès des actions de maîtrise de la demande d’énergie nécessite des innovations techniques, et surtout,  plus délicate à obtenir, la modification des comportements et principalement des consommateurs d’énergie qui doivent décider d’investir et faire réaliser les travaux permettant de diminuer leur consommation. Pour le propriétaire-habitant, la décision est souvent difficile à prendre car l’investissement initial est coûteux et se trouve en concurrence avec d’autres postes de dépenses du ménage. Ce que vous appelez de la « pub » est primordial pour y arriver.

Vous pourrez trouver une présentation plus détaillée des développements d’EDF dans les énergies renouvelables, ainsi que de ses actions de maîtrise de la demande d’énergie (certificats d’économies d’énergie, éco-efficacité énergétique) au paragraphe 1.1 de la deuxième partie du dossier du maître d’ouvrage « Mieux comprendre les enjeux du nucléaire ».

[1] Cumac : TWh cumac ou TWh cumulés actualisés sont des TWh économisés durant la durée de vie conventionnelle fixée d’un équipement, corrigé d’un coefficient d’actualisation annuel de 4%. Ainsi, un congélateur de classe A+, permettant d’économiser 50 kWh par an pendant une durée de vie de 10 ans, se verra attribuer 420 kWh cumac.

Question

Pourquoi la maîtrise et les économies d'énergie ne concernent pas nos communes, où la débauche d'électricité brûlée (réverbères, vitrines de la mairie, ...) est flagrante ?

Transmise à EDF, ADEME, DGEC et à la Communauté de communes du Petit Caux le 6 mai 2010.

Réponse

Réponse le  22/05/2010

Réponse d'EDF :

Votre question porte sur la maîtrise et les économies d'énergie dans votre commune.
Pour cette question, nous vous proposons de saisir votre conseil municipal.
Etant donné que vous semblez sensible aux économies d'énergie, sachez que, EDF s'inscrit pleinement dans la politique de réduction de la consommation énergétique

EDF développe toute une gamme de services auprès de ses clients pour apporter des solutions de performance énergétique. Celles-ci sont portées sous la marque Bleu Ciel. EDF a également mis en place un dispositif de promotion et d'animation du marché de l'efficacité énergétique, particulièrement pour la rénovation de l'habitat. 500 000 rénovations ont été entreprises dans les secteurs industriels, tertiaire et résidentiel. Elles concernent aussi bien le bâti (isolation) que les systèmes de chauffage quelle qu'en soit l'énergie. Un réseau de partenaires a été formé aux techniques les plus performantes de l'éco-efficacité énergétique.

EDF a produit près de 30 TWh cumac [1]  au titre de la première période des certificats d'économies d'énergie (2006- 2009).

[1] Cumac : TWh cumac ou TWh cumulés actualisés sont des TWh économisés durant la durée de vie conventionnelle fixée d'un équipement, corrigé d'un coefficient d'actualisation annuel de 4 %. Ainsi, un congélateur de classe A+, permettant d'économiser 50 kWh par an pendant une durée de vie de 10 ans, se verra attribuer 420 kWh cumac.

Réponse de la Communauté de communes du Petit Caux :

Nous avons bien reçu votre demande quant à la "débauche d'électricité brûlée"

De nombreuses communes ont choisi de laisser l'éclairage public allumé toute la nuit pour répondre à la volonté des administrés. Le ressenti d'être en sécurité est demandé par la population. De plus les abris bus, reliés à l'éclairage public, restent allumés également toute la nuit, ce qui évite les rassemblements et les dégradations possibles.

Les décors de Noël sont un phénomène de mode relayé par de nombreux habitants où "la course au décor lumineux" est lancée. Une sensibilisation est amorcée. 

Commentaire de la CPDP : dès réception et validation des réponses complémentaires, elles seront mises en ligne

Question

Ce soir à Rouen était présent un représentant de la DGEC (Direction générale Energie et climat) : une question méritait de lui être posée... Puisque la procédure du débat public induit la possibilité pour le maître d'ouvrage de renoncer à son projet, la DGEC a-t-elle prévu ce cas de figure ? Quelles alternatives sont prévues par l'Etat si tant est que la production attendue de l'EPR soit réellement utile ?

Transmise à la DGEC le 11 mai 2010.

Réponse

Réponse le  28/05/2010

Réponse de la DGEC :
La programmation pluriannuelle des investissements (PPI) de production d'électricité 2009 souligne la nécessité de gérer les incertitudes pour garantir une électricité sûre, compétitive et peu émettrice de CO2.

A l'horizon 2020, les incertitudes concernent à la fois l'évolution et de la durée de vie du parc nucléaire actuel, le rythme de concrétisation des scénarios de rupture voulus par le Grenelle de l'environnement en termes de développement des énergies renouvelables ou d'économie d'énergie et le développement de nouveaux usages (tels que les véhicules électriques).

La PPI électricité 2009 en conclut qu'il est nécessaire de disposer des marges de manœuvre dans le but de garantir une sécurité de l'approvisionnement en électricité tout en préservant la capacité de prendre toute décision relative à la sûreté de l'exploitation de notre parc nucléaire. L'EPR de Penly est l'une de ces marges de manœuvre.

Ces marges de manœuvre, nécessaires pour la sécurité, permettent également de limiter le risque de hausse des prix due à un sous-dimensionnement des capacités de base du parc de production français ou européen et, si elles sont constitués de moyens de production non carbonés, contribuent à l'effort européen de réduction des émissions de CO2 par les exportations qui pourraient doubler à l'horizon 2020.

Un éventuel renoncement au projet induirait à l'inverse la disparition des marges de manœuvre et donc le risque de sous-dimensionnement des capacités de production. Il faudrait envisager un EPR sur un autre site, ou bien des capacités de production thermiques fossiles équivalentes.

Question

Pourriez vous expliciter la façon dont vous intégrez dans le prix de revient actuel du kW/h la gestion des déchets qui, du fait de certains composants, est à notre échelle humaine « infiniment longue ». La tendance à sous estimer les coûts d’une telle charge que nous laissons sans aucun complexe en héritage à des dizaines, centaines de milliers de générations humaines à venir après nous est bien connue. A-t-on à votre avis moralement ce droit ? Quelles compensations ont été « programmées ».. ? Ce coût enfin pris en considération ne ruine-t-il pas toute rentabilité de la production électrique nucléaire ?

Transmise à EDF et à la DGEC le 6 mai 2010.

Réponse

Réponse le  17/05/2010

Réponse d'EDF :

Votre question porte sur les coûts de gestion des déchets dans le coût du kWh nucléaire, et les moyens financiers pour prendre en charge cette gestion à long terme.

Ces coûts font partie intégrante du coût du kWh nucléaire.

EDF est responsable légalement et financièrement des déchets qu'il produit, et en assume l'entière responsabilité.

Sur le plan financier, EDF constitue, chaque année depuis le début de l'exploitation de ses centrales, des provisions pour la gestion à long terme de ces déchets radioactifs à vie longue. Ces provisions s'élevaient à 6,3 milliards d'euros au 31 décembre 2009, pour l'ensemble du parc nucléaire français.

Ces fonds dédiés et sécurisés, permettront de faire face aux coûts futurs, et sont la meilleure garantie pour les citoyens que les ventes d'électricité (donc le coût du kWh) permettent de financer ces futures charges.

Vous pourrez trouver des informations complémentaires sur les provisions dans le document de référence du groupe EDF téléchargeable à l'adresse suivante :

 http://medias.edf.com/publications/toutes-les-publications-41489.html, page 56.

Un contrôle est exercé, conformément à la loi du 28/06/2006 (article 20) et à son  décret d'application n°2007-243 du 23 février 2007 relatif à la sécurisation du financement des charges nucléaires (articles 12 à 16, concernant l'autorité administrative constituée par le ministre chargé de l'économie et le ministre chargé de l'énergie)

Le combustible, y compris son traitement et la gestion à long terme des déchets fait partie intégrante du coût de production nucléaire.

Selon la « Synthèse publique de l'étude des coûts de référence de la production électrique » du Ministère de l'Ecologie, de l'Energie, du Développement durable et de l'Aménagement du territoire, basée sur des hypothèses normatives, la part du stockage des déchets ne représente qu'une faible part (quelques %)  dans le coût de production d'un EPR.

Ce coût de gestion des déchets est donc bien pris en compte dans le coût du kWh et  ne remet pas en cause la rentabilité de ce moyen de production.

Commentaire CPDP : La réponse complémentaire de la DGEC est en attente.

Question

Bonjour, Seule la France a autant développé le recours au chauffage électrique, confortée par le développement de la filière nucléaire.
1 - Ne pensez-vous pas que c'est une aberration à l'heure des économies d'énergie ?
2 - Quels engagements EDF peut-il prendre pour que l'émergence de ce nouveau monstre nucléaire qu'est l'EPR ne coïncide pas avec une nouvelle flambée de la consommation électrique comme on a pu en connaître avec le développement des premières centrales ?

Transmise à EDF et à la DGEC le 3 mai 2010.

Réponse

Réponse le  09/06/2010

Réponse d'EDF :

Si le chauffage électrique s’est plus développé en France que dans d’autres pays, c’est parce que le prix de l’électricité y est moins élevé, rendant ainsi ce mode de chauffage compétitif.

Le chauffage électrique n’est pas une aberration. Lorsqu’il est bien utilisé, il permet  de se chauffer, en France,  à des coûts tout à fait compétitifs par rapport aux autres énergies et avec des émissions de gaz à effet de serre beaucoup plus basses que pour le gaz ou le fioul domestique. En se substituant au gaz ou au fioul domestique, il contribue également à la préservation des ressources en hydrocarbures (les minerais pour fabriquer du combustible nucléaire sont très  abondants et n’ont que comme seule application la production d’électricité, à l’inverse des combustibles fossiles).

Votre première question laisse penser que vous assimilez chauffage électrique et gaspillage. Si dans le passé des aménageurs ont proposé à la vente ou à la location des logements mal isolés avec des appareils de chauffage peu performants, la situation a radicalement changé.

Les nouvelles réglementations imposent des niveaux d’isolation élevés, quel que soit le mode de chauffage choisi, bannissant ainsi le gaspillage.

Pour ce qui concerne le chauffage électrique, nous vous signalons que la technologie des pompes à chaleur est à présent très performante et permet de restituer jusqu’à 3 kWh de chaleur pour 1 kWh d’électricité consommée, rendant ainsi le bilan énergétique et financier encore plus attractif.

Pour ce qui concerne votre seconde question, la politique énergétique nationale définie dans la loi programme d’orientation sur l’énergie de 2005 (POPE), ainsi que dans les lois Grenelle 1 et 2 et la programmation pluriannuelle des investissement (PPI) veillent à la cohérence entre les moyens de production  et l’utilisation qui en sera faite.

EDF, comme tous les autres énergéticiens français, est partie prenante des efforts en matière de maîtrise de la demande d’énergie impulsés par l’Etat. Cet engagement se traduit notamment par les certificats d’économie d’énergie  (EDF a produit 30 TWh cumac au titre de la première période ; cet objectif pourrait être plus que triplé pour la seconde période) et par la gamme de services relatifs à la performance énergétique portés par EDF sous la marque Bleu Ciel (cf. dossier du maître d’ouvrage pages 27, 79 et 80).

Enfin, nous vous rappelons que le projet Penly3, si celui ci est confirmé à l'issue du débat , ne représentera que 2,5 % de la consommation française d’électricité. 

Réponse de la DGEC :
Suite à la transmission au Parlement le 3 juin 2009 des programmations pluriannuelles des investissements (PPI) de production électrique et de production de chaleur, ainsi que du plan indicatif pluriannuel (PIP) dans le secteur du gaz, la France dispose de sa feuille de route énergétique. Celle-ci accorde la priorité aux actions d’économies d’énergie et permettra de faire décroître la consommation d’énergie finale, pour la première fois de façon durable, d'ici 2020.

Conformément à l’article 4 de la loi de programmation relatif à la mise en œuvre du Grenelle de l'environnement, la réglementation thermique 2012 (RT 2012) a pour objectif de limiter la consommation d’énergie primaire des bâtiments neufs à un maximum de 50 kWhEP/(m².an) en moyenne, tout en suscitant :
- une évolution technologique et industrielle significative pour toutes les filières du bâti et des équipements,
- un très bon niveau de qualité énergétique du bâti, indépendamment du choix de système énergétique,
- un équilibre technique et économique entre les énergies utilisées pour le chauffage et la production d’eau chaude sanitaire.

La RT2012 est avant tout une réglementation d’objectifs. Elle comporte :
− trois exigences de résultats : consommation d’énergie primaire, besoin bioclimatique, confort en été ;
− quelques exigences de moyens, limitées au strict nécessaire, pour refléter la volonté affirmée de faire pénétrer significativement une pratique : recours minimal aux ENR en maison individuelle, ou affichage des consommations par exemple.

Moyennant des efforts sur la qualité du bâti et sur le mode de production d’eau chaude sanitaire, tous les systèmes de chauffage permettent d’atteindre l’exigence de 50 kWhEP/m²/an, avec des coûts d'investissement comparables. Il n'y a donc pas lieu de privilégier dans la réglementation un mode de chauffage plutôt qu'un autre.

Question

Lors de la réunion du 27 avril à  Rouen, Mr FONTAINE a donné le coût des crédits d'impôt 2000-2009 et la démonstration se concluait par le peu d'impact sur la consommation d'énergie. Mr FONTAINE aurait dû soustraire tous les crédits d'impôts ayant pour but de remplacer les énergies fossiles et les aides pour isoler ou maîtriser la consommation vis-à-vis des énergies fossiles. Sinon, la conclusion en termes économiques est fausse.
Je souhaite une réponse faite en termes financiers.

Trasmise à la DGEC le 3 mai 2010.

Réponse

Réponse le  30/06/2010

Le crédit d'impôt sur le revenu pour dépenses d'équipement de l'habitation principale en faveur des économies d'énergie et du développement durable a pour vocation d'inciter les particuliers à investir dans des équipements permettant de maîtriser la demande en énergie et de développer les énergies renouvelables. Le crédit d'impôt est un des leviers majeurs pour l'atteinte des objectifs ambitieux fixés lors du Grenelle de l'environnement.

Le crédit d'impôt développement durable représentait en 2008 et 2009 une dépense budgétaire de 2,1 milliards d'euros et 2,7 milliards d'euros respectivement. Ce dispositif fait l’objet d’adaptations régulières afin de tenir compte de l’évolution des matériels mis sur le marché et d’encourager les ménages à installer les équipements disponibles les plus performants. La liste des équipements et des critères de performance qui sont exigés pour bénéficier de l’avantage fiscal fait donc l’objet de révisions périodiques afin que le crédit d’impôt soit toujours en adéquation avec les objectifs énergétiques poursuivis.

Question

J'aimerais avoir un tableau comparatif des bilans CO2 de la production d'électricité à partir du : nucléaire, du charbon, du solaire, de l'éolien, etc.

Transmise à EDF, à la DGEC et à l'ADEME le 3 mai 2010.

Réponse

Réponse le  17/05/2010

Réponse d'EDF :

Votre question porte sur les comparatifs des bilans CO2 des différents moyens de production d'électricité.

EDF a réalisé l'Analyse de cycle de vie (ACV), norme ISO 14040, de ses filières de production d'électricité (nucléaire, hydraulique, charbon, gaz, fioul).

Cette méthode d'évaluation environnementale repose sur l'inventaire des flux de matière et d'énergie pour l'ensemble des phases du cycle de vie du produit.

Nous vous présentons ci-dessous les résultats de ces études. L'unité de référence est le kWh délivré au réseau (sortie de centrale).

Ces études ACV ont été validées par un expert indépendant. Elles fournissent une information fiable et détaillée sur le bilan environnemental de chaque filière : consommations de matières premières et d'énergie, émissions de polluants, production de déchets. Les études sont actualisées chaque année.

Ces chiffres prennent en compte les émissions directes de gaz à effet de serre, exprimées en équivalent CO₂, pendant l'exploitation des centrales (combustion du charbon par exemple), mais aussi celles entraînées par les autres étapes du cycle de vie (construction et déconstruction des installations industrielles, fabrication et transport des combustibles, élimination des déchets, ...).

Les valeurs ACV présentées par EDF sur son site internet (http://service-public.edf.com/accueil-com-fr/edf-service-public/l-environnement/l-impact-environnemental-101012.html ), pour chacune des filières, sont les suivantes :

Source EDF : coefficients 2009 calculés sur les données filières 2007.

* Les valeurs retenues sont celles publiées par EcoInvent centre 2004 : ecoinvent data v1.1, final reports ecoinvent 2000, from www.ecoinvent.ch, Dübendorff, CH.

Ces résultats sont notamment exploités à travers l'indicateur EDF « effet de serre » (sur le site edf.com), qui présente le bilan effet de serre mensuel du kWh EDF (en g d'équivalent CO2).

Grâce aux commissions locales d'information (CLI) ou au portail Internet www.edf.com, le public a accès à toute l'information concernant l'impact environnemental de nos installations.
Par ailleurs, l'application du décret du 1er juillet 2004 relatif à la directive européenne 2003/54/CE du 26/06/03 fait obligation aux fournisseurs d'électricité d'indiquer à tous leurs clients la répartition entre les sources d'énergie utilisées pour la production de l'électricité ainsi que le contenu en CO2 par kWh fourni. Ces données sont publiées en ligne et reprises sur toutes les factures que nous émettons.

Réponse de la DGEC :

Commentaire de la CPDP : La réponse de l'ADEME est en attente.

Question

J'aimerais avoir un tableau comparatif des investissements sur 20 ans en euros effectués par EDF sur le nucléaire et sur les énergies renouvelables.

Transmise à EDF le 3 mai 2010.

Réponse

Réponse le  30/05/2010

Les détails des dépenses d’investissement réalisées par EDF sont des données confidentielles qui participent à l’établissement du coût de production des centrales. . Depuis l’ouverture du marché de l’électricité, EDF est devenu un fournisseur d’électricité comme les autres, dans un système concurrentiel  et veille à ne pas divulguer des informations qui pourraient avantager ses concurrents.

Nous pouvons cependant vous donner quelques indications sur les installations mises en service par EDF depuis 20 ans.

Dans les années 1990, les dépenses d'investissement d’EDF dans le nucléaire ont concerné les dernières unités de 1300 MW en cours de construction et les quatre unités 1450 MW de Chooz et de Civaux.

Penly 1, Cattenom 3 et Golfech 1 ont été mises en service en 1990, Cattenom 4 en 1991, Penly 2 en 1992, Golfech 2 en 1994, Chooz 1 en 1996, Civaux 1 et Chooz 2 en 1997 et Civaux 2 en 1999.

La réalisation de Flamanville 3, dont les travaux préparatoires de site ont débuté en 2006, a relancé les investissements dans le domaine du nucléaire. Le coût de cette nouvelle unité de production électronucléaire est estimé à 4 milliards d'euros.

Les dépenses d'investissement dans les énergies renouvelables pendant le début de la période considérée ont concerné très majoritairement la filière hydraulique. Les nouveaux équipements mis en service ont été : Sampolo en 1991 (39 MW), Saint-Égrève en 1991 (45 MW), l’aménagement du Buech en 1992 (12,5 MW) ; le barrage de Petit Saut en Guyane en 1994 (115 MW) ; quelques petites installations sur la Garonne et le Tarn (1996) et dans les Alpes (2002).

EDF a également participé à l’investissement et à la construction du barrage de Nam Theun au Laos (1075 MW) qui vient d’être mis en service. A noter également l’aménagement du Rizzanese de 55MW en Corse, dont la mise en service est prévue en 2012.

En 2005, la loi de Programme fixant les orientations de la politique énergétique (POPE) a marqué l’engagement de la France dans les nouvelles énergies renouvelables (éolien et photovoltaïque principalement). EDF y a répondu en créant sa filiale EDF Energies nouvelles (EDF-EN).  Depuis 2007, EDF EN a investi 4,6 milliards d’euros  essentiellement dans l'éolien et le solaire photovoltaïque, avec comme objectif de disposer fin 2012 de 4200 MW de capacité (dont 500 MWc de solaire photovoltaïque).

Question

Où est l'étude de l'Etat sur les économies d'énergie de 5 milliards d'euros qui pourraient être réalisées ?

Transmise à la DGEC et à l'ADEME le 3 mai 2010.

Réponse

Réponse le  30/06/2010

Réponse de la DGEC :

Suite à la transmission au Parlement le 3 juin 2009 des programmations pluriannuelles des investissements (PPI) de production électrique et de production de chaleur, ainsi que du plan indicatif pluriannuel (PIP) dans le secteur du gaz, la France dispose de sa feuille de route énergétique. Celle-ci accorde la priorité aux actions d’économies d’énergie et permettra de faire décroître la consommation d’énergie finale, pour la première fois de façon durable, d'ici 2020.

Le Grenelle de l'environnement a permis de fixer des objectifs ambitieux de MDE dans les secteurs résidentiel, tertiaire, agricoles et industriels et les mesures mises en place sont déjà nombreuses. Dans le secteur résidentiel-tertiaire, on peut notamment citer :
- la réglementation thermique « bâtiment existant » mise en place depuis 2007 et la future réglementation thermique des bâtiments neufs, la RT 2012, qui renforcera les exigences de l'actuelle RT 2005,
- la création du diagnostic de performance énergétique (DPE),
- les mesures financières à destination du secteur résidentiel : aides de l'agence nationale de l'habitat (ANAH), crédit d'impôt développement durable, éco-prêt à taux zéro et autres éco-prêts (éco-prêts liés au Livret Développement Durable, éco-prêt logement social), TVA à taux réduit sur les travaux de rénovation, partage des économies d'énergie réalisées entre le locataire et le propriétaire…

Concernant les montant alloués aux mesures de MDE, à titre d'exemple, le crédit d'impôt développement durable a représenté en 2008 et 2009 une dépense budgétaire de 2,1 milliards d'euros et 2,7 milliards d'euros respectivement. Ce dispositif a pour vocation d'inciter les particuliers à investir dans des équipements permettant de maîtriser la demande en énergie et de développer les énergies renouvelables et fait l’objet d’adaptations régulières afin de tenir compte de l’évolution des matériels mis sur le marché et d’encourager les ménages à installer les équipements disponibles les plus performants.

Commentaire de la CPDP :

La réponse de l'ADEME, en attente, sera mise en ligne, à réception.

Question

L'énergie nucléaire nous est présentée comme sûre et non émettrice de CO2. Pourquoi ne pas installer un EPR à Mantes-la-Jolie en lieu et place de la centrale polluante et quasiment à l'arrêt ? Tout est sur place : foncier, ligne THS, la Seine (pour le refroidissement). En plus, il serait au sein du bassin de consommation le plus gourmand en électricité, donc moins de transport.

Tranmise à EDF le 3 mai 2010.

Réponse

Réponse le  18/05/2010

Votre question porte sur l’opportunité d’un remplacement de la centrale thermique de Porcheville par un EPR.

Le site de Porcheville n’est pas disponible, EDF a déjà des centrales thermiques sur ce site qui fonctionnent et qui sont utiles pour répondre à la pointe de consommation.
Il n’est pas prévu de mettre davantage de moyens de production sur ce site ou de les remplacer par une nouvelle unité de  production électronucléaire de type EPR.
L’atout essentiel de ces centrales est leur flexibilité.

En effet, pour produire de l’électricité de manière industrielle, plusieurs moyens existent. En France, les centrales hydrauliques, nucléaires et thermiques à flamme assurent l’essentiel de la production.
Avec les énergies nucléaire, hydraulique, thermique à flamme et les autres énergies renouvelables, EDF exploite un parc de production d'électricité diversifié, complémentaire et performant, afin de répondre aux besoins de ses clients, dans toutes les périodes de consommation.

Les installations de production d’électricité n’ont pas toutes les mêmes caractéristiques pour répondre en temps réel à la variation de la consommation.
L’offre et la demande d’électricité doivent toujours être à l’équilibre. En France, EDF mobilise le nucléaire et l’hydraulique au fil de l’eau pour répondre à la demande de base ; pour le nucléaire les arrêts de tranche sont placés préférentiellement en été permettant également une augmentation de puissance disponible de 20 GW en hiver. Enfin, ce sont les centrales thermiques et l’hydraulique de barrage qui sont appelés pour couvrir les pointes de consommation ou pallier les aléas survenant sur les autres centrales.

L’objectif global est de combiner à chaque instant tous les moyens de production nécessaires pour garantir la sûreté du réseau de la manière la plus économique possible.
La PPI (programmation pluriannuelle des investissements)-électricité 2009 affirme la nécessité de maintenir un parc de production thermique classique minimal pour les besoins spécifiques du système électrique.

Question

Pourquoi pas de réelles études alternatives à l'EPR ?

Transmise à EDF et à la DGEC le 3 mai 2010.

Réponse

Réponse le  17/05/2010

Réponse d'EDF :

Votre question porte sur les études des alternatives au projet Penly3

Le projet Penly 3 proposé par EDF et ses partenaires s’inscrit dans une stratégie globale qui utilise tous les leviers définis par la politique énergétique française : maîtrise de la demande d’énergie, développement des énergies renouvelables, modernisation du parc thermique à flamme, recours pérenne à l’énergie nucléaire. Ces leviers sont complémentaires.

La robustesse de cette stratégie a été vérifiée  par EDF, en envisageant la possibilité d’autres combinaisons possibles sans Penly 3 :

-         Remplacer le projet par des nouveaux moyens de production utilisant  des énergies renouvelables

-         Remplacer le projet par des actions de maîtrise de la demande d’énergie

-         Faire le projet plus tard

-         Optimiser le parc de centrales nucléaires existant

-          Utiliser un autre moyen de production non nucléaire

Le dossier du maître d’ouvrage (§3.6), présente l’ensemble de ces alternatives, et explique pour chacune d’elle pourquoi elle n’a pas été retenue.

Réponse de la DGEC

A la suite du Grenelle de l'environnement, il était nécessaire de doter la France d'une nouvelle feuille de route énergétique. Le Ministre d'Etat, ministre de l'écologie, de l'énergie, du développement durable et de la mer a donc demandé, dès l'été 2008, à la Direction générale de l'énergie et du climat (DGEC) de mener sans délai un exercice de programmation des investissements de production et d'approvisionnement en énergie de la France à l'horizon 2020. Pour mener ces travaux, l'ensemble des parties prenantes ont été conviés au format Grenelle à cinq : les industriels, les associations, les syndicats, les collectivités et les représentants de l'Etat.

Cet exercice s'est conclu le 3 juin 2009 par la transmission au Parlement, des programmations pluriannuelles des investissements (PPI) de production électrique et de production de chaleur, ainsi que du plan indicatif pluriannuel (PIP) dans le secteur du gaz. Avec ces trois documents, la France dispose d'un programme d'infrastructures énergétiques qui accorde la priorité aux actions d’économies d’énergie et comprend un vaste programme d'équipement en énergies non carbonées. A ce titre, la PPI électricité intègre la possibilité de mise en service d'un second EPR à Penly à  l'horizon 2017.

Commentaire de la CPDP :

Par ailleurs une expertise complémentaire sur les politiques alternatives a été confiée au cabinet indépendant "Energies demain" et financée par la Commission nationale du débat public. Ses résultats sont accessibles :

http://www.debatpublic-penly3.org/documents/expertise-complementaire.html

Question

Quand l'Etat laissera plus de liberté aux citoyens dans la production de leur énergie (localisation de la production, fin des lignes électriques, impact environnemental et social réduit) ?

Transmise à la DGEC le 3 mai 2010.

Réponse

Réponse le  19/07/2010

Réponse de la DGEC :

Dans le cadre libéralisé du secteur de l'énergie, la programmation pluriannuelle des investissements (PPI) de production d'électricité fixe des objectifs de développement du parc de production à moyen terme mais ne se prononce pas sur les conditions (maître d'ouvrage, localisation, dimensionnement, spécifications techniques) de réalisation de ces investissements. Il appartient aux entreprises de réaliser leurs propres simulations et d’en tirer, en ce qui les concerne, les conclusions appropriées.

De plus, les consommateurs ont d'ores et déjà la possibilité de produire de l'énergie notamment à partir de solaire photovoltaïque, d'éolien ou d'hydraulique. Toutefois les lignes électriques restent indispensables pour assurer la sécurité d'approvisionnement électrique à l'échelle nationale.

Question

Un sondage réalisé par l'Union européenne le 29 avril montre que :

- 82 % des Français ne sont pas favorables à une augmentation de la part du nucléaire dans la production d'électricité

- 53 % des Français jugent que les risques posés par le nucléaire sont plus importants que ses avantages http://ec.europa.eu/energy/nuclear/safety/safety_en.htm

Pourquoi n'écoute-t-on pas l'opinion publique ? Après, les politiques s'étonnent que les Français désertent les urnes et certains débats publics.

Transmise à la DGEC le 4 mai 2010.

Réponse

Réponse le  19/07/2010

Réponse de la DGEC :

Selon les estimations réalisées lors des travaux de révision de la programmation pluriannuelle des investissements (PPI) de production d'électricité, la part du nucléaire dans la production d'électricité française ne devrait pas croître à l'horizon 2020, du fait de la forte croissance d'électricité produite à partir d'énergies renouvelables.

Comme il est indiqué à la page 82 de la PPI électricité 2009, il est estimé que la part de production d'électricité renouvelable atteindra 23 à 29 % à l'horizon 2020. Par conséquent, la part de production d'électricité non renouvelable (somme des parts du parc thermique classique d'une part et du parc nucléaire d'autre part) ne dépassera pas 71 % à 77 %. Pour mémoire, la part de production d'électricité à partir de nucléaire de 77 % en 2007 et de 76 % en 2008.

Question

La réponse apportée par EDF à la question 35 montre que nous sommes totalement dépendants de pays tiers pour notre approvisionnement en uranium et que le nucléaire ne nous rend plus aujourd'hui indépendants énergétiquement mais complètement dépendants de sources d'approvisionnement extérieures et de pays parfois instables comme le Niger. Au lieu de renforcer notre politique nucléaire, est-ce qu'il ne serait pas urgent d'essayer de renforcer notre indépendance énergétique en investissant dans des sources d'énergies locales et renouvelables (géothermie, méthanisation, éolien, solaire, biomasse...) ?

Transmise à EDF et à la DGEC le 4 mai 2010.

Réponse

Réponse le  15/06/2010

Réponse EDF :

Vous demandez s’il ne serait pas nécessaire d’investir dans les énergies  « locales » et renouvelables pour renforcer notre indépendance énergétique.

Le projet Penly 3 proposé par EDF et ses partenaires s’inscrit dans une stratégie globale qui utilise tous les leviers définis par la politique énergétique française : maîtrise de la demande d’énergie, développement des énergies renouvelables, modernisation du parc thermique à flamme, recours pérenne à l’énergie nucléaire. Ces leviers sont complémentaires.

Les objectifs définis par le Grenelle de l’environnement en matière de maîtrise de la demande d’énergie et de développement des énergies renouvelables sont considérés comme très ambitieux. En d’autres termes, ils correspondent au maximum de ce que les Pouvoirs publics pensent pouvoir être réalisés dans les années à venir. Les travaux menés dans le cadre de la  programmation pluriannuelle des investissements ont conclu qu’en complément de ces actions de maîtrise de la demande en énergie et  de développement des énergies renouvelables de nouveaux moyens de production d’électricité, dont Penly 3, étaient nécessaires.

L'investissement du projet Penly3, si celui-ci est confirmé à la fin du débat public, n’empêche pas EDF de pouvoir également investir dans les énergies renouvelables, et d’engager des actions de Maîtrise de la demande d’énergie (MDE).

Depuis 2007, les investissements cumulés d’EDF Energies Nouvelles, filiale d’EDF qui porte les activités dans les énergies renouvelables hors hydraulique,  représentent 4,6 milliards d’euros principalement dans les filières éolienne, solaire photovoltaïque et la biomasse.

Premier producteur hydroélectrique européen, EDF a décidé en 2006 d’engager un programme de mise à niveau technique et de maintenance renforcée de ses installations  («  Superhydro ») pour un montant global de 560 millions d’euros sur la période de 2007 à 2011, afin de rénover certaines installations, de maintenir un niveau élevé de sûreté hydraulique et de préserver les performances techniques de son parc de production dans la durée.

Même si 95 % du potentiel hydraulique est actuellement exploité en France, EDF poursuit également le développement de son activité hydraulique, par la réalisation et l’étude de nouveaux projets.

EDF s’inscrit également  pleinement dans la politique de réduction de la consommation énergétique. La MDE (maîtrise de la demande d’énergie) fait partie intégrante de la stratégie d’EDF (prix compétitifs, offres simples et souples, services et conseils innovants…).

Il s'agit pour EDF de :

ü      tenir ses engagements en faveur du développement durable en adaptant au mieux sa production d'énergie notamment pour réduire les émissions de gaz à effet de serre et participer à l’optimisation du système électrique ;

ü      répondre aux attentes de ses clients qui souhaitent réaliser des économies financières tout en participant à la nécessité collective de préserver l’environnement.

EDF développe toute une gamme de services auprès de ses clients pour apporter des solutions de performance énergétique. Celles-ci sont portées sous la marque Bleu Ciel. EDF a également mis en place un dispositif de promotion et d’animation du marché de l’efficacité énergétique, particulièrement pour la rénovation de l’habitat. 500 000 rénovations ont été entreprises dans les secteurs industriels, tertiaire et résidentiel. Elles concernent aussi bien le bâti (isolation) que les systèmes de chauffage quelle qu’en soit l’énergie. Un réseau de partenaires a été formé aux techniques les plus performantes de l’éco-efficacité énergétique.

EDF a atteint, et même dépassé, l'objectif de 30 TWh cumac [1]  au titre de la première période des certificats d’économies d’énergie (2006- 2009). La détermination des objectifs du Gouvernement pour la nouvelle période est en cours; l'effort pourrait être multiplié par trois environ.

Concernant le nucléaire , la sécurisation des approvisionnements en combustible est  une préoccupation permanente d’EDF.

Les stocks d’uranium représentent plusieurs années de consommation et  l’approvisionnement est diversifié.

En effet, les ressources d’uranium existent en quantité suffisante, la couverture des besoins mondiaux serait assurée au moins jusqu’à la fin du siècle ; et sont relativement bien réparties sur les 6 continents. Les réserves les plus importantes étant situées en Australie, en Asie Centrale, en Afrique et au Canada.

Ressources identifiées  d’uranium à un coût d’extraction inférieur à 130 $ le kilo  (source Red book OCDE/AIEA 2008)

Depuis 2004, EDF met en oeuvre une politique de diversification de ses fournisseurs permettant de renforcer les approvisionnements en provenance des zones géographiques à fort potentiel (en particulier l’Australie, le Kazakhstan et le Canada).

La politique de sécurité des approvisionnements d’EDF en combustible nucléaire repose sur la mise en œuvre conjuguée des leviers suivants :

ü      un processus d’analyse et de mise sous contrôle des risques de rupture d’approvisionnement en combustible à travers des revues stratégiques périodiques des risques et du niveau de sécurité des approvisionnements,  d’une analyse approfondie des marchés de l’amont du cycle et des outils industriels des fournisseurs,

ü      la constitution de stocks de matières à chaque étape de l’amont du cycle, destinés à couvrir les aléas pouvant affecter les approvisionnements (risques techniques, sociaux, logistiques, etc.),

ü      un portefeuille diversifié de contrats à long terme sur chaque composante des matières et services de l’amont du cycle permettant de diluer les différents types de risques (risques pays, risques techniques…).

ü      des flexibilités contractuelles (options quantitatives et temporelles, quantités minimales et maximales, clauses de livraison à délais réduit, etc.)

ü       une politique de cycle fermé, fondée sur le recyclage de l’uranium et du plutonium à l’issue du traitement du combustible usé, ce qui économise environ 17% d’uranium naturel.

Par ailleurs, à la différence des autres combustibles, utilisés directement ou avec très peu de transformations, l’uranium ne représente que 5% du coût du kWh. Cette caractéristique permettra l’exploitation future de gisements qui ont des coûts d’extraction supérieurs à ceux d’aujourd’hui, sans remettre en cause la compétitivité du nucléaire.

Au-delà de 2040, la commercialisation des nouveaux réacteurs nucléaires, dits de génération 4, pourrait progressivement diviser la consommation d’uranium naturel d’au moins un facteur 50 et augmenter d’autant la durée des réserves disponibles.

[1] Cumac : TWh cumac ou TWh cumulés actualisés sont des TWh économisés durant la durée de vie conventionnelle fixée d’un équipement, corrigé d’un coefficient d’actualisation annuel de 4%. Ainsi, un congélateur de classe A+, permettant d’économiser 50 kWh par an pendant une durée de vie de 10 ans, se verra attribuer 420 kWh cumac.

Réponse de la DGEC :

Avant le Grenelle de l'Environnement, les orientations de la politique énergétique française avaient été votées par la loi de programme du 13 juillet 2005 dite loi POPE (loi de Programme fixant les orientations de la politique énergétique française). Cette loi avait été précédée par un débat national sur les énergies en 2003, par la diffusion d'un livre blanc sur les énergies reprenant largement les propositions du débat national, et par un débat parlementaire sur les enjeux de la politique énergétique nationale mené à l’Assemblée nationale et au Sénat en 2004.

Cette loi identifie quatre objectifs pour la politique énergétique française, à savoir :
- garantir l’indépendance énergétique nationale et la sécurité d’approvisionnement ;
- préserver l’environnement et renforcer la lutte contre l’effet de serre ;
- garantir un prix compétitif de l’énergie ;
- garantir la cohésion sociale et territoriale en assurant l’accès de tous à l’énergie.
L'objectif d'indépendance énergétique nationale et de sécurité d’approvisionnement est donc inscrit dans la loi.

La programmation pluriannuelle des investissements (PPI) de production électrique a permis de décliner les objectifs de la politique en termes de développement du parc de production électrique à l'horizon 2020 en s'inscrivant dans la droite ligne du Grenelle de l'environnement et de l'adoption du paquet européen énergie-climat en décembre 2008.

La PPI électricité 2009 contribue à la mise en œuvre de cette transition énergétique par un vaste plan d'équipement en énergies non carbonées qui comprend le développement massif des énergies renouvelables. Ainsi, la PPI retient pour l'horizon 2020 des objectifs de développement de :
- 25 000 MW d’éolien répartis entre 19 000 MW à terre et 6 000 MW en mer ;
- 5 400 MW de solaire ;
- 2 300 MW de biomasse ;
- 3 TWh/an et 3 000 MW de capacité de pointe pour l'hydraulique.

Pour permettre d'atteindre ces potentiels, un plan de développement des énergies renouvelables a été annoncé par le Ministre d'Etat, ministre de l'écologie, de l'énergie, du développement durable et de la mer le 17 novembre 2008. Les schémas régionaux de l'air, du climat et de l'énergie permettront de faire émerger, au niveau des territoires, les potentiels et les voies de développement des énergies renouvelables. 

Question

Dans la vidéo sur les hydroliennes présentée lors du débat de Rouen, EDF déclare que l'énergie hydrolienne est une énergie sure, inépuisable et complètement prévisible. Autrement dit, l'idéal. On peut aussi entendre qu'il y a un potentiel théorique de 3000Mw soit 3 réacteurs nucléaires entre la Bretagne et le Cotentin. Or, un des intervenants à la tribune nous déclare qu'un projet d'hydrolienne ne verra pas le jour avant 2011 et qu'il s'agit d'un gisement théorique, que ces chiffres sont à relativiser.

Questions : Si ces chiffres officiels émanant d'un document EDF sont à relativiser, pourquoi devrait-on davantage croire ceux concernant l'EPR ?

Un des arguments du choix de Penly, est la présence de courants marins forts pour refroidir le futur réacteur. Ne serait-il pas plus judicieux de placer des hydroliennes dont le rendement est certainement supérieur à 30%, le coût absolu moindre et le retour sur investissement immédiat, dès lors qu'elles tournent et produisent de l'énergie électrique, les lignes à hautes tension étant déjà installées ? Merci de répondre avant la fin des débats publics en juillet...

Transmise à EDF le 11 mai 2010.

Réponse

Réponse le  11/05/2010

Votre question porte sur l’installation d’hydroliennes entre la Bretagne et le Cotentin en alternative à Penly3.

Les énergies marines sont effectivement des énergies que EDF connaît depuis très longtemps, puisque EDF a construit et exploite l’usine marémotrice de la Rance depuis bientôt 50 ans, usine qui produit de l’électricité à partir de l’énergie des marées.
Il y a également de l’énergie dans les courants marins.
La difficulté est que la façon de transformer l’énergie des courants marins en énergie électrique n’est pas encore mature; beaucoup de développements ont été faits dans des centres de recherche, puis des partenariats ont été noués avec des constructeurs de machines. EDF s’engage maintenant dans une expérimentation et l’installation en vraie grandeur d’une hydrolienne.  Le chantier débutera en 2011, après que les études d’impact auront été réalisées et acceptées.

Cette opération pilote permettra de faire la démonstration de la faisabilité de la transformation d’énergie des courants marins en énergie électrique.

Le chiffre cité à la fin du film est ce qu’on appelle le « gisement » ; EDF a fait une évaluation, avec un certain nombre de services d’État et de spécialistes (entreprises et bureaux d’études), des possibilités maximales de transformation de cette énergie marine en électricité. Bien sûr, au bout du compte, un gisement n’est jamais ce qui est réellement transformé : il faut encore passer de la théorie à la pratique, tenir compte des contraintes environnementales existant sur les zones potentielles, des conditions économiques et des capacités industrielles. D’ailleurs, dans le Grenelle de l’environnement, ce n’est pas 3 000 mégawatts qui ont été pris à l’horizon 2020, mais bien moins que cela. Ceci n’enlève rien à l’intérêt qu’EDF porte à cette technologie ; et au final, la stratégie d’EDF ne consiste pas à opposer les énergies renouvelables, le nucléaire et la maîtrise de la demande d’énergie; nous comptons sur ces trois leviers complémentaires. Et, le projet Penly 3 proposé par EDF et ses partenaires s’inscrit dans une démarche globale qui utilise tous les leviers définis par la politique énergétique française.

Question

- Dans les documents présentés par EDF, le combustible «uranium » est considéré comme une matière première obtenue en France sous le prétexte que 95% de la valeur ajoutée est effectivement « créée » en France dans les installations d'enrichissement. A partir cet artifice législatif, l'État français et les producteurs d'énergie électrique issue du nucléaire, les groupes EDF et GDF-Suez proclament l'indépendance énergétique de cette filière.

- Cette manipulation légale qui oublie les 5 % vitaux de matière primaire et fossile qui est le « yellowcake » (concentré d'uranium), donc non renouvelable est indigne de notre démocratie.

- Ma question s'adresse : a) au Gouvernement b) à l'Assemblée Nationale c) au Sénat d) aux responsables du groupe EDF e) aux responsables du groupe GDF Suez f) aux responsables du groupe Areva. N'avez vous aucune honte de tromper ainsi les gens ?

Transmise à la DGEC, EDF, GDF SUEZ et à Areva le 11 mai 2010.

Réponse

Réponse le  15/06/2010

Réponse établie en commun par EDF et GDF Suez :

Voici ce que nous avons écrit dans le dossier du maître d’ouvrage, page 15, dans l’encadré « Le nucléaire et l’indépendance énergétique » :

« L’indépendance énergétique d’un pays est sa capacité à satisfaire ses besoins d’énergie en maîtrisant les sources de production, les canaux d’approvisionnement et les techniques de valorisation des différentes formes d’énergie.
Le taux d’indépendance énergétique correspond au rapport entre l’énergie produite par un pays et l’énergie consommée dans le pays.
La façon de déterminer l’indépendance énergétique est définie par l’Union Européenne ».

La définition que nous avons donnée de l’indépendance énergétique a été simplifiée pour une meilleure compréhension. La définition précise est donnée dans le site Internet du Service de l’observation et des statistiques (SOeS) du MEEDDM (http://www.statistiques.equipement.gouv.fr/rubrique.php3?id_rubrique=537)

« Taux d’indépendance énergétique :
Le taux d’indépendance énergétique est le ratio de la production primaire nationale à la consommation primaire nationale. Il exprime donc dans quelle mesure le pays subvient à ses besoins.

Consommation d’énergie primaire :
Quantité d’énergie primaire disponible pour notre consommation. Elle est égale à notre production primaire + le solde de nos échanges (imports - exports) + la variation des stocks. Le terme de disponibilités est aussi utilisé dans les bilans. La consommation primaire se décompose en consommation interne de la branche énergie et en consommation finale totale. Cette dernière se décompose, elle-même, en consommation finale énergétique et en consommation non énergétique.

Électricité primaire :
Électricité tirée de la nature directement sous forme d’électricité, et non par transformation d’une autre énergie. Comprend l’électricité hydraulique, éolienne, photovoltaïque, géothermique à haute température et nucléaire ».

L’électricité d’origine nucléaire participe donc bien à l’indépendance énergétique nationale.

Au-delà de la définition formelle de l’indépendance énergétique, la sécurisation des approvisionnements en combustible nucléaire est  une préoccupation permanente d’EDF.

Les ressources d’uranium existent en quantité suffisante, la couverture des besoins mondiaux serait assurée au moins jusqu’à la fin du siècle ; elles sont relativement bien réparties sur les 6 continents. Les réserves les plus importantes étant situées en Australie, en Asie Centrale, en Afrique et au Canada.

Depuis 2004, EDF met en oeuvre une politique de diversification de ses fournisseurs permettant de renforcer les approvisionnements en provenance des zones géographiques à fort potentiel (en particulier l’Australie, le Kazakhstan et le Canada).

La politique de sécurité des approvisionnements d’EDF en combustible nucléaire repose sur la mise en œuvre conjuguée des leviers suivants :
- un processus d’analyse et de mise sous contrôle des risques de rupture d’approvisionnement en combustible à travers des revues stratégiques périodiques des risques et du niveau de sécurité des approvisionnements,  d’une analyse approfondie des marchés de l’amont du cycle et des outils industriels des fournisseurs,
- la constitution de stocks de matières à chaque étape de l’amont du cycle, destinés à couvrir les aléas pouvant affecter les approvisionnements (risques techniques, sociaux, logistiques, etc.),
- un portefeuille diversifié de contrats à long terme sur chaque composante des matières et services de l’amont du cycle permettant de diluer les différents types de risques (risques pays, risques techniques…).
- des flexibilités contractuelles (options quantitatives et temporelles, quantités minimales et maximales, clauses de livraison à délais réduit, etc.)
- une politique de cycle fermé, fondée sur le recyclage de l’uranium et du plutonium à l’issue du traitement du combustible usé, ce qui économise environ 17% d’uranium naturel.

Réponse de la DGEC :

La France ne produit plus d’uranium naturel depuis la fermeture de la dernière mine française sur le site de Jouac en 2001. EDF est donc dans l’obligation de s’approvisionner sur le marché extérieur. Toutefois, l’approvisionnement en uranium ne représente pas une difficulté dans la mesure où l’électricien a engagé une politique de diversification de ses  approvisionnements et de contractualisation sur le long terme. Ainsi, dès la fin 2006, EDF avait couvert à 100 % ses contrats d’approvisionnement jusqu’en 2018. La sécurité d’approvisionnement de notre pays est donc assurée. En parallèle, le groupe Areva, en tant qu’opérateur minier et principal fournisseur d’EDF, a développé une stratégie ambitieuse qui devrait lui permettre de détenir à terme 25 % des parts du marché mondial sur les ventes d’uranium. Le groupe détient par ailleurs des participations dans plusieurs mines d’uranium, réparties sur plusieurs continents, qui lui ont permis de devenir en 2009 le premier opérateur mondial avec une production de 8600 tonnes. Enfin, il convient de mentionner que, dans la chaîne de fabrication du combustible nucléaire, l’uranium naturel ne représente effectivement qu’une faible part de la valeur du combustible (5 % environ ; le coût du combustible représentant lui-même moins de 15 % du coût de production d’électricité), la part principale revenant aux activités de conversion, d’enrichissement et d’assemblage du combustible.  En tout  de cause, la France n’est pas dépendante d’un nombre limité de pays pour son approvisionnement comme c’est le cas pour le pétrole, remettant en cause son indépendance. De même, le fer utilisé dans la construction notamment de centrale nucléaire ou d’éolienne, n’est pas produit en France, mais dans un nombre suffisamment important de pays pour ne pas porter atteinte à l’indépendance de la France.  

Commentaire de la CPDP :
La réponse d'Areva sera mise en ligne à réception.

Question

- Le zirconium (élément chimique, de symbole Zr et de numéro atomique 40). est une matière première indispensable à la construction d'un réacteur électro-nucléaire. Ce métal n'est pas extrait en France, il est donc importé à 100 %. - l'État français et les producteurs d'énergie électrique issue du nucléaire proclament l'indépendance énergétique de cette filière.

- Ma question s'adresse : a) au Gouvernement b) aux responsables du groupe EDF c) aux responsables du groupe GDF Suez d) aux responsables du groupe Areva - Qu'en est-il de la politique d'indépendance énergétique de la France quand toute une filière dépend ainsi d'une matière introuvable en France?

Transmise à la DGEC, à EDF et à Areva le 11 mai 2010.

Réponse

Réponse le  02/06/2010

Réponse d'Areva :

Le Zirconium est le 20ème élément chimique (noté Zr) par ordre d'abondance contenu dans l'écorce terrestre, il n'est donc pas un élément rare. Les deux principaux minerais sont le zircon et la baddeleyite, forme naturelle de l'oxyde de zirconium.

Le zirconium métallique est produit à partir de sable de zircon, appelé silicate de zirconium (ZrSiO4), dont les principaux pays producteurs sont l'Australie, l'Afrique du sud, et les Etats-Unis. Il est présent également au Brésil, en Chine, en Inde, en Indonésie et en Ukraine. On trouve la baddeleyite principalement en Russie. La production mondiale annuelle de sable de zircon est de l'ordre de 1 à 1,4 million de tonnes dont la part utilisée pour la production mondiale de zirconium nucléaire est inférieure à 3%. Les réserves connues et exploitables sont de près de 70 millions de tonnes.

La production française de Zr métal est assurée par CEZUS, filiale du groupe Areva. Le besoin annuel de CEZUS en sable de zircon est de 5 000 tonnes environ, soit moins de 0,5% du marché mondial.

Une autre source possible d'approvisionnement en matière première est constituée par l'oxyde de zirconium (ou zircone) produit par différents fournisseurs internationaux. Les producteurs de zircone sont répartis sur l'ensemble de la planète, les principaux se situant en Chine, Australie, Afrique du Sud et Etats-Unis. La zircone est produite industriellement à partir du zircon sous une forme dite zircone fondue et la production mondiale représente environ 10 % des usages du zircon.

La production française de Zr n'est donc pas en situation de dépendance géographique ou politique d'un seul fournisseur de matière première.

Réponse d'EDF :
Votre question porte sur l’indépendance énergétique de la France avec la filière nucléaire, au regard des ressources en Zirconium qui lui sont nécessaires.

Le zirconium est un métal très abondant.
Le zircon, principal minerai de zirconium, est principalement utilisé dans la fonderie, les réfractaires, les verres ou les céramiques (qui absorbent la moitié de la production mondiale).
Pour ce qui concerne l’industrie nucléaire, le zirconium est en particulier utilisé pour fabriquer la gaine des assemblages combustible des réacteurs à eau pressurisée.
Les canaux d’approvisionnement en Zirconium sont maîtrisés et ne remettent pas en cause l’indépendance énergétique du pays pour la filière nucléaire. En effet :
- d’une part, l’extraction de zircon est géographiquement diversifiée. Les producteurs miniers principaux de zircon sont l’Afrique du Sud, l’Australie et les Etats-Unis,
- et d’autre part, la part de la production mondiale de zirconium destinée à l'industrie nucléaire est inférieure à 3%.

Afin de sécuriser les approvisionnements, EDF a mis en place avec ses fournisseurs (Areva et Westinghouse) un processus d’analyse et de mise sous contrôle des risques de rupture d’approvisionnement en zirconium. Ainsi EDF demande à ses fournisseurs de tenir de manière régulière des revues stratégiques permettant d'identifier les risques principaux (principalement liés aux capacités des usines de transformation) et de quantifier le niveau de sécurité des approvisionnements.

Le zirconium est utilisé dans l’industrie nucléaire pour fabriquer la gaine des crayons de combustibles qui seront introduits dans les réacteurs nucléaires. Le zirconium est apprécié pour ses propriétés physico-chimiques (notamment pour sa résistance à la corrosion et à l’irradiation). Ce métal est trois fois plus abondant que le cuivre dans la croûte terrestre et sa production est actuellement bien répartie dans le monde (Australie, Afrique du sud, Chine, Inde, Ukraine, Brésil, USA). Toutefois, le marché du zirconium a subi comme de nombreux métaux des tensions ces dernières années. Les fabricants de combustible nucléaire –dont Areva– cherchent à sécuriser leur approvisionnement par la recherche de nouveaux fournisseurs et l’extension de la durée des contrats. Ces actions ont permis de stabiliser le prix du zirconium.

En tout  de cause, la France n’est pas dépendante d’un nombre limité de pays pour son approvisionnement comme c’est le cas pour le pétrole, remettant en cause son indépendance. De même, le fer utilisé dans la construction notamment de centrale nucléaire ou d’éolienne, n’est pas produit en France, mais dans un nombre suffisamment important de pays pour ne pas porter atteinte à l’indépendance de la France.

Question

Incompatibilité entre économie d'énergie et rentabilité ? En ce qui concerne les investissements sur les économies d'énergies, est-ce que EDF aurait intérêt à y investir par exemple un financement équivalent à celui de ce 2ème EPR, sachant que par la suite ces économies d'énergie électriques ne lui rapportent en conséquence rien : moins de montants à facturer aux clients ?

Transmise à EDF le 18 mai 2010.

Réponse

Réponse le  27/05/2010

Réponse d'EDF :

Votre question porte sur l’intérêt pour un producteur d’électricité comme EDF de promouvoir des actions de Maîtrise de la demande d’énergie (MDE), et de la MDE en alternative au projet Penly3.

La MDE (maîtrise de la demande d’énergie) fait partie intégrante de la stratégie d’EDF (prix compétitifs, offres simples et souples, services et conseils innovants…).

EDF mène des actions en matière de maîtrise de la demande d’énergie de longue date afin de contribuer à la préservation des ressources énergétiques. Aujourd’hui, ces actions répondent également à une attente forte de nos clients qui souhaitent adapter au plus juste leur consommation d’énergie à leurs usages pour préserver leur pouvoir d’achat et contribuer à leur niveau à la réduction de la demande énergétique globale. Par exemple, EDF mène auprès de ses clients des actions d’accompagnement de la rénovation énergétique de leurs domiciles ou de conseil en matière de gestion du confort. Celles-ci sont portées sous la marque Bleu Ciel. En amont, EDF initie également des actions de recherche et développement afin de concevoir avec les fabricants des matériels ou matériaux intégrant les technologies les plus efficaces et les promouvoir ensuite auprès des clients.   

Par ailleurs, cette gestion active de la demande, en interaction avec le client,  permet une meilleure optimisation  de l’outil de production. aussi bien économique qu’environnementale. 

En effet, au-delà de la participation à l’effort collectif pour la sobriété et l’efficacité énergétique, les producteurs d’électricité trouvent leur intérêt à promouvoir des actions de maîtrise de la demande d’énergie, par exemple :

ü      l’isolation des logements, première source d’économies d’énergie, permet d’économiser de l’électricité pendant l’hiver et contribue ainsi à rendre la consommation plus constante au cours de l’année,

ü      beaucoup d’actions d’éco-efficacité se réalisent par substitution de combustibles fossiles au bénéfice de l’électricité. Le remplacement d’une chaudière à fioul par une pompe à chaleur permet, d’une part, la diminution de la consommation globale d’énergie car la pompe à chaleur est plus efficace que la chaudière au fioul, mais également le remplacement du fioul par de l’électricité. La collectivité y gagne également puisque la consommation globale d’énergie et les émissions de CO₂ diminuent.

En outre, depuis 2006, le mécanisme des « Certificats d’économie d’énergie », qui impose aux énergéticiens présents sur le marché français des objectifs d’économies d’énergie, donne une valeur économique aux actions.

Le Gouvernement, à travers la loi n°2005-781 du 13 juillet 2005 de programme fixant les orientations de la politique énergétique,  fixe le rythme annuel de baisse de l’intensité énergétique (rapport entre la consommation d’énergie et le produit intérieur brut) finale à 2 % d’ici 2015 et à 2,5 % d’ici 2030.

EDF a atteint l’objectif de 30 TWh cumac [1]  au titre de la première période des certificats d’économies d’énergie (2006- 2009). La détermination des objectifs du Gouvernement pour la nouvelle période est en cours, l'effort pourrait être multiplié par trois environ.

Le succès des actions de maîtrise de la demande d’énergie nécessite également des innovations techniques, et surtout,  plus délicate à obtenir, la modification des comportements et la mobilisation conjointe de quatre catégories de parties prenantes :

ü      principalement les consommateurs d’énergie qui doivent décider d’investir et faire réaliser les travaux permettant de diminuer leur consommation. Pour le propriétaire-habitant, la décision est souvent difficile à prendre car l’investissement initial est coûteux et se trouve en concurrence avec d’autres postes de dépenses du ménage. Pour le propriétaire-bailleur qui ne supporte pas la facture d’énergie, le retour d’investissement, via le loyer est plus incertain,

ü      l’Etat et les collectivités, au travers des subventions qu’ils accordent ; à titre d’exemple la mise en place d’un « éco-prêt à taux zéro » pour encourager la rénovation lourde des logements, une amélioration du crédit d’impôt « développement durable » afin d’accélérer les rénovations thermiques légères et un soutien spécifique aux ménages acquérant des logements dont la performance énergétique est meilleure que celle prévue par la réglementation,

ü      les filières professionnelles qui doivent augmenter leur capacité d’intervention, en mettant en œuvre de nouvelles technologies, en recrutant/formant leur personnel. A ce titre, la Fédération Française du Bâtiment, consciente de la nécessité d’aider les entreprises,  a signé fin 2009 une convention de partenariat avec le gouvernement et l'ADEME visant à accompagner les entreprises de la Fédération vers les objectifs du Grenelle en matière de performance énergétique (qualification des entreprises, garantie de performance énergétique après travaux, objectifs de formation…),

ü      les énergéticiens comme EDF, qui mobilisent des ressources pour animer le dispositif.

[1] Cumac : TWh cumac ou TWh cumulés actualisés sont des TWh économisés durant la durée de vie conventionnelle fixée d’un équipement, corrigé d’un coefficient d’actualisation annuel de 4%. Ainsi, un congélateur de classe A+, permettant d’économiser 50 kWh par an pendant une durée de vie de 10 ans, se verra attribuer 420 kWh cumac.

Commentaire CPDP :
Un complément d'information a été demandé et est en attente.

Question

EDF indique un coût de 55 à 60 €/MWh. Or le document "coût de référence de la production électrique" (DGEMP/DIDEME) indique des coûts bien inférieurs : 28,4 €/MWh (actualisation de 8 %) pour l'EPR. Comment s'explique cette différence?

Transmise à EDF le 18 mai 2010.

Réponse

Réponse le  28/05/2010

Votre question porte sur les données de coûts de production présentées pour le projet Penly3.

Le document "coût de référence de la production électrique" auquel vous faites référence  a été établi et rendu public en 2003  par le Ministère de l'économie, des finances et de l'industrie. Il proposait, pour la filière nucléaire, une première estimation de coûts de référence basée sur la technologie EPR en France. L'estimation, faite dans les conditions économiques de 2001, représentait un coût normatif d'un programme de dix unités de type EPR, correspondant à une moyenne actualisée entre un démonstrateur construit sur un site existant, une deuxième unité réalisée sur le même site deux ans après et des paires d’unités réalisées ensuite en bord de mer ou en bord de rivière.

Les hypothèses tant techniques qu'économiques retenues pour cet exercice ne s'appuyaient alors que sur des études préliminaires. En 2003, aucun réacteur EPR n'était en cours de réalisation,  les appels d'offre auprès d'éventuels constructeurs n'ayant pas encore été lancés, les estimations de coûts s'appuyaient sur le retour d'expérience des dernières unités françaises de 1500 MW mises en service.

Le coût normatif de 28.4 €/MWh (euros 2001) n’est donc pas directement comparable au coût de revient du MWh produit par Penly 3,  actuellement estimé entre 55 et 60 €/MWh (euros 2008). Du fait des conditions économiques entre 2001 et 2008, qu’il n’y ait pas d’effet de séries et de la tension actuelle sur le marché des équipements.

Toutefois, si le projet est confirmé à l’issue du débat public, Penly 3 produira une électricité compétitive par rapport aux filières thermiques classiques, pour une utilisation comparable  (cf p35 du dossier du maître d’ouvrage) :

Le coût complet de production de Penly 3 est moins élevé que celui :

ü      d’une centrale au charbon ;

ü      d’un cycle combiné à gaz, pour un pétrole supérieur à 50 $ le baril et un coût du CO2 supérieur à 20 € la tonne ;

De plus, l’avantage du nucléaire par rapport aux autres moyens de production centralisée est une faible dépendance aux fluctuations des prix des combustibles. En effet, l’uranium ne représente aujourd’hui que 5 % du coût de production de l’électricité nucléaire.

Question

1/ Il y a dans le dossier la courbe de puissance appelée pour une journée moyenne annuelle (p. 18). Peut-on avoir la courbe moyenne d'hiver et la courbe moyenne d'été, toujours pour une journée ? Peut-on aussi avoir la courbe d'une journée précise très froide ?

2/ A la page 12, il y a le prix moyen des énergies fossiles importées par la France et de l'électricité exportée par la France. Peut-on avoir la courbe du prix moyen annuel de l'électricité importée par la France (depuis qu'elle en importe)

Transmise à EDF le 18 mai 2010.

Réponse

Réponse le  04/06/2010

Votre question est 1- de connaître la courbe de consommation française moyenne d’hiver et la courbe moyenne d’été pour une journée, ainsi que la courbe pour une journée précise très froide, 2 – de connaître la courbe du prix moyen annuel de l’électricité importée par la France

1 – Les courbes présentées ci-dessous sont extraites des données du site Internet de RTE : http://www.rte-france.com

La courbe de consommation française d’électricité moyenne d’hiver 2008- 2009 pour une journée est la suivante :

La courbe de consommation française moyenne d’été 2009 pour une journée est la suivante :

La journée ayant enregistré un pic exceptionnel de consommation pour 2009 est le mercredi 7 janvier  avec une pointe à 92400 MW
La courbe de consommation de cette journée est la suivante :

2 – Les données présentées ci-dessous sont extraites du site Internet de la CRE (Commission de régulation de l’énergie en France) : http://www.cre.fr

Les échanges d’électricité se font dans le cadre de marchés de gros de l'électricité alimentés par des opérateurs nationaux et étrangers.
Nous n’avons pas l’information concernant l’évolution du prix moyen annuel de l’électricité importée par la France depuis que la France importe de l’électricité. Le site de la CRE présente toutefois l’évolution du prix de l’électricité sur le marché de gros français, ainsi que les comparaisons européennes, depuis janvier 2004 (valeurs des bourses de l’électricité).

L’évolution du prix de l’électricité sur les principaux marchés européens depuis janvier 2004 (en €/MWh) – moyennes hebdomadaires, est présentée ci-dessous  :

Sources : EPEX Spot France / Allemagne,, Belpex, Omel, NordPool, Ipex – Analyse : CRE

Pour information, le site de la CRE présente également le volume des importations depuis début 2003 :

Les importations ont augmenté de 25 % au quatrième trimestre 2009 par rapport au trimestre précédent, et de 42 % par rapport au même trimestre l’année précédente. En octobre, la France avait été importatrice nette d'électricité sur un mois entier, pour la première fois depuis 27 ans.

Question

Dans les Echos du 12 mai on peut lire qu'EDF "vise un coefficient de disponibilité de ses centrales nucléaires de 85 % en 2015. Un élément clef de sa rentabilité. Initialement, EDF visait ce niveau pour 2011. Mais le redressement prendra plus de temps que prévu. EDF n'en finit pas de repousser son objectif de disponibilité des centrales nucléaires françaises [...] La disponibilité des centrales nucléaires est le talon d'Achille de l'électricien français, leader mondial par le nombre de réacteurs en exploitation, mais lanterne rouge en matière d'efficacité. L'année dernière, son « kd », selon le jargon technique, a chuté à 78 %, son plus bas niveau depuis 1993. Ce qui signifie qu'en moyenne plus d'une centrale sur cinq n'est pas en mesure de tourner, à cause de problèmes techniques, d'arrêts pour maintenance qui se prolongent, etc. [...] Lors de son introduction en Bourse, en 2004, EDF visait un coefficient de disponibilité de 84 % en 2007. Puis le patron Pierre Gadonneix a formulé un nouvel objectif : 85 % à l'horizon 2011. A son arrivée, l'automne dernier, son successeur Henri Proglio avait préféré parler de « moyen terme ». Le Premier ministre François Fillon avait alors évoqué un délai de trois ans. « On n'a pas besoin d'EPR supplémentaire, mais bien de redresser le "kd" d'urgence », déclarait la semaine dernière Pierre-Marie Abadie, de la Direction générale de l'énergie et du climat, lors d'une conférence de la Société française de l'énergie nucléaire." Cet article confirme l'analyse du cahier d'acteur de l'ACRO. Pourquoi EDF s'obstine-t-elle à vouloir construire un nouvel EPR alors qu'elle n'est pas capable de gérer son parc actuel correctement ? Pourquoi les autorités poussent-elles à la construction de l'EPR alors qu'elles pensent le contraire ? J'espère avoir une réponse rapide, avant la fin du débat, car les délais actuels sont trop longs. Merci.

Transmise à EDF et à la DGEC le 19 mai 2010.

Réponse

Réponse le  28/05/2010

Réponse d'EDF :

Votre question porte sur l’utilité de l’EPR, au regard du taux de disponibilité du parc nucléaire d’EDF.

En se portant candidat pour réaliser Penly 3, EDF et ses partenaires jugent le projet utile à plusieurs titres. Si le projet est confirmé à l’issue du débat public, Penly 3 donnera une marge de sécurité au système électrique français en termes de capacité de production, compte tenu des incertitudes qui existent à l'horizon 2020.
Penly 3 permettra en outre de disposer d’une énergie peu émettrice de gaz à effet de serre, de produire une électricité peu sensible aux fluctuations des marchés des matières premières (l’uranium ne représente aujourd’hui que 5 % du coût de production de l’électricité nucléaire), et  de produire une électricité compétitive par rapport aux  nouveaux moyens de production fonctionnant au gaz ou au charbon.
Pour plus de détails sur l’utilité du Projet Penly3, nous vous renvoyons au chapitre 3 du dossier du Maître d’ouvrage.

Le projet Penly 3 proposé par EDF et ses partenaires s’inscrit dans une stratégie globale qui utilise tous les leviers définis par la politique énergétique française : maîtrise de la demande d’énergie, développement des énergies renouvelables, modernisation du parc thermique à flamme, recours pérenne à l’énergie nucléaire. Ces leviers sont complémentaires.
L’optimisation du parc de centrales nucléaires existant est le premier levier activé avant la réalisation de nouveau moyen de production.
En effet, pour EDF, la préparation de l’avenir du parc nucléaire en France passe par le maintien, l’amélioration et le développement de l’outil de production et s’appuie notamment sur trois axes stratégiques :
- l’allongement de la durée de fonctionnement des centrales nucléaires au-delà de 40 ans ;
- l’augmentation de la capacité de production du parc existant ;
- la construction d’une première tranche EPR à Flamanville et le lancement d’une deuxième tranche EPR à Penly (si le projet est confirmé à l’issue du débat public) ;

L’amélioration du taux de disponibilité (le pourcentage de temps où l’unité est apte à produire) avec un objectif de 85% (contre 80% ces dernières années) et  l’augmentation de la puissance du parc existant font, depuis plusieurs années, l’objet d’investigations, d’investissements et de réalisations : passage des 4 unités de production N4 à des cycles de production de 18 mois au lieu de 12 mois,
réduction du taux d’indisponibilité fortuite par l’amélioration des diagnostics pour la maintenance préventive des matériels,  r
enforcement de la maîtrise des arrêts de tranche pour réduire leur durée, rénovation de matériels sensibles tels que les condenseurs et réchauffeurs.
Les objectifs correspondants sont pris en compte dans les scénarios utilisés pour les travaux de la Programmation pluriannuelle des investissements (PPI) de production d'électricité 2009 en parallèle de la possible réalisation du réacteur de Penly 3, aussi bien que dans les prévisions d’investissements d’EDF.
Par ailleurs, les avaries rencontrées ces dernières années ayant eu des impacts sur le Kd sont connus :
-         avarie affectant les générateurs de vapeur (« colmatage des générateurs de vapeur ») de certaines tranches
-         aléas rencontrés lors d’opérations de maintenance sur des alternateurs (pertes d’isolement des stators) et font l’objet de traitement : lessivage chimique des Générateurs de vapeur, rebobinage du stator sur site ou remplacement à neuf  (programme de rénovation au rythme de 5 stators par an ; en 2012, 35 stators sur les 48 concernés auront été totalement rénovés ou changés et bénéficieront d’une nouvelle technologie).
A aucun moment, ces avaries n'ont mis en cause la sûreté des tranches

Réponse de la DGEC :
Après une constante augmentation du taux de disponibilité - appelé Kd - des centrales nucléaires françaises de 1999 à 2006 pour atteindre 83,6  % en 2006, le taux de disponibilité a effectivement chuté à 80,2 % en 2007, puis 79,2 % en 2008. La priorité de l'exploitant des centrales nucléaires doit donc être l'amélioration de ce taux de disponibilité à moyen terme.
Toutefois, un amélioration du taux de disponibilité des centrales ne remettrait pas en cause l'utilité des deux EPR de Flamanville et de Penly. La phrase de Pierre-Marie Abadie, directeur de l'Energie à la DGEC, que vous citez dans votre question a été tronquée et sortie de son contexte. En effet, cette phrase de M. Abadie signifie qu'à l'horizon 2020 un EPR supplémentaire n'est pas nécessaire au-delà des deux EPR de Flamanville et de Penly même s'il est urgent qu'EDF redresse d'urgence le taux de disponibilité de son parc nucléaire actuel.
Comme l'indique la programmation pluriannuelle des investissements (PPI) de production d'électricité 2009, il est nécessaire de disposer des marges de manœuvre dans le but de garantir la sécurité de l'approvisionnement en électricité tout en préservant la capacité de prendre toute décision relative à la sûreté de l'exploitation du parc nucléaire. L'EPR de Penly est l'une de ces marges de manœuvre.

Question

Ci dessous trois extraits d'un article du magazine en ligne = Les Échos http://www.lesechos.fr/info/energie/020534406388-edf-repousse-a-2015-son-objectif-d-efficacite-des-centrales.htm (mercredi 12 mai) titre de l'article = EDF repousse à 2015 son objectif d'efficacité des centrales 1/ EDF vise un coefficient de disponibilité (kd) de ses centrales nucléaires de 85 % en 2015. Un élément clef de sa rentabilité. Initialement, EDF visait ce niveau pour 2011. Mais le redressement prendra plus de temps que prévu. 2/ La disponibilité des centrales nucléaires est le talon d'Achille de l'électricien français, leader mondial par le nombre de réacteurs en exploitation, mais lanterne rouge en matière d'efficacité. L'année dernière, son « kd », selon le jargon technique, a chuté à 78 %, son plus bas niveau depuis 1993. Ce qui signifie qu'en moyenne plus d'une centrale sur cinq n'est pas en mesure de tourner, à cause de problèmes techniques, d'arrêts pour maintenance qui se prolongent, etc. 3/ « On n'a pas besoin d'EPR supplémentaire, mais bien de redresser le "kd" d'urgence » , déclarait la semaine dernière 'Pierre-Marie ABADIE, de la Direction Générale de l'Énergie et du Climat lors d'une conférence de la Société Française de l'Énergie Nucléaire. Pour information monsieur ABADIE est aussi membre de deux comités du groupe EDF, le comité du suivi des engagements nucléaires et le comité de la stratégie. Actuellement le taux de disponibilité (kd) est de 78% pour les centrales électronucléaires d'EDF. Ma première question s'adresse : a) à la Direction Générale de l'Énergie et du Climat -- La DGEC confirme t-elle les dires de monsieur ABADIE ? Ma deuxième question s'adresse : a) au Gouvernement Français b) aux responsables du groupe EDF -- les futures sommes investies dans Penly 3 ne seraient telle pas plus utile à accroitre le taux de disponibilité de l'actuel parc électronucléaire ?

Transmise à EDF et à la DGEC le 19 mai 2010.

Réponse

Réponse le  28/05/2010

Réponse d'EDF :

Votre question porte sur l’augmentation du taux de disponibilité du parc nucléaire de production d’électricité d’EDF comme alternative à la réalisation de Penly 3.

Le projet Penly 3 proposé par EDF et ses partenaires s’inscrit dans une stratégie globale qui utilise tous les leviers définis par la politique énergétique française : maîtrise de la demande d’énergie, développement des énergies renouvelables, modernisation du parc thermique à flamme, recours pérenne à l’énergie nucléaire. Ces leviers sont complémentaires.

L’optimisation du parc de centrales nucléaires existant est le premier levier activé avant la réalisation de nouveau moyen de production.

En effet, pour EDF, la préparation de l’avenir du parc nucléaire en France passe par le maintien, l’amélioration et le développement de l’outil de production et s’appuie notamment sur trois axes stratégiques :

ü      l’allongement de la durée de fonctionnement des centrales nucléaires au-delà de 40 ans ;

ü      l’augmentation de la capacité de production du parc existant ;

ü      la construction d’une première tranche EPR à Flamanville et le lancement d’une deuxième tranche EPR à Penly (si le projet est confirmé à l’issue du débat public) ;

L’amélioration du taux de disponibilité (le pourcentage de temps où l’unité est apte à produire) avec un objectif de 85% (contre 80% ces dernières années) et  l’augmentation de la puissance du parc existant font, depuis plusieurs années, l’objet d’investigations, d’investissements et de réalisations : passage des 4 unités de production N4 à des cycles de production de 18 mois au lieu de 12 mois, réduction du taux d’indisponibilité fortuite par l’amélioration des diagnostics pour la maintenance préventive des matériels,  renforcement de la maîtrise des arrêts de tranche pour réduire leur durée, rénovation de matériels sensibles tels que les condenseurs et réchauffeurs.

Par ailleurs, les avaries rencontrées ces dernières années ayant eu des impacts sur le Kd sont connus :

ü      avarie affectant les générateurs de vapeur (« colmatage des générateurs de vapeur ») de certaines tranches  

ü      aléas rencontrés lors d’opérations de maintenance sur des alternateurs (pertes d’isolement des stators) 

et font l’objet de traitement : lessivage chimique des Générateurs de vapeur, rebobinage du stator sur site ou remplacement à neuf  (programme de rénovation au rythme de 5 stators par an ;

en 2012, 35 stators sur les 48 concernés auront été totalement rénovés ou changés et bénéficieront d’une nouvelle technologie).

A aucun moment, ces avaries n'ont mis en cause la sûreté des tranches

Les objectifs correspondants sont pris en compte dans les scénarios utilisés pour les travaux de la Programmation pluriannuelle des investissements (PPI) de production d'électricité 2009 en parallèle de la possible réalisation du réacteur de Penly 3 ; aussi bien que dans les prévisions d’investissement d’EDF. L’optimisation du parc de centrales nucléaires n’est par conséquent pas une alternative au projet Penly3 (cf dossier du maître d’ouvrage au §3.6.4 « Optimiser le parc de centrales nucléaires existant »).

Réponse de la DGEC :

Après une constante augmentation du taux de disponibilité - appelé Kd - des centrales nucléaires françaises de 1999 à 2006 pour atteindre 83,6  % en 2006, le taux de disponibilité a effectivement chuté à 80,2 % en 2007, puis 79,2 % en 2008. La priorité de l'exploitant des centrales nucléaires doit donc être l'amélioration de ce taux de disponibilité à moyen terme.
Toutefois, une amélioration du taux de disponibilité des centrales ne remettrait pas en cause l'utilité des deux EPR de Flamanville et de Penly. La phrase de Pierre-Marie Abadie, directeur de l'Energie à la DGEC, que vous citez dans votre question a été tronquée et sortie de son contexte. En effet, cette phrase de M. Abadie signifie qu'à l'horizon 2020 un EPR supplémentaire n'est pas nécessaire au-delà des deux EPR de Flamanville et de Penly même s'il est urgent qu'EDF redresse d'urgence le taux de disponibilité de son parc nucléaire actuel.

L'amélioration du Kd et la construction des EPR de Flamanville et de Penly ne sont donc pas exclusifs l'un de l'autre. Les investissements nécessaires à l'amélioration du Kd sont d'ores et déjà engagés. Et comme l'indique la programmation pluriannuelle des investissements (PPI) de production d'électricité 2009, il est nécessaire de disposer des marges de manœuvre dans le but de garantir la sécurité de l'approvisionnement en électricité tout en préservant la capacité de prendre toute décision relative à la sûreté de l'exploitation du parc nucléaire. L'EPR de Penly est l'une de ces marges de manœuvre.

Question

Bonjour, le nucléaire est vanté pour ses faibles émissions de gaz à effet de serre (CO2, méthane, etc.). J’aimerais savoir quel est le bilan carbone d’un kWh d’énergie nucléaire. Ce bilan carbone doit notamment tenir compte de :

- construction de la centrale nucléaire

- extraction du minerai

- transport du minerai

- retraitement du combustible usé (y compris construction de l’usine de retraitement)

- démantèlement de la centrale

- tous transports associés au fonctionnement de la centrale (personnel, matériaux, etc.)

Transmise à EDF et à la CPDP le 25 mai 2010.

Réponse

Réponse le  26/05/2010

Réponse d'EDF : Votre question porte sur le bilan carbone du kWh nucléaire.

Pour déterminer le profil environnemental de la production du kWh issu du nucléaire, EDF réalise des études spécifiques et utilise la méthode d’évaluation environnementale ACV «Analyse de cycle de vie ».

Cette méthode d’évaluation environnementale repose sur l’inventaire des flux de matière et d’énergie pour l'ensemble des phases du cycle de vie du produit.

Nous vous présentons ci-dessous les résultats de ces études, exprimées en équivalent CO₂. L’unité de référence est le kWh délivré au réseau (sortie de centrale).

Ces études ACV ont été validées par un expert indépendant. Elles fournissent une information fiable et détaillée sur le bilan environnemental de la filière : consommations de matières premières et d'énergie, émissions de polluants, production de déchets. Les études sont actualisées chaque année. elles répondent aux normes internationales ISO 14040 et 44.

Cette étude prend bien en compte la totalité du cycle de production, depuis l’extraction du minerai, la fabrication et le transport du combustible, en plus de la construction de la centrale, son exploitation, le traitement des déchets jusqu’à leur stockage définitif, et la déconstruction. Toutes les opérations susceptibles de produire des gaz à effet de serre sont comptabilisées, qu’elles se déroulent en France ou à l’étranger.

Le résultat de cette étude pour le parc nucléaire EDF est de 4,2 g de CO₂  pour 1 kWh d’électricité, réparti de la manière suivante 

source EDF, coefficients 2009 calculés sur les données filière 2007.

Les valeurs ACV sont présentées par EDF sur son site internet (http://service-public.edf.com/accueil-com-fr/edf-service-public/l-environnement/l-impact-environnemental-101012.html ), pour chacune de ses filières de production d’électricité.

Commentaire de la CPDP : Cette question sera abordée dans le cadre de l'expertise complémentaire en cours et dont les résultats seront diffusés publiquement en réunion le 5 juillet à Dieppe et sur ce site internet.

Question

Pourquoi quasiment très peu, voire aucun investissement sur les piles à combustible à hydrogène, qui n'excluent aucune filière en amont (nucléaire, renouvelables) pour produire de l'hydrogène et peuvent produire de l'électricité sans polluer et de façon fiable : modules autonomes de production et décentralisés ?

Transmise à EDF et à la DGEC le 25 mai 2010.

Réponse

Réponse le  14/06/2010

Réponse d'EDF :

Votre question porte sur les investissements d’EDF sur les piles à combustible.

EDF conduit depuis de nombreuses années un programme de R&D sur la pile à combustible dans son laboratoire de Karlsruhe, en collaboration avec de nombreux laboratoires européens.

La pile à combustible est en effet une option possible pour la production d'électricité décentralisée en cogénération, en particulier lorsque des sources d'énergies renouvelables (biomasse par exemple) sont disponibles.

Toutefois, les barrières technologiques sont encore nombreuses avant d'arriver à maîtriser la complexité et le coût du processus, ainsi que sa durée de vie. Les recherches se poursuivront encore pendant plusieurs années avant l'émergence de produits véritablement industriels pour les usages stationnaires. D'autres technologies (moteurs à combustion interne, cycles de stirling ou de Rankine), certes moins performantes, pourraient d'ailleurs être mises sur le marché avant la pile à combustible.
Il faut souligner également que les techniques employées sont très voisines de celles de l'électrolyse. Ces recherches permettent donc d'avancer également dans la voie d'une électrolyse à très haut rendement. Là où l'hydrogène peut être un substitut  intéressant aux combustibles fossiles, l'électrolyse permettrait  de produire de l'hydrogène à partir d'électricité décarbonée ( ENR, nucléaire).

Commentaire de la CPDP : La réponse de la DGEC est en attente et sera mise en ligne dès réception.

Question

Y a-t-il une relation entre l'annonce d'une possible augmentation de 20% des tarifs de l'électricité et les 2 EPR prévus ?

Transmise à EDF le 25 mai 2010.

Réponse

Réponse le  11/06/2010

Votre question porte sur la possible influence de la réalisation des projets d’EPR de Flamanville et Penly sur les tarifs réglementés de l'électricité en France :
En France, concernant le marché de l'électricité au client final, deux systèmes tarifaires coexistent  :
ü      des offres de marché : prix de marché fixés librement par les fournisseurs à leur client. Tous les clients ont accès aux offres de marché ;
 ü      des offres aux tarifs et conditions d’éligibilité  réglementés fixés par les Pouvoirs publics.

Les tarifs auxquels vous faites référence concernent les tarifs réglementés qui intéressent en priorité les particuliers.
Ces tarifs sont fixés conjointement par les ministres chargés de l'économie et de l'énergie, sur avis de la Commission de régulation de l'énergie (CRE), selon des critères qui leur sont propres. Les tarifs doivent couvrir notamment la totalité des charges supportées par les opérateurs outre leurs coûts d’exploitation courante, au rang desquelles :
ü      les investissements dans les réseaux,
ü      la contribution au service public de l’électricité, qui permet notamment d’assurer la péréquation tarifaire pour les systèmes non interconnectés (Corse, Outremer, …), le soutien aux cogénérations, le développement des énergies renouvelables,…
ü       les charges d’investissement dans les moyens de production actuels et futurs.

Question

Si les instigateurs de ce projet d'EPR disposaient à titre privé de la somme allouée à ce projet pour se fournir en électricité, se feraient-ils construire un EPR à côté de leur domicile ou préféreraient-ils l'autonomie énergétique, des basses consommations et les énergies renouvelables ?

Transmise à EDF le 25 mai 2010.

Réponse

Réponse le  09/06/2010

Le choix du Projet Penly3 repose sur la politique énergétique de l’Etat et la stratégie de l’entreprise.

Question

Dans le dossier du maître d'ouvrage page 30 "La modernisation du parc thermique à flamme", il est indiqué : "la moitié des centrales à charbon les plus anciennes et dont les performances environnementales sont les moins bonnes, près de 4 000 MW, seront déclassées avant 2016. Elles seront remplacées en partie par des cycles combinés fonctionnant au gaz (CCG). RTE prévoit la mise en service de dix CCG, trois d’entre eux sont en cours de construction par EDF et sept sont lancés par d’autres producteurs, dont les partenaires d’EDF du projet Penly 3 ;"

J'ai quatre questions sur ce passage :

1- Le Ministère du développement durable a précisé que 3 600 MW de moyens de production au charbon seront fermés avant 2016 et pas d'autres d'ici 2020 ( http://www.developpement-durable.gouv.fr/IMG/spipwwwmedad/pdf/Dossier_de_presse_-_2Jun09-2_cle543e9c.pdf ; page 18). En indiquant 4 000 MW, le maître d'ouvrage envisage-t-il la fermeture d'une tranche à charbon supplémentaire?

2-Le maître d'ouvrage indique que 3 tranches au gaz sur les sites EDF (Blénod et Martigues) sont en construction et 7 par d'autres entreprises. Au delà de ces 10 tranches en construction, 4 ont finalisé leur procédure administrative d'autorisation d'exploiter (Arrêté préfectoral délivré) et 4 autres ont terminé leur enquête publique. De plus, 11 tranches sont annoncées en projet (dépôt de demande d'autorisation d'exploiter ou annonce industrielle officielle). On constate que : - Les 10 CCG en construction représentent une puissance cumulée de 4 400 MW, déjà supérieure au parc charbon déclassé en 2016 (3 600MW); - Les 10 CCG en construction et les 8 projets très avancés dans leur procédure administrative représentent une puissance cumulée de 7 800 MW. Le développement du parc de production à gaz est-il uniquement voué à remplacer les centrales à charbon ?

3-Les promoteurs des cycles combiné à gaz planifient un fonctionnent en semi-base (entre 4 000 h et 8 000 h par an). RTE indique dans ses différentes publications que selon le développement du parc nucléaire, le recours au cycle combiné à gaz est plus ou moins important. Notamment pour que "les émissions de CO2 dues à la production d’électricité devraient être réduites de près de 30 % d’ici 2020, par rapport au niveau actuel.", RTE prévoit un fonctionnement des centrales à gaz inférieur à 3 000h. Quelle influence le projet d'EPR aura t il sur le développement et le niveau d'utilisation des centrales à gaz ? Y a-t-il un risque économique pour les exploitants de cycle combiné à gaz pour des niveaux d'utilisation des centrales inférieures à 4 000h ?

4-Dans le secteur de Penly on peut notamment relever les projets de cycle combiné de : - Verberie 892 MW http://reussirensemble.wordpress.com/ (Enquête publique passée) - Monchy-sous Bois 420 MW http://www.3ca.fr/projet-3ca/presentation-projet-3ca (Dépôt de dossier en préfecture) - Des parcs éoliens offshores et terrestres pour une puissance cumulée à l'horizon 2020 d'au moins 800 MW Soit un total de 3 700MW supplémentaires sur le réseau en comptant le projet de Penly. Cette répartition des moyens de production est elle cohérente avec les besoins du réseau électrique français? Compte tenu de la production nucléaire dans ce secteur y aura-t-il moins recours aux centrales à gaz situées à proximité ? Les terminaux méthaniers en projet à Dunkerque et au Havre accueilleront-ils des centrales électriques au gaz (non prévus actuellement) ?

Transmise à EDF, RTE et à la DGEC le 2 juin 2010.

Réponse

Réponse le  11/06/2010
Réponse d'EDF :
EDF est un producteur et un commercialisateur d’électricité français, parmi d’autres et n’a pas compétence en matière de planification des futurs moyens de production dont la France aura besoin ni de leur allocation. Nous ne pouvons donc répondre qu’à la première question et pour partie à la question 4.

Réponse à la question 1 :
Votre question porte sur le devenir des moyens de production thermiques charbon d’EDF.
EDF a prévu d’arrêter d’ici 2016 plusieurs unités de production d’électricité à partir de charbon, correspondant à une puissance totale de 2 835 MW. Cette valeur est cohérente avec les 3 600 MW prévus dans la Programmation pluriannuelle des investissements qui intègrent les prévisions d’arrêt de tous les producteurs. Nous les avons retranscrits dans le dossier du maître d’ouvrage par « près de 4 000  MW » (page 30). Nous n’avons pas de projet de fermeture autres que ceux mentionnés dans la PPI

Réponse à la dernière partie de la question 4 :
A ce jour, EDF n’a aucun projet de centrale à gaz associée au  terminal méthanier de Dunkerque. Ni d’ailleurs à celui d’Antifer.

Réponse de RTE :
RTE ne peut rien dire sur le développement des centrales  gaz car il appartient aux producteurs de décider de leurs investissements. Concernant le niveau d'utilisation, il faut préciser que l'appel des groupes se décide selon un ordre de préséance économique, de ceux qui ont les coûts de production les plus bas (hydraulique au fil de l'eau, éolien -à coût marginal nul, nucléaire) à ceux qui ont les coûts les plus élevés (centrales au fioul, TAC). Mécaniquement, rajouter un EPR, comme rajouter des éoliennes, diminuera toutes choses égales par ailleurs la sollicitation des CCG, mais aussi des groupes charbon, fioul et TAC.

Tout d'abord, RTE fait observer que les montants de production installée à l'horizon 2020, dont le montant de 800 MW d'éolien, ne sont, à ce stade, que des prévisions.

Dans un système aussi bien interconnecté que le système électrique européen (et notamment la zone France-Allemagne-Benelux), les besoins ne sont pas exprimés au niveau français mais au niveau européen, et c'est l'ensemble des moyens de production européens qui y répondent (à de sporadiques congestions de réseau près, qui peuvent conduire à démarrer des moyens situés à un endroit donné, même s'ils sont plus coûteux que d'autres disponibles ailleurs). La concentration géographique des productions accroît le risque de congestion à réseau inchangé: pour limiter ce risque, il faut développer le réseau de transport d'électricité.

RTE publie sur son site internet les potentiels de raccordement de la production, qui prennent en compte le réseau de transport d’électricité projeté par RTE à l’horizon 2015, suivant un découpage en zones électriques cohérentes. Sur la façade Haute-Normandie - Picardie, le réseau existant est suffisant pour accueillir les projets de production prévisibles à l'horizon 2015, dont font partie les projets d'EPR Penly 3 et de parc éolien des Deux Côtes. Autrement dit, ces projets de production ne sont pas déclencheurs de besoins de renforcement du réseau électrique à 400 kV, au-delà de la création des ouvrages et des postes de raccordement.

http://clients.rte-france.com/lang/fr/clients_producteurs/services_clients/offre_raccord_prod_carte_400.jsp

La partie du réseau située entre le littoral de la côte d’Albâtre et la région parisienne est quant à elle le siège, dès aujourd’hui, de contraintes liées à d’importants flux d’énergie dans le sens nord – sud. Ces flux s’expliquent par le fort niveau de consommation de la région parisienne, qui s’accroît de plusieurs centaines de MW par an, par l’évolution des flux internationaux d’énergie, avec notamment un accroissement du nombre de situations de forte importation depuis la Grande-Bretagne et la Belgique, ainsi que par l’évolution importante du parc de production dans le grand nord-ouest de la France.

Dans ce contexte, les projets de production évoqués dans la question, s’ils viendront par leur localisation aggraver ces contraintes à l’horizon de leurs mises en service, n’en sont pas à l’origine. Ils ne représentent qu’un facteur parmi d’autres à prendre en considération dans les études destinées à proposer les évolutions futures du réseau de transport nécessaires pour faire face à ces contraintes.

Réponse de la DGEC :

Voici les réponses aux quatre questions :

1 - Cette question s'adresse au maître d'ouvrage. La programmation pluriannuelle des investissements (PPI) de production d'électricité 2009 prévoit bien la fermeture de 3 600 MW de centrale au charbon avant fin 2015.

2 - Un parc thermique classique minimal est nécessaire pour le bon fonctionnement du système électrique. Ce parc thermique sera profondément modernisé pour réduire ses émissions atmosphériques. Ainsi la moitié du parc charbon actuel, correspondant aux installations les plus polluantes, sera déclassé.
En parallèle, la PPI électricité 2009 a constaté le grand nombre de projets de cycles combinés à gaz (CCG). Ceux-ci permettront notamment de compenser le déclassement des plus anciennes centrales à charbon et de réduire les émissions atmosphériques associées. Toutefois il est également précisé dans le rapport PPI remis au Parlement qu'au-delà des besoins pour l'équilibre offre-demande, la PPI électricité 2009 ne fixe pas d'objectif de développement des CCG qui constitueront un moyen d'ajustement du parc de production et que, suivant le principe de liberté d'établissement, la PPI préconise d'autoriser, au titre de la loi électrique, les projets des investisseurs, ce qui contribuera à la sécurité d'approvisionnement.

3 - Comme le montre la synthèse publique de l’étude des coûts de référence de la production électrique rendue publique en octobre 2008, l'électricité produite à partir du nucléaire est la plus compétitive pour un fonctionnement en base c'est-à-dire pour un fonctionnement continu toute l'année. Un EPR a donc vocation à fonctionner en base.
Cette étude montre également que pour une durée de fonctionnement annuelle située entre 4 700 heures et 6 000 heures, le charbon présente le coût de production le plus faible et qu'entre 2 000 heures et 4 700 heures les centrales à gaz sont les plus compétitives.
Dans le cadre libéralisé du secteur de l'énergie, la PPI fixe des objectifs de développement du parc de production à moyen terme mais ne se prononce pas sur les conditions (maître d'ouvrage, localisation, dimensionnement, spécifications techniques) de réalisation de ces investissements. Il appartient aux entreprises de réaliser leurs propres simulations et d’en tirer, en ce qui les concerne, les conclusions appropriées.

4 - La PPI électricité 2009 a vocation à assurer l'équilibre offre-demande à l'échelle nationale. Comme indiqué ci-dessus, la PPI fixe des objectifs de développement du parc de production à moyen terme à l'échelle nationale mais ne se prononce pas sur les conditions de réalisation de ces investissements notamment en termes de localisation.
La concentration géographique d'installations de production d'électricité augmente le risque de congestion sur le réseau électrique. Pour limiter ce risque, il faut développer le réseau de transport d'électricité.

Pour mémoire les éléments fournis par RTE concernant la question des congestions sur le réseau électrique sont les suivants :
"RTE publie sur son site internet les potentiels de raccordement de la production, qui prennent en compte le réseau de transport d'électricité projeté par RTE à l'horizon 2015, suivant un découpage en zones électriques cohérentes. Sur la façade Haute-Normandie - Picardie, le réseau existant est suffisant pour accueillir les projets de production prévisibles à l'horizon 2015, dont font partie les projets d'EPR Penly 3 et de parc éolien des Deux Côtes. Autrement dit, ces projets de production ne sont pas déclencheurs de besoins de renforcement du réseau électrique à 400 kV, au-delà de la création des ouvrages et des postes de raccordement.
http://clients.rte-france.com/lang/fr/clients_producteurs/services_clients/offre_raccord_prod_carte_400.jsp
 
La partie du réseau située entre le littoral de la côte d'Albâtre et la région parisienne est quant à elle le siège, dès aujourd'hui, de contraintes liées à d'importants flux d'énergie dans le sens nord - sud. Ces flux s'expliquent par le fort niveau de consommation de la région parisienne, qui s'accroît de plusieurs centaines de MW par an, par l'évolution des flux internationaux d'énergie, avec notamment un accroissement du nombre de situations de forte importation depuis la Grande-Bretagne et la Belgique, ainsi que par l'évolution importante du parc de production dans le grand nord-ouest de la France.

Dans ce contexte, les projets de production évoqués dans la question, s'ils viendront par leur localisation aggraver ces contraintes à l'horizon de leurs mises en service, n'en sont pas à l'origine. Ils ne représentent qu'un facteur parmi d'autres à prendre en considération dans les études destinées à proposer les évolutions futures du réseau de transport nécessaires pour faire face à ces contraintes." 

Question

On reproche à l'éolien d'être intermittent et de ne pas répondre à la demande électrique, ne peut-on pas dire la même chose pour les centrales nucléaires qui doivent tourner en permanence pour être rentables et qui ne s'adaptent pas soit à des baisses soit à des hausses brutales (chauffage en hiver) de consommation ?

Transmise à EDF le 1er juin 2010.

Réponse

Réponse le  03/06/2010

Votre question porte sur les caractéristiques comparées des productions nucléaire et éolienne.

Tout d’abord, nous tenons à souligner que production nucléaire et production éolienne ne sont pas en opposition, elles sont complémentaires avec comme point commun d’être particulièrement peu émettrices de gaz à effet de serre.

La production éolienne est en effet intermittente et la puissance électrique délivrée dépend de la vitesse du vent. Dès qu’il est suffisant, l’éolienne démarre et se couple automatiquement au réseau électrique. Elle débite alors toute la puissance disponible qui ne dépend que de la vitesse du vent. Techniquement, il serait possible de n’en utiliser qu’une partie mais le reste serait alors perdu. De la même manière, si une éolienne est indisponible, l’énergie qu’elle aurait pu produire est définitivement perdue.

A l’inverse, les unités de production électronucléaire utilisent un combustible qui se trouve dans le réacteur. S’il ne fonctionne pas, aucun combustible n’est consommé et reste disponible pour une utilisation ultérieure. Il est donc envisageable de ne pas faire fonctionner les centrales nucléaires en permanence au maximum de leurs possibilités, puisque le combustible utilisé est proportionnel à l’énergie produite.

C’est d’ailleurs ainsi que sont utilisées les centrales nucléaires françaises, elles conservent toujours une petite réserve de puissance pour la sécurité du réseau et peuvent ainsi contribuer à compenser en quelques secondes les écarts brutaux de production/consommation dus aux incidents du réseau (arrêt inopiné d'une centrale par exemple). La plupart des centrales nucléaires peuvent également faire du suivi de charge, ceci signifie que leur puissance varie en permanence pour s’adapter à la demande de consommation qui change au cours de la journée.
C’est un moyen de production souple ; d’une façon générale, la montée en pleine charge peut se faire en quelques heures après divergence c’est à dire le démarrage de la réaction nucléaire. Il est d’ailleurs fréquent que certaines centrales baissent leur production de plusieurs centaines de MW pendant la nuit pour remonter à pleine puissance avant la pointe du matin. De même, on peut avoir des arrêts de production pendant le weekend, puis un  redémarrage pour le lundi matin. Cette manœuvrabilité est une spécificité des centrales nucléaires françaises.

Si, le plus souvent, les centrales nucléaires françaises fonctionnent à puissance élevée, c’est parce qu’elles sont systématiquement appelées par le réseau en raison de leur bas coût de production et non pas en raison d’une incapacité à  faire varier leur puissance à la demande.
Pour autant, ce sont les centrales thermiques classiques, charbon et gaz dont on baisse la puissance en priorité, car leur coût de combustible est plus élevé.

Question

Lorsque nous consommons de l'électricité en période de pointe et produite par des centrales thermiques à charbon en Allemagne, les gaz à effet de serre émis par ces centrales allemandes sont-ils comptabilisés dans les bilans d'émissions français ou allemand ?

Transmise à EDF et à la DGEC le 2 juin 2010.

Réponse

Réponse le  10/06/2010

Réponse d'EDF :

La question rapproche deux notions différentes, selon qu'on considère le bilan du producteur ou le contenu du produit vendu; ces deux notions doivent être distinguées.

1) Les émissions de CO2 de toutes les centrales électriques des Etats de l'Union européenne sont comptabilisées selon des règles identiques. En tant que point d'émission de gaz à effet de serre, les émissions correspondantes figurent dans les émissions du pays où elles se trouvent et sont soumises au système européen de quotas ; elles sont affectées à l'opérateur qui exploite la centrale. Si cet opérateur exploite non pas une centrale mais un parc de centrales de technologies différentes, il publie en général le volume total des émissions occasionnées par sa production propre ainsi que le contenu moyen de ses kWh. Ainsi EDF en France a émis en 2009 dans l'ensemble de ses installations 18,6 millions de tonnes de CO2 ce qui place le contenu de son kWh à 40,8 grammes (à comparer à 350 gr/kWh qui est la moyenne européenne). Une partie de cette production est exportée et contribue à faire baisser les émissions de CO2 des pays où elle se substitue à une production "carbonée".
Il est à noter que ce principe de comptabilisation responsabilise le producteur; il est commun à tous les secteurs industriels qui sont ainsi incités à maîtriser les émissions générées par leur production propre, qu'il s'agisse d'électricité, de produits de base pour l'industrie, de produits manufacturés.

2) Le kWh vendu est la combinaison de productions propres, sur lesquelles une part peut être prélevée pour exportation, et d'achats et imports. Il est légitime qu'un consommateur connaisse le "bouquet énergétique" utilisé pour le produire, certains consommateurs demandant même une fourniture à contenu spécifique (ex pourcentage minimal d'électricité d'origine renouvelable). Cette information fait l'objet d'une directive européenne de 2003 transposée en droit français en 2004 qui impose "l'étiquetage" de l'électricité ; son élaboration est complexe puisque l'électricité peut changer plusieurs fois de main avant d'être vendue au client final (via le marché de gros). EDF applique cette directive en diffusant chaque année aux clients finaux l'origine et le contenu (CO2 et déchets nucléaires) de l'électricité qui leur a été vendue. Pour une faible part de ce contenu (moins de 10%), l'origine exacte  de l'électricité achetée sur le marché de gros n'est pas connue; il lui est appliquée le coefficient d'émission du mix européen. Pour 2009, le contenu carbone de l'électricité vendue au client final d'EDF, déduction faite des volumes vendus à des clients achetant une électricité avec une garantie d'origine renouvelable, est de 58,4 grCO2/kWh (à comparer à 350 qui est la moyenne européenne)

3) Pour apporter une réponse argumentée à ce type de question, l'Union française de l'électricité a fait réaliser en 2009 une étude avec l'aide d'un cabinet indépendant, Estin & Co, sur le contenu CO2 de l'électricité vendue par l'ensemble des opérateurs français pour les années 2005 à 2007, tenant compte des importations d'électricité. Le bilan est extrêmement positif puisque qu'avec 70 gr/kWh (65 gr sans compter les importations) l'électricité française reste bien moins carbonée que l'électricité européenne (372 gr/kWh sur cette période).

Réponse de la DGEC :

Commentaire de la CPDP

La réponse de la DGEC sera mise en ligne dès sa réception et sa validation.

Question

Pourquoi on fait déjà un 2eme EPR, alors que le 1er EPR qui doit permettre de bénéficier d’un retour d’expérience d’exploitation pour la construction de réacteurs à partir de 2020, n'est pas fini ?

Transmise à EDF le 8 juin 2010.

Réponse

Réponse le  21/06/2010

Votre question porte sur la justification du Projet Penly3.

Lors de la décision de lancer le projet Flamanville 3 en 2006, sa principale justification était la préparation du renouvellement des 58 unités de production électronucléaires en fonctionnement.
Pour donner un ordre d’idée de l’ampleur du programme, nous avons mis en service dans les années 80 jusqu’à 8 unités en une seule année. Le renouvellement du parc par une série d'EPR serait un nouvel effort industriel très important : jusqu'à 3 ou 4 par an, si on remplaçait toutes les centrales actuelles au même rythme qu'on les a construites.
Il faut avoir des industriels préparés et un modèle que l'on peut dupliquer avec le moins d'évolutions possibles. Avant de nous lancer dans un programme similaire, nous souhaitons disposer du retour d’expérience de Flamanville, comme nous l’avons précisé lors du débat public de Flamanville 3.
Tous ces éléments restent vrais cinq ans après.

Le cas du projet Penly 3 est différent. Cette nouvelle unité de production électronucléaire ne procède pas du renouvellement du parc de centrales nucléaires. 
En effet, en 2005, les études de la programmation pluriannuelle des investissements (PPI) de 2006 avaient défini les besoins jusqu’en 2015, alors que celles de la PPI 2009 ont porté jusqu’à 2020, elles ont mis notamment en évidence des nouveaux besoins de sécurisation du système électrique au-delà de 2015 auxquels répondrait le projet Penly 3, si le projet est confirmé à l’issue du débat public.

En se portant candidat pour réaliser Penly 3, EDF et ses partenaires jugent le projet utile à plusieurs titres.
Penly 3 donnerait une marge de sécurité au système électrique français en termes de capacité de production, compte tenu des incertitudes qui existent à l'horizon 2020. Penly 3 permettrait en outre de disposer d’une énergie peu émettrice de gaz à effet de serre, de produire une électricité peu sensible aux fluctuations des marchés des matières premières (l’uranium ne représente aujourd’hui que 5 % du coût de production de l’électricité nucléaire), et  compétitive par rapport aux  nouveaux moyens de production fonctionnant au gaz ou au charbon.

Le projet de construction d’une nouvelle unité de production électronucléaire de type EPR à Penly repose sur la politique énergétique de l’Etat et s’inscrit pleinement dans la stratégie de l’entreprise.

En effet, notre pays bénéficie depuis plus de vingt ans d’une électricité bon marché,  indépendante des fluctuations des cours des hydrocarbures, et peu émettrice de CO₂ à l’origine des changements climatiques.  Il le doit largement au parc nucléaire d’EDF, composé de 58 réacteurs à eau sous pression mis en service depuis la fin des années 70.
Les choix industriels faits à l’époque permettent aujourd’hui de disposer d’une technologie maîtrisée industriellement depuis plus de 25 ans, standardisée et bénéficiant d’un retour d’expérience très important.
Pour toutes ces raisons, EDF souhaite pérenniser la production d’électricité nucléaire que ce soit pour le parc existant ou pour les nouveaux moyens de production.  Le choix de l’EPR s’appuie sur une démarche qui tire profit de l’expérience accumulée par toutes les centrales nucléaires en France et en Allemagne et cherche à prendre le meilleur de chaque type en y apportant des améliorations. EDF a participé depuis l’origine, à la définition de l’EPR avec les principaux électriciens allemands. Depuis le début des années 90, le dialogue est permanent avec le constructeur, les Autorités de sûreté nucléaire française et  allemande pour définir le produit le mieux adapté aux besoins d’EDF, dans l’intérêt des ses clients, c’est-à-dire garantissant la sécurité, la maîtrise des coûts et la réduction des déchets.
La technologie EPR (European Pressurised Reactor), synthèse de ces améliorations, est un choix réaliste, qui allie le progrès technique et la continuité de nos savoir-faire.

Pour autant, nous tirons un retour d’expérience au fil de l’eau des chantiers EPR en cours à Flamanville et dans le monde. Ainsi, le projet de Taishan (2 EPR en Chine, en partenariat entre EDF et l’électricien du Guandong) a déjà bénéficié de l’avancement de Flamanville.
Enfin, même si le projet Penly 3 ne bénéficiait pas de toute l’expérience de Flamanville 3, il pourrait cependant en tirer une très grande partie. Suivant le planning prévisionnel de réalisation, le début de la construction de Penly 3 est prévu pour 2012. A ce moment là, celle de Flamanville 3 sera terminée. La mise en service de Penly 3 est prévue en 2017, Flamanville 3 fonctionnera alors déjà depuis plusieurs années.

Question

Pourquoi la France est-elle le seul pays au monde qui a une part du nucléaire aussi élevée dans la production d’électricité ? Pourquoi EDF cherche-t-elle à augmenter encore cette part ?

Transmise à EDF et à la DGEC le 14 juin 2010.

Réponse

Réponse le  19/07/2010

Réponse de la DGEC :

La structure du parc de production français s’est considérablement modifiée depuis 30 ans. Ainsi, à la suite du premier choc pétrolier de 1973, la France a mis en place un programme électronucléaire de grande envergure, à partir de 1974, qui a permis une substitution massive de l’énergie nucléaire à l'énergie thermique à flamme (charbon et fioul) pour la production d’électricité. Cette substitution a permis d'accroître considérablement la sécurité d'approvisionnement énergétique de la France.

De plus, comme le montre la synthèse publique de l’étude des coûts de référence de la production électrique rendue publique en octobre 2008, l'électricité produite à partir du nucléaire est la plus compétitive pour un fonctionnement en base c'est-à-dire pour un fonctionnement continu toute l'année.

Enfin comme le montre la programmation pluriannuelle des investissements (PPI) de production d'électricité 2009, les incertitudes à l'horizon 2020 sont nombreuses qu'il s'agisse de l'évolution et de la durée de vie du parc nucléaire actuel ou du rythme de concrétisation des scénarios de rupture voulus par le Grenelle de l'environnement en termes de développement des énergies renouvelables ou d'économie d'énergie. Il convient ainsi de disposer des marges de manœuvre nécessaires pour permettre de garantir une sécurité de l'approvisionnement en électricité tout en préservant la capacité de prendre toute décision relative à la sûreté de l'exploitation de notre parc nucléaire. L'EPR de Penly est l'une de ces marges de manœuvre qui en tant que moyens de production non carbonés, contribuent à l'effort européen de réduction des émissions de CO2 par les exportations.

Réponse d'EDF :

Question

Fin 2007, l’ancien PDG d’EDF déclarait au journal Challenges « il n’y a pas de place pour du nucléaire supplémentaire avant 2020 ». Qu’est ce qui a changé en moins de deux ans pour qu’EDF se lance dans le projet Penly 3 ?

Transmise à EDF le 14 juin 2010.

Réponse

Réponse le  28/06/2010

Votre question porte sur les évolutions entre les déclarations du Président d’EDF en 2007 et l’enclenchement du projet Penly 3 en 2009.

La Programmation pluriannuelle des investissements (PPI) 2006 ne faisait pas apparaître la nécessité de développer un équipement nucléaire supplémentaire avant 2015.

Depuis 2007, le contexte a évolué : les exigences environnementales se sont renforcées en France au travers du Grenelle de l'environnement dont les conséquences attendues dans le domaine de l’électricité sont :
ü la réduction de la consommation énergétique globale, avec des transferts d'usage utilisant du gaz, du pétrole ou du charbon vers l'électricité, qui s'accompagne d'une légère croissance de la demande d'électricité ;
ü de nouveaux moyens de production d'électricité les moins émetteurs possible de gaz à effet de serre, tout en maintenant l'indépendance énergétique et la compétitivité du kWh produit.

Pour répondre aux objectifs du Grenelle de l’environnement, les pouvoirs publics ont lancé un très important programme d’économie d’énergie et de développement des énergies renouvelables. Les objectifs sont très ambitieux, ils ne pourront toutefois pas satisfaire l’ensemble des besoins. Les travaux qui ont servi à élaborer la Programmation pluriannuelle des investissements 2009 ont en effet mis en évidence que, dans une large gamme de scénarios production-consommation d’électricité, la réalisation de Penly 3 apparaît nécessaire un peu avant 2020 pour couvrir les incertitudes dont sont entachés ces scenarios.

Question

Lors de la réunion de clôture du débat EPR tête de série, Bernard Salha, responsable de l’ingénierie nucléaire d’EDF a rappelé « qu'en ce qui concerne les ENR, donc les énergies renouvelables, le Groupe EDF s'est d'ores et déjà engagé à investir 3 [milliards d’euros], l'équivalent du prix du réacteur EPR de Flamanville, dans des projets éoliens d'ici 2010. » Même si cela n’est pas dit explicitement, cet investissement ne concerne pas uniquement la France. Nous sommes en 2010 : cet engagement a-t-il été respecté ? Le coût de l’EPR a fortement augmenté : l’investissement dans l’éolien aussi ?

Transmise  à EDF 14 juin 2010.

Réponse

Réponse le  25/06/2010

Votre question porte sur les engagements en terme d’investissement dans les énergies renouvelables.

Le développement des énergies renouvelables est un axe stratégique prioritaire du groupe EDF qui engage d’importants investissements dans ce secteur. 

Depuis 2007, les investissements cumulés d’EDF Energies nouvelles, filiale d’EDF qui porte les activités dans les énergies renouvelables hors hydraulique, représentent 4,6 milliards d’euros essentiellement dans l'éolien et le solaire photovoltaïque, avec comme objectif de disposer fin 2012 de 4200 MW de capacité.

Vous pourrez trouver une présentation détaillée des investissements d’EDF dans les énergies renouvelables, au paragraphe 1.1 de la deuxième partie du dossier du maître d’ouvrage « Mieux comprendre les enjeux du nucléaire ».

Question

Le taux de disponibilité du parc nucléaire d’EDF ne cesse de se dégrader pour atteindre 78%, un des plus mauvais au monde, alors qu’en parallèle, la compagnie ne cesse de promettre une amélioration pour bientôt. Ces promesses ne sont pas crédibles. En effet, d’après Les Echos du 12 mai : «Lors de son introduction en Bourse, en 2004, EDF visait un coefficient de disponibilité de 84 % en 2007. Puis le patron Pierre Gadonneix a formulé un nouvel objectif : 85 % à l'horizon 2011. A son arrivée, l'automne dernier, son successeur Henri Proglio avait préféré parler de «moyen terme». Le Premier ministre François Fillon avait alors évoqué un délai de trois ans.»

Maintenant, cet objectif a été repoussé à 2015… Pourquoi EDF se précipite-t-elle à construire un deuxième EPR alors qu’elle n’est pas capable d’optimiser son parc actuel et que le chantier de Flamanville accumule les retards et déboires ?

Transmise à EDF le 14 juin 2010.

Réponse

Réponse le  30/06/2010

Réponse d'EDF :

Votre question porte sur l’utilité de l’EPR, au regard du taux de disponibilité du parc nucléaire d’EDF.

En se portant candidat pour réaliser Penly 3, EDF et ses partenaires jugent le projet utile à plusieurs titres. Si le projet est confirmé à l’issue du débat public, Penly 3 donnera une marge de sécurité au système électrique français en termes de capacité de production, compte tenu des incertitudes qui existent à l'horizon 2020.

Penly 3 permettra en outre de disposer d’une énergie peu émettrice de gaz à effet de serre, de produire une électricité peu sensible aux fluctuations des marchés des matières premières (l’uranium ne représente aujourd’hui que 5 % du coût de production de l’électricité nucléaire) et  de produire une électricité compétitive par rapport aux  nouveaux moyens de production fonctionnant au gaz ou au charbon.

Le choix de l’EPR s’appuie sur une démarche qui tire profit de l’expérience accumulée par toutes les centrales nucléaires en France et en Allemagne et cherche à prendre le meilleur de chaque type en y apportant des améliorations. EDF a participé depuis l’origine, à la définition de l’EPR avec les principaux électriciens allemands. Depuis le début des années 90, le dialogue est permanent avec le constructeur, les Autorités de sûreté nucléaire française et allemande pour définir le produit le mieux adapté aux besoins d’EDF, dans l’intérêt de ses clients, c’est-à-dire garantissant la sécurité, la maîtrise des coûts et la réduction des déchets. La technologie EPR (European pressurised reactor), synthèse de ces améliorations, est un choix réaliste, qui allie le progrès technique et la continuité de nos savoir-faire.

Pour plus de détails sur l’utilité du Projet Penly3, nous vous renvoyons au chapitre 3 du dossier du Maître d’ouvrage.

EDF souhaite pérenniser la production d’électricité nucléaire que ce soit pour le parc existant ou pour les nouveaux moyens de production

Le projet Penly 3 proposé par EDF et ses partenaires s’inscrit dans une stratégie globale qui utilise tous les leviers définis par la politique énergétique française : maîtrise de la demande d’énergie, développement des énergies renouvelables, modernisation du parc thermique à flamme, recours pérenne à l’énergie nucléaire. Ces leviers sont complémentaires.

Le recours pérenne à l’énergie nucléaire passe par le maintien, l’amélioration et le développement de l’outil de production actuel et s’appuie notamment sur trois axes stratégiques :

ü l’allongement de la durée de fonctionnement des centrales nucléaires au-delà de 40 ans ;

ü l’augmentation de la capacité de production du parc existant ;

ü la construction d’une première tranche EPR à Flamanville et le lancement d’une unité EPR à Penly, si le projet est confirmé à l’issue du débat public.

L’amélioration du taux de disponibilité (le pourcentage de temps où l’unité est apte à produire) avec un objectif de 85 % (contre 80 % environ ces dernières années) et  l’augmentation de la puissance du parc existant font, depuis plusieurs années, l’objet d’investigations, d’investissements et de réalisations : passage des 4 unités de production les plus récentes (Chooz et Civaux) à des cycles de production de 18 mois au lieu de 12 mois, réduction du taux d’indisponibilité fortuite par l’amélioration des diagnostics par la maintenance préventive des matériels,  renforcement de la maîtrise des arrêts de tranche pour réduire leur durée, rénovation anticipée de matériels sensibles tels que les condenseurs et réchauffeurs.

Les objectifs correspondants sont pris en compte dans les scénarios utilisés pour les travaux de la Programmation pluriannuelle des investissements (PPI) de production d'électricité 2009 en parallèle de la possible réalisation du réacteur de Penly 3.

Par ailleurs, les principaux évènements rencontrées ces dernières années  qui ont affecté le taux de disponibilité des centrales nucléaires sont connus :
ü      avaries affectant les générateurs de vapeur (« colmatage des générateurs de vapeur ») de plusieurs unités ;  
ü      aléas rencontrés lors d’opérations de maintenance sur des alternateurs (pertes d’isolement des stators). 

Ils font l’objet de traitement appropriés : lessivage chimique des générateurs de vapeur, rebobinage du stator sur site ou remplacement à neuf pour les alternateurs  (programme de rénovation au rythme de 5 stators par an ; en 2012, 35 stators sur les 48 concernés auront été totalement rénovés ou changés et bénéficieront d’une nouvelle technologie).

A aucun moment, ces avaries n'ont mis en cause la sûreté des unités du parc électronucléaire.

Une analyse sur la durée (données AIEA et ELECNUC : http://i-tese.cea.fr/fr/Publications/Elecnuc/2009/index.html) montre que, comptabilisé sur la durée de vie, le taux de disponibilité du parc de production nucléaire d’EDF se trouve au même niveau que la moyenne du parc de production nucléaire mondial (78,2 %).

Question

L’hiver dernier, comme les hivers précédents, EDF était en situation critique à chaque coup de froid. Que fait EDF pour lisser les pointes de demande ?

Transmise à EDF le 14 juin 2010.

Réponse

Réponse le  08/07/2010

Au-delà de toutes actions de Maîtrise de la demande d’énergie (MDE) qui contribuent à abaisser la pointe de consommation aussi bien que le niveau de consommation de base, nous comprenons que votre question porte sur les éléments spécifiques pour « lisser » la pointe de consommation elle-même.

Le lissage de la courbe de charge par le pilotage de la demande est mise en avant par le rapport Sido-Poignant (http://www.developpement-durable.gouv.fr/IMG/pdf/Rapport_Poignant-Sido.pdf) ; EDF y participe activement, bien que n’étant pas le seul acteur.

EDF commercialise d'ores et déjà des offres d'effacement de pointe au tarif réglementé de vente (Tempo) basées sur des compteurs spécifiques qui comptabilisent précisément la consommation d'énergie pendant ces périodes. Le retour d'expérience de ces offres tarifaires montre une bonne efficacité mais malheureusement les volumes concernés par ces offres se sont récemment réduits pour diverses raisons. EDF milite pour une évolution de la structure des tarifs qui devrait redynamiser ce type d'offre. L'évolution tarifaire de l'an dernier allait dans ce sens.

Le déploiement par ERDF (Electricité Réseau Distribution France)  des compteurs Linky permettra également à l'ensemble des clients de connaître leur consommation effective d'électricité, de mieux agir sur cette dernière, et dynamiser les offres horosaisonnalisées.

L'une des propositions du rapport Sido Poignant consiste en une extinction à terme de tous les tarifs réglementés sans horosaisonnalité et dans l'idéal cette extinction devrait intervenir concomitamment au déploiement des compteurs Linky. Aujourd'hui, les compteurs Linky font l'objet d'expérimentations pilotes à Lyon et en Touraine et la généralisation du déploiement sera l'objet d'une décision des pouvoirs publics courant 2011.

Question

En Picardie, la production d'électricité à partir de l'énergie renouvelable est importante. Le prix de rachat du Kwh éolien est de l'ordre de 8,38 cent €/KWh (55 cent de Fr). Le prix de rachat du KWh photovoltaïque est de 58 cent €/KWh. Quel est le coût du kWh nucléaire prévisible produit par l'EPR ? Pour l'éolien, le temps de production annuelle est de l'ordre de 1750 heures soit 20% de 8750 heures. Quel est le temps de fonctionnement prévisible annuel d'un réacteur EPR ?
Le kWh produit par le réacteur EPR sera-t-il financé partiellement, comme l'éolien ou le photovoltaïque, par la Contribution au service public de l'électricité (CSPE) que chaque consommateur paie sur sa facture d'électricité ?
Lors des grands froids, la part de la production picarde de l'éolien n'est jamais annoncée dans les médias Picards. Parait-il qu'elle est inférieure à 1% de la production totale ou des besoins picards. Il est à noter qu'une période de grand froid correspond à une période sans vent. Comment nos voisins allemands compensent-ils la faiblesse de la production éolienne lors d'une période sans vent ou de faible vent : production thermique classique ou importation d'électricité produite par ses voisins européens ? Merci.

Transmise à EDF le 18 juin 2010.

Réponse

Réponse le  09/07/2010

Réponse d'EDF :

Votre question porte 1- sur le coût de production de Penly3, 2- le temps de fonctionnement de Penly3, 3- La Contribution au service public de l'électricité, 4 - la variabilité de la production éolienne en hiver en Picardie, 5 - la compensation de l'intermittence de l'éolien allemand en hiver

1. Concernant le coût de production de Penly 3 : le coût de production prévisionnel de Penly 3 est aujourd'hui estimé entre 5,5 à 6 cent €/kWh. Ce coût est inférieur au coût de production de l’électricité thermique (gaz et charbon), mais aussi éolienne et solaire photovoltaïque.

2. Concernant le temps de fonctionnement de Penly 3 : La fraction du temps où le réacteur de Penly 3 sera apte à produire est définie par le coefficient de disponibilité, celui de Penly 3 devrait se situer en moyenne à 91 %. C'est-à-dire,  Penly 3 produira 91% du temps, soit plus de 7 900 heures en moyenne par an.

La centrale de Penly 3 aura une meilleure disponibilité que les réacteurs nucléaires d'EDF aujourd'hui en exploitation; Cette augmentation s’explique principalement par des dispositions constructives pour réduire les durées d’arrêt nécessaires au rechargement du réacteur en combustible et à sa maintenance, notamment par la possibilité de réaliser une partie de la maintenance pendant que l’unité est en fonctionnement. Ainsi, la visite partielle (changement de combustible + maintenance) de l’installation, dont la durée de référence est de 36 jours environ pour les unités actuelles, sera réduite à 16 jours à Penly 3. Ces améliorations ainsi que l’augmentation de puissance permettront à Penly 3 de produire jusqu'à 34 % d’électricité de plus par an que Penly 1 ou 2.

3. Concernant la Contribution au service public de l'électricité (CSPE) : le réacteur Penly 3 ne sera pas financé par la CSPE. Rappelons que la CSPE, instituée par la loi n° 2003-8 du 3 janvier 2003, vise à compenser:

ü les surcoûts résultant de l'obligation d'achat, par EDF ou les distributeurs non nationalisés, de l'électricité produite par certains types d'installations (éoliennes, photovoltaïque, cogénération…);

ü  les surcoûts de production dans les zones non interconnectées telles que les départements d'outre-mer ;

ü  les coûts résultant, pour les distributeurs d'électricité, de la mise en œuvre du tarif électrique " produit de première nécessité ", prévu par l'article 4 de la loi du 10 février 2000 ;

ü  une partie des coûts supportés par les fournisseurs d'électricité en raison de leur participation financière au dispositif institué en faveur des personnes en situation de précarité ;

ü  une partie des charges supportées par les fournisseurs qui alimentent des consommateurs au tarif réglementé transitoire d'ajustement du marché   (TARTAM)⁽¹⁾ ;

ü  le budget du médiateur national de l'énergie, qui est arrêté par le ministre chargé de l'énergie sur proposition de la Commission de régulation de l'énergie.

La CSPE est une contribution payée par chaque consommateur final d’électricité, payée pour chaque kWh, à hauteur d’un coût fixé chaque année par arrêté du ministre, sur proposition de la CRE

4. Concernant la variabilité de la production éolienne en hiver en Picardie :

En France, la production éolienne terrestre est fortement saisonnière, le facteur de charge moyen⁽²⁾ en décembre-janvier (33%) est presque deux fois supérieur à celui des mois d’été (18%), pour obtenir un facteur de charge sur l'année d'environ 25 %. Cependant, lorsque les températures sont inférieures à 5°C, on constate un facteur de charge inférieur à la moyenne de décembre-janvier (33 %), il se rapproche alors du facteur moyen sur l'année (25 %), le phénomène est accentué lorsque les températures sont encore plus basses, inférieures à 0°C sur la France. Cependant, ce phénomène n’est pas accentué lorsque la température descend encore (par ex. < -5 °C).

En Picardie, l'absence de vent pendant des anticyclones d'hiver peut effectivement conduire à une production éolienne plus faible voire nulle à certaines périodes. Cette absence de production est compensée l'hiver par de la production d'origine nucléaire et thermique classique (charbon, fioul…).

5. Concernant la compensation de l'intermittence de l'éolien allemand en hiver :

L'Allemagne, qui a significativement investi dans l'énergie éolienne, peut rencontrer des difficultés en cas d'absence de vent. Dans ce cas, une baisse ou une absence  de production éolienne peut effectivement être compensée par de la production thermique classique ou des importations d'électricité produite par ses voisins européens.  Ainsi, lors de la canicule de 2003, http://fr.wikipedia.org/wiki/Canicule_europ%C3%A9enne_de_2003 la capacité des éoliennes allemandes est tombée à moins du vingtième (1/20) de sa valeur nominale, et  l'Allemagne a dû importer une quantité d'électricité équivalente à deux tranches nucléaires de l'ordre de 1 000 MW.

Question

Le nucléaire est-il vraiment efficace pour lutter contre le réchauffement climatique ? En faisant un bilan historique (sur 40 ans): on peut constater que non ! Est-il certain que la mise en oeuvre de 3 EPR (dont délais et cout) soit plus efficace que les mêmes sommes mis dans la réduction et la maitrise de la consommation d'énergie ? (réponse claire du type oui ou non fortement souhaitée).

Transmise à EDF et à la DGEC le 25 juin 2010.

Réponse

Réponse le  11/07/2010

Réponse EDF

Réponse à votre première question : OUI, le nucléaire est vraiment efficace pour lutter contre le réchauffement climatique, même si il ne peut résoudre ce problème à lui seul. Son efficacité réside dans le différentiel de production de gaz à effet de serre en comparaison d’autres moyens de production conventionnels (thermiques à gaz ou charbon).

Les émissions de CO₂ de nos centrales nucléaires sont de 4g/kWh⁽¹⁾, alors que celles des centrales thermiques utilisant des combustibles fossiles les plus performantes sont de 400g/kWh (gaz) ou de 800 g/kWh (charbon).

Au 31/12/2009, la production cumulée de toutes les centrales nucléaires françaises depuis leur mise en service était de 12 022 TWh. La même quantité d’électricité produite par  des centrales à gaz performantes aurait occasionné des rejets de CO₂ de près de 5 milliards de tonnes⁽²⁾, le double avec des centrales à charbon.

On peut également faire le constat suivant pour attester de l’efficacité du nucléaire en termes de réduction des émissions de gaz à effet de serre : le pays le plus proche de la France, géographiquement mais également pour ce qui concerne son mode de vie et son niveau d’industrialisation, l’Allemagne a des émissions de CO₂ par habitant beaucoup plus élevées (Allemagne : 9,7 tonnes/an/habitant ; France : 5,8). Cette différence trouve son explication dans la différence des structures des parcs de production d’ électricité (76,9% de la production d’électricité est d’origine nucléaire en France ; 22,4 en Allemagne⁽³⁾ ).

Concernant votre deuxième question, il est impossible d’y répondre « par oui ou par non ». La réduction de la consommation énergétique (et donc des gaz à effet de serre associés) n’est pas seulement une affaire d’argent. Elle requiert le changement des comportements et la mobilisation des parties prenantes : en premier lieu les consommateurs d’énergie, l’Etat et les collectivités,  les filières professionnelles et en dernier lieu les énergéticiens⁽⁴⁾. On ne décrète pas les économies d’énergie, on ne peut qu’inciter à les réaliser.

D’autre part,  l’investissement dans Penly 3 et les incitations aux économies d’énergie sont par essence non comparables :

-         en investissant dans Penly 3, s’il est confirmé à l’issue du débat public, EDF et ses partenaires créent un outil de production qui va leur générer des recettes (la vente des kWh produits), et ces recettes rembourseront l’investissement

-         à l’inverse, les incitations aux actions de maîtrise de la demande d’énergie se font principalement par subvention, l’aide des énergéticiens restant marginale par rapport à l’investissement consenti par le consommateur et la subvention apportée par les pouvoirs publics (même si l’aide est décisive, car directement opérationnelle : conseil, professionnalisation des intervenants,…). Le retour sur investissement se fait au niveau de la collectivité dans son ensemble, via les économies réalisées, l’activité générée et l’atteinte des objectifs nationaux en termes d’écoefficacité énergétique. Il n’y a pas de valorisation financière pour l’énergéticien.

Enfin, votre question nous incite à vous rappeler que la politique énergétique de la France n’oppose pas  de façon manichéenne les économies d’énergie et le nucléaire. Au contraire, elle les associe, de même que le développement des énergies renouvelables⁽⁵⁾.

(1) : ce chiffre comprend la totalité du cycle de vie de la centrale, de la construction au démantèlement et celui du cycle du combustible nucléaire, de la mine jusqu’au retraitement et au stockage des déchets.

(2) à titre de comparaison, les émissions totales annuelles des deux plus gros émetteurs mondiaux sont de 6,1 milliards de tonnes (Chine, chiffres 2006) et 5,7 (Etats-Unis).

(3) : voir le détail et des compléments sur ces chiffres dans le dossier du maître d’ouvrage page 102.

(4) : voir un développement à ce sujet dans le dossier du maître d’ouvrage à la page 37.

(5) : voir à ce sujet le dossier du maître d’ouvrage, chapitres 2.7 et 3.

Commentaire CPDP : la réponse de la DGEC sera mise en ligne dès qu'elle nous parviendra.

Question

Est-ce que EDF et Areva s'intéressent ou participent au projet ITER ?

Transmise à EDF et Areva le 25 juin 2010.

Réponse

Réponse le  28/06/2010
Réponse d’EDF : 
EDF s’intéresse au projet ITER à titre prospectif à très long terme. Le projet ITER est en effet un précurseur de ce que pourrait être un des moyens de production d’électricité du futur.  

EDF ne participe pas au projet ITER, car c’est un projet de recherche fondamentale qui consiste à tenter de reproduire le phénomène de fusion thermonucléaire du type de celui qui se produit sur le soleil. Les échéances de ce projet sont très lointaines, dans le meilleur des cas la mise en service d’un prototype produisant de l’électricité n’interviendra pas avant la seconde moitié du siècle et l’industrialisation du procédé encore plus tard.  

Avant l’utilisation des réacteurs à fusion pour produire de l’électricité, il y aura celle des réacteurs à fission de génération 4 dont les versions industrielles pourraient voir le jour vers le milieu du siècle.(http://www.gen-4.org/ en anglais, voir également le dossier du maître d’ouvrage page 115).

Réponse d'Areva :

Question

Prolongation d'une intervention orale au débat de la CPDP pour Penly3 à  Rouen le mardi 27 avril 2010

Dans le coût du kw/h à la production , qui sera  vendu au consommateur tel qu’il est annoncé par les  promoteurs de l’EPR, on peut se demander si celui-ci comprendra l’estimation des conséquences d’un accident majeur, type « Tchernobyl ».

Le prix estimé et annoncé dans les débats, malgré les incertitudes des chantiers en cours, du Mégawatt /h (1000 kwh – M/W/H) est de 55€. (L’ Agence Internationale de l’Énergie prévoit plutôt 69€…).

Pour un consommateur lambda, le tarif « bleu ciel » règlementé, au printemps 2010, du KW/H est facturé 0,0781 hors les taxes ; soit 78,1 le MegaW/H .

Dans ce tarif, le coût de l’acheminement de l'électricité, selon le maître d’ouvrage, représente 47%  du prix selon EDF (- 33,4€). ; ce qui fait que  44,7€ le MégaW/H représente le coût de production et les 12 % de bénéfice  (Cf déclaration de Monsieur Dupuis d'EDF, le 22/04/2010 ).

 Nous voyons d’office, que le KW/H produit par l’EPR, entraînera une augmentation de sa facture pour le consommateur français.

Comme pour les installations classées pour l’environnement type « Seveso seuil haut », on doit avoir évalué les zones de danger en cas de rupture du confinement.

Dans les prévisions de coût, a-t-on prévu l’improbable les conséquences d’un accident type « Tchernobyl » ?  ?

 - Le coût du KW/H produit annoncé prévoit il :

- les primes d’assurances (si un assureur veut prendre le risque…)

 - les  provisions pour dédommager les particuliers (mort des proches, soins des survivants,  dégâts aux biens….), les entreprises, y compris agricoles,  et  les collectivités si la zone impactée, n’est plus habitable ?

Quelles seront les conséquences pour le prix du KW/H à moyen terme?

Transmise à EDF le 8 juillet 2010.

Réponse

Réponse le  18/08/2010

Réponse d'EDF :

Votre question porte 1) sur la comparaison du coût de production de l’EPR avec le coût de rémunération de l’opérateur à partir du tarif régulé ; et 2) la prise en charge des coûts associés aux dommages qui seraient causés par un accident nucléaire. 

1)      le coût de production prévisionnel de Penly 3 est aujourd'hui estimé entre 5,5 à 6 centimes d’euro du kilowattheure.  

Le prix de l’électricité au tarif réglementé, est aux alentours de 12 centimes d’euro du kilowattheure. Dans ces 12 centimes :
-         environ 25 % sont des taxes prélevées par l’État, soit la TVA, des taxes locales sur l’électricité, une contribution tarifaire d’acheminement, la CSPE (contribution pour le service public de l’électricité) qui permet de prendre en charge la péréquation tarifaire et de payer les obligations d’achat que le système électrique a vis-à-vis des énergies renouvelables,
-         environ 35 % servent à rémunérer le transporteur
-         la partie qui permet de rémunérer l’opérateur n’est que d’environ 40 % ; c’est cette valeur  qu’il faut mettre en regard du coût de production. On est alors à un peu moins de 5 centimes d’euro du kilowattheure.
Cette part du producteur, couvre les charges d’exploitation et le remboursement des investissements. Ce qui reste alors correspond à la rentabilité de l’entreprise.

L’électricité qui compose ce tarif n’est pas uniquement d’origine nucléaire ; elle est également produite pour une petite quantité par des centrales charbon, gaz, fioul, et hydraulique, de façon à servir le réseau à toutes les heures de l’année. 

Le coût de production de l’EPR est un peu plus cher que la part du tarif qui revient actuellement au producteur, mais c’est encore plus le cas pour les autres moyens de production au gaz ou au charbon, en raison du prix du combustible, de celui du CO₂ et en raison de l’augmentation du prix  des équipements constatée ces dernières années.
Si le projet est confirmé à l’issue du débat public, Penly 3 produira une électricité compétitive par rapport aux autres moyens de production d’électricité thermique (gaz et charbon), mais aussi éolienne et solaire photovoltaïque. Nous vous renvoyons au dossier du Maître d’ouvrage page 35 qui explique pourquoi l’EPR est le meilleur choix économique pour EDF (compétitivité, rentabilité, coût de production stable).
Nous rappelons que les tarifs réglementés sont fixés conjointement par les ministres chargés de l'économie et de l'énergie, sur avis de la Commission de Régulation de l'Energie (CRE), selon des critères qui leur sont propres. 

2)      En ce qui concerne la prise en charge des coûts liés aux  dommages qui pourraient être causés par un accident nucléaire, ce thème a déjà été traité suite à des questions posées sur le site Internet du débat public Penly 3. Vous trouverez les réponses dans la rubrique «sécurité, sûreté, santé, environnement» en vous référant aux questions 2 et 14.  

Nous rappellerons qu’EDF souscrit des assurances pour la responsabilité civile dans le cadre de l'exploitation de ses centrales nucléaires.
La responsabilité civile des exploitants nucléaires français est régie par les conventions internationales de Paris et de Bruxelles (1960 et 1963) transposées en droit français par les lois françaises des 30 octobre 1968 et 16 juin 1990, qui prévoient l’indemnisation des dommages aux personnes et aux biens causés par un rejet dans l’atmosphère d’éléments radioactifs résultant d'un accident nucléaire ; elles obligent à souscrire et à maintenir une assurance ou une autre garantie financière pour couvrir les dommages causés à des tiers pour un même accident nucléaire.
Il convient de noter que ces polices d'assurance sont agréées par le ministre de l’économie et des finances.
Le coût de ces assurances est pris en compte dans le coût de production du kWh de Penly3.
Indépendamment  des assurances, tout est mis en oeuvre pour assurer la sûreté des installations, dès leur conception. L’EPR qui bénéficie de l’expérience acquise sur les centrales françaises et allemandes fera encore progresser la sûreté.
Au quotidien, la sûreté est une préoccupation permanente des salariés qui mettent en œuvre leur professionnalisme en s’appuyant sur le respect rigoureux de règles et de procédures d’exploitation, ainsi que sur un système de formation en continu.

Question

Question identifiée à la réunion de Paris et étant restée sans réponse 

Un mot sur la question de la priorité donnée ; on nous a présenté les choses en disant qu’il y a une priorité donnée aux économies d’énergie, aux ENR et, finalement, l’EPR nucléaire n’est qu’une question de bouclage sur ce qui manquerait. Franchement, ce n’est pas du tout ce que l’on entend à EDF ; la préoccupation essentielle, c’est le nucléaire, il faut vendre du nucléaire. Il suffit de regarder le budget de recherche consacré aux ENR ; il est de l’ordre de 4 %. Ainsi quelle est la part du budget recherche dédiée aux énergies renouvelables versus le nucléaire chez EDF ?

Transmise à EDF le 29 juin 2010;

Réponse

Réponse le  22/07/2010

Réponse d'EDF :

Vous souhaitez connaître les parts consacrées respectivement au nucléaire et aux énergies renouvelables dans le budget de recherche d’EDF. 

Pour mémoire, la Direction Recherche et développement (R&D) du groupe EDF a pour missions principales de contribuer à l’amélioration de la performance des unités opérationnelles et d’identifier et préparer les relais de croissance à moyen et long termes.
Le contexte mondial et européen de l’énergie atteste du bien fondé de l’engagement renouvelé du groupe EDF sur le terrain de l’innovation et de la recherche :
• l’épuisement progressif des ressources fossiles (pétrole, gaz, etc.), la problématique de réduction des émissions de CO2 et du réchauffement climatique, les questions environnementales et les questions relatives aux usages de l’eau ;
• le développement mondial de la recherche sur de nouveaux moyens durables de production d’électricité, de combustible de substitution mais aussi sur l’efficacité énergétique et la gestion de la demande ;
• le développement de nouvelles technologies de l’informatique et de la communication dans les systèmes techniques ;
• les changements induits par l’ouverture à la concurrence des marchés de l’énergie. 

Dans le domaine de la production, notamment nucléaire, mais également hydraulique et thermique à flamme, la R&D d’EDF développe les outils et méthodes pour améliorer les performances d’exploitation et optimiser la durée de fonctionnement des moyens de production du groupe EDF en toute sûreté, et anticipe les nouvelles exigences environnementales. 

Dans les énergies renouvelables, la R&D d’EDF a pour objectif d’identifier les ruptures technologiques à forts enjeux compétitifs et contribue à faire émerger industriellement les technologies les plus prometteuses au bénéfice du Groupe, notamment les énergies solaires et marines. 

Les dépenses de recherche et développement d’EDF sont de l’ordre de 400 M€ dont un peu moins de la moitié est consacrée au nucléaire, et de l’ordre de 6% aux énergies renouvelables avec l’hydraulique.Au delà de cette dernière valeur, il est important de signaler qu’en 2009, près de 95 millions d’euros du budget global ont été consacrés à la protection de l’environnement : recherche sur l’efficacité énergétique des usages de l’énergie, et les énergies renouvelables, sur les impacts locaux du changement climatique et sur des études portant sur d’autres problématiques environnementales (biodiversité, qualité de l’eau, réduction des nuisances, etc.). 

Il est aussi important de souligner qu’il y a deux types de R&D dans le domaine de la production d’électricité :
-   la R&D portée par les énergéticiens pour améliorer la performance de leur moyens de production en fonctionnement, telle qu’évoquée précédemment. Notre investissement en R&D dans le nucléaire a essentiellement cet objectif.  Cette R&D a un poids important du fait notamment de la progression des  exigences de sûreté, et également du fait que l’outil industriel représente des actifs importants.
-  la R&D pour développer de nouveaux moyens de production ; c’est en premier lieu un investissement du constructeur (fabriquant d’éoliennes par exemple), et non pas de l’énergéticien. Dans le cas des énergies renouvelables, ces dépenses sont couvertes par le prix d’achat des machines commercialisées ; et au final, c’est la CSPE (Contribution au service public de l'électricité) qui permet d’en assurer l’amortissement. Rappelons que la CSPE vise à compenser notamment les surcoûts résultant de l'obligation d'achat, par EDF ou les distributeurs non nationalisés, de l'électricité produite par certains types d'installations (éoliennes, photovoltaïque…); c’est à dire l’écart entre le prix de marché de l’électricité produite par les technologies conventionnelles et le coût de production des énergies renouvelables, ce dernier étant plus élevé en raison notamment des dépenses de développement et de la non maturité industrielle de ces moyens de production. En conclusion, la R&D des énergies renouvelables, est couverte majoritairement par la CSPE.

Question

EDF ne répond pas à la question n°190. Lors du débat sur l'EPR à Flamanville, EDF s'était engagée à investir 3 milliards d'euros dans l'éolien (voir le compte-rendu du débat). La réponse porte sur les énergies nouvelles en général et pas sur l'éolien en particulier. Nous reposons donc la question en espérant qu'EDF prendra la peine d'y répondre précisément. Combien EDF a-t-elle investi dans l'éolien depuis le démarrage du chantier EPR à Flamanville ? Quelle est la part de ces investissements qui concernent la France ? Quels sont les autres pays concernés ? LA CPDP pourrait-elle veiller à ce qu'EDF réponde bien aux questions posées ?

Transmise à EDF le 8 juillet 2010.

Réponse

Réponse le  12/07/2010

Réponse d'EDF :

Question

Drôle d'indépendance ! La France plus indépendante grâce au nucléaire importé qu'avec des énergies renouvelables nationales ! Rappelons d'abord la définition de l'indépendance énergétique : c'est l'énergie produite sur le territoire divisée par l'énergie totale (énergie produite nationalement + importations – exportations). Définition logique : ce qu'on produit soi-même rapporté à la totalité des besoins. Chacun l'a déjà entendu plusieurs fois : grâce au nucléaire nous avons une certaine indépendance énergétique (en gros 40%). Naturellement, comme 100 % de l'uranium qui fait fonctionner nos centrales est importé, cette indépendance peut paraître un peu bizarre. Mais il faut croire qu'à force de répéter les choses, elles deviennent vraies car cela n'étonne plus personne. Mais il y a plus incroyable encore car le mode de calcul de cette indépendance va vous surprendre ! Imaginons le remplacement de toute notre électricité nucléaire par de l'électricité éolienne, hydraulique et solaire photovoltaïque avec les éléments naturels de notre territoire : eau, vent, soleil. Possible ou pas, là n'est pas la question ! La question est : que deviendrait alors notre indépendance énergétique ? Naturellement, comme toute personne de bon sens, vous répondez qu'elle serait bien meilleure. Vous avez tout faux ! Notre indépendance serait très dégradée et passerait de 40% à 20% environ. Surprenant non ! Incompréhensible ? En tout cas politiquement très intéressant pour amplifier le nucléaire et amoindrir les énergies renouvelables. L'explication réside dans les choix faits pour élaborer les bilans énergétiques. Pour faire un bilan, il faut pouvoir additionner les différentes énergies. Tant qu'on raisonne sur des énergies qui produisent de la chaleur, aucun problème : on additionne la chaleur que produit chaque source d'énergie et on convertit dans une unité commune, le million de tonnes équivalent pétrole (Mtep). Le problème commence avec l'électricité : quand on a un système performant qui produit directement de l'électricité, comme l'hydraulique, l'éolien ou le solaire photovoltaïque, on convertit cette électricité en chaleur (Mtep) et on ajoute. quand on produit de l'électricité à partir d'énergies fossiles ou d'uranium, il se dégage, dans le réacteur, de la chaleur dont une part importante est perdue et une petite proportion est convertie en électricité (1/3 pour le nucléaire, 40% pour le charbon, un peu plus pour le gaz). Mais voilà, dans ce cas, on ne prend plus en compte seulement l'électricité produite, mais la chaleur dégagée dans le réacteur, donc l'électricité produite... plus les pertes. Ainsi, on compte le nucléaire pour trois fois la quantité d'électricité produite (1/3 d'électricité et 2/3 de pertes). L'énergie produite sur notre territoire est alors considérablement augmentée grâce aux pertes, et avec elle.... notre fameuse indépendance énergétique. Ce système est donc une prime au mauvais rendement et permet d'afficher une production nucléaire considérable face à des énergies renouvelables toujours plus faibles car plus performantes et sans pertes. La notion d'indépendance énergétique ainsi calculée est un leurre ou... une mystification !

Transmise à EDF et à la DGEC le 29 juin 2010.

Réponse

Réponse le  05/07/2010

Réponse d'EDF :

Votre question porte sur les méthodes de calcul de l’énergie primaire et  du taux d’indépendance énergétique. Elles suivent les règles méthodologiques établies par la DGEMP, devenue depuis la DGEC du MEEDDM (http://www.statistiques.equipement.gouv.fr/IMG/pdf/Les_equivalences_energetiques_et_la_nouvelle_

methodologie_d_etablissement_des_bilans_energetiques_de_la_France_cle79f5f1.pdf ).

En tant que producteur d’électricité, il ne nous appartient pas de les commenter.

Nous pouvons cependant préciser qu’au-delà de la manière de déterminer le taux d’indépendance énergétique, il convient de s’efforcer d’y contribuer le plus possible conformément à la stratégie nationale définie dans l’article 1 de la Loi n°2005-781 du 13 juillet 2005 de programme fixant les orientations de la politique énergétique :

« Cette politique vise à :

- contribuer à l'indépendance énergétique nationale et garantir la sécurité d'approvisionnement ;

- […] »

Les énergies renouvelables contribuent pleinement à l'indépendance énergétique nationale et à la sécurité d'approvisionnement. Malheureusement, elles ne suffisent pas à satisfaire la demande d’électricité nationale : elles assurent actuellement moins de 20 % des besoins. Par ailleurs, l’intermittence de certaines de ces énergies renouvelables (le photovoltaïque ne fonctionne pas la nuit, l’éolien ne fonctionne pas en l’absence de vent) oblige à avoir des moyens de production pour suppléer aux périodes de non fonctionnement. Le complément doit donc être produit avec des centrales thermiques. Leurs combustibles sont le pétrole (réservé aux moyens de pointe ou d’extrême pointe, la part est marginale), le gaz (cycles combinés), le charbon ou le combustible nucléaire.

Pour contribuer à l’indépendance énergétique et garantir la sécurité d’approvisionnement, le combustible nucléaire présente d’incontestables avantages par rapport aux combustibles fossiles :

- l’uranium ne représente que 5% du coût du kWh produit par une centrale nucléaire, un doublement du prix de l’uranium ne provoquerait qu’une augmentation de 5% du coût du kWh. Ceci a pour conséquence la prévisibilité des coûts du kWh nucléaire, une bonne stabilité et permettra dans le futur l’exploitation de gisements à coût d’extraction plus élevé, repoussant ainsi l’échéance de l’épuisement de la ressource ;

- le minerai d’uranium est abondant, des ressources non conventionnelles très importantes pourront prendre le relais ;

- les gisements de minerai d’uranium sont bien répartis dans le monde, les sources d’approvisionnement sont diversifiées géographiquement et politiquement ; d’autre part le leader mondial du cycle du combustible nucléaire (notamment l’extraction de l’uranium et la fabrication de combustible nucléaire) est une entreprise française dont les capitaux sont très majoritairement détenus par l’Etat ;

- l’énergie est très concentrée dans l’uranium, ce qui  permet de constituer facilement des stocks de très grande capacité sur le sol national.

Question

Au vu des déboires d'Areva in Finlande (chantier EPR d'Olkiluoto), Standard & Poor's a dégradé la note d'Areva, modérant la baisse par le fait qu'Areva pouvait bénéficier des aides de l'état français. Est-ce que de nouveaux chantiers mal gérés (Flamanville 3, Penly 3 ?) ne risquent pas non seulement de faire plonger les côtes d'Areva et d'EDF mais aussi la note de la France ? Quel serait alors de coût pour le contribuable français ?

Transmise à EDF, Areva et APE le 15 juillet 2010.

Réponse

Réponse le  20/07/2010

Réponse d'Areva :

L'agence Standard & Poors spécialisée dans la notation financière des grandes entreprises a décidé le 28 juin 2010 d’abaisser la notation d'Areva au niveau BBB+. Tout en justifiant sa position par l’annonce d'une nouvelle provision de 400 millions € relative au chantier de construction clé-en-main d'une centrale nucléaire EPR^TM en Finlande, l’incertitude sur la signature de contrats avec EDF sur le recyclage des combustibles usés (désormais signé) et l'enrichissement de l'uranium, S&P attribue au groupe Areva une perspective stable et prévoit un redressement de sa profitabilité dès le début de l'année 2011.

La notation financière BBB+  d'Areva par S&P ne remet pas en cause la confiance des investisseurs dans la stratégie du groupe et la possibilité d’une l'ouverture du capital d'ici à la fin de l'année 2010.

Le chantier de construction du réacteur EPR^TM sur le site de Flamanville est totalement géré par EDF auquel Areva fournit la chaudière nucléaire.

Le chantier de construction du réacteur EPR^TM sur le site de Penly n'a pas encore démarré, le débat public préalable, organisé par la Commission Nationale du Débat Public, s'achèvera le 24 juillet 2010.

La notation financière de la France n'est pas conditionnée par l’évolution de la notation financière d'un groupe industriel comme Areva. D’autant que loin d’être une charge pour l'Etat et les contribuables, Areva est, au contraire, une source de revenu pour ceux-ci. En effet, en tant qu’actionnaire principal de l’entreprise (il possède directement ou indirectement via le Commissariat à l'énergie atomique et aux énergies alternatives 92%  de son capital) l’Etat français a perçu plus de 1,2 milliard d’euros sur le total de 1, 7 milliard  de dividendes versés par Areva à ses actionnaires au cours des exercices 2004 à 2009.

Commentaire de la CPDP :

Les réponses complémentaires seront mises en ligne dès leur réception

Question

Le coût du nucléaire en France est astronomique. Le nouveau réacteur EPR coûte officiellement trois milliards d'euros. Mais celui en construction en Finlande en a déjà engouffré cinq. En 2005, la Cour des comptes estimait à 60 milliards d'euros la gestion des déchets radioactifs et le démantèlement des installations nucléaires. Il ne fait aucun doute que ce montant est sous-estimé. Il ne fait aucun doute non plus que ce sont les consommateurs et les contribuables, d'aujourd'hui et de demain, qui paieront la facture. Les français sont majoritairement contre le développement du nucléaire (à 81%, sondage BVA de juillet 2006). Outre le danger que cette industrie représente, nous ne voulons pas payer la facture ! Pourquoi ne prenez vous jamais en compte les couts astronomiques de la recherche et du retraitement des déchets et du démantèlement pour donner les coûts du nucléaire ? Ces montants sont-ils donc si inquiétants ?

Transmise à EDF et à la DGEC le 8 juillet 2010.

Réponse

Réponse le  13/07/2010

Réponse de la DGEC

Pour évaluer la compétitivité respective des filières de production d'électricité, le Gouvernement s'appuie sur "les coûts de référence de la production électrique". Cette étude inclut dans le coût du nucléaire les charges nucléaires de long terme liées au démantèlement des installations nucléaires, au traitement des combustibles usés, à la gestion des déchets radioactifs. Ces charges représentent moins de 5% du coût total de la production d'électricité. Malgré les montants importants en numéraire, le coût par MWh est très faible et est inférieur à quelques euros/MWh.

Par ailleurs, la France a fait le choix de ne pas faire porter sur les générations futures le financement de ces charges de long terme. Ainsi, l'article 20 de la loi du 28 juin 2006 prévoit que tout exploitant nucléaire constitue un portefeuille d'actifs devant couvrir 100% de ces charges. Ces actifs doivent avoir un haut degré de sécurisation et leur rendement, compte tenu d'une évaluation prudente des charges nucléaires de long terme, assure la couverture tout au long de la durée de vie des réacteurs nucélaires de la désactualisation de ces charges. Le respect de ces contraintes est contrôlé par les ministres chargés de l'économie et de l'énergie.

Le financement des charges nucléaires de long terme est donc sécurisé et assuré par les générations actuelles et non reporté à la charge des générations futures.

En pièce jointe : synthèse publique de l’étude des coûts de référence de la production électrique.

Question

La réponse d'EDF à ma question (n°92) concernant le taux de rentabilité du projet Penly 3 n'est pas satisfaisant. En effet, alors que la Commission de régulation de l'énergie (CRE) modélise (et rend public) le taux de rentabilité sur fonds propres investis des moyens de production d'électricité d'origine renouvelable (et fonde ainsi des avis, très critiques, sur les tarifs d'achat), il ne serait pas possible de connaître celui du nucléaire (et notamment celui des réacteurs de nouvelle génération) ?
Pourquoi cette différence de traitement ? De plus, alors que la loi NOME crée un accès régulé à l’énergie nucléaire historique (ARENH), que M. Proglio réclame 25 milliards d'euros pour le parc nucléaire et qu'il fait monter les enchères sur le prix de l'ARENH, peut-on se contenter de cette réponse d'EDF ?

Transmise à EDF le 8 juillet 2010.

Réponse

Réponse le  22/07/2010

Réponse d'EDF :

Nous confirmons notre réponse transmise au titre de votre question n°92.

Pour ce qui concerne les énergies renouvelables, il existe en effet des études prospectives des tarifs de rachat réalisées par la CRE ; elles permettent de caler la subvention intégrée dans les tarifs de rachat. Contrairement aux énergies renouvelables (cf dossier du Maître d’ouvrage p. 37), le nucléaire n’a pas de tarif de rachat  et ne fait pas l’objet de subvention (cf réponse à la question 206). Il s’agit pour le projet Penly3, si celui-ci est confirmé à l’issue du débat public, d’un investissement porté par des sociétés privées sur un marché concurrentiel ; le taux de rentabilité qui en est attendu est confidentiel.

Enfin, vous présentez deux situations non comparables :

1 – d’une part, la rentabilité de Penly3, qui s’analyse sur la période 2017-2077 (durée de fonctionnement de la centrale) avec des prévisions de prix de marché d’électricité et des taux de rentabilité qui sont strictement confidentiels, reflétant notre stratégie commerciale et financière à long terme.

2 – d’autre part, la loi Nome qui fait l’objet de discussions, concernant la juste rémunération à court et moyen terme d’actifs déjà en fonctionnement, à l’exclusion de projets comme Penly3 ; on parle de 100 térawattheures (TWh)/an.

Il s’agit donc bien de deux sujets très différents et appréhendés séparément dans la stratégie de l’entreprise.

Question

Serait-il possible une fois pour toute de connaître combien la recherche pour le développement du nucléaire a coûté au contribuable? Je veux des chiffres précis, clairs et datés (l'idéal serait année par année). Merci!

Transmise à la DGEC (Direction générale Energie Climat) le 8 juillet 2010.

Réponse

Réponse le  28/07/2010

Réponse de la DGEC :

Le tableau ci-dessous présente l'effort budgétaire de la France en matière de recherche et développement dans l'énergie notamment pour le nucléaire de 2002 à 2007. Il correspond au dernier tableau disponible dans ce domaine. Il est extrait du rapport annuel sur les moyens consacrés à la politique énergétique, annexé au projet de loi de finances de 2009, qui peut être consulté dans son intégralité à l'adresse suivante :http://www.performance-publique.gouv.fr/farandole/2009/pap/pdf/Jaune2009politiqueenergetique.pdf 

Question

L'EPR étant supposé fonctionner 60 ans, je désire connaître les scénarios qui ont été élaborés pour calculer ses coûts et notamment :
- Quelles hypothèses d'évolution du tarif de l'électricité ?
- Quelles hypothèses de prix d'achat des matières premières (uranium, ...)
- Quelles hypothèses pour le coût du démantèlement ?
- Quelles hypothèses pour le coût du traitement des déches ?

Transmise à EDF le 7 juillet 2010.

Réponse

Réponse le  22/07/2010

Votre question porte sur les hypothèses de calcul des coûts liés au projet Penly 3.

EDF et ses partenaires considèrent que la réalisation de Penly 3 leur permettrait de garantir l'alimentation de leurs clients avec une électricité compétitive et très peu émettrice de gaz à effet de serre.

La compétitivité d'une centrale de production électrique s'évalue sur toute sa durée de fonctionnement, comparativement à celle des moyens de production alternatifs pour une utilisation comparable (cycles combinés à gaz et centrales charbon).

Les évaluations du coût de production (€/MWh) comprennent tous les coûts liés à la construction de la centrale, à son exploitation et à sa maintenance sur toute sa durée de fonctionnement, ainsi qu'à sa déconstruction (y compris traitement des déchets pour les centrales nucléaires).

Les données de base relatives à l'évaluation de chacun de ces coûts et à leur évolution relèvent, dans leur détail, de la confidentialité, car étroitement liées à la stratégie d’entreprise dans un marché concurrentiel. Cependant, nous pouvons vous fournir quelques éléments d’appréciation de la compétitivité du nucléaire sur le court et le long terme.

Le Dossier du maître d'ouvrage présente dans ses grandes lignes le contexte énergétique pris en compte (hypothèses d'évolution de la demande et de la consommation d'électricité). De même, les principaux éléments de l'intercomparaison  de compétitivité actuelle des moyens de production sont présentés de façon synthétique (cf chapitre 3.5.3 p35 du Dossier du maître d’ouvrage).

Sur le long terme, le nucléaire devrait rester compétitif en comparaison des centrales à charbon et à gaz pour les raisons suivantes :

- la lutte contre le changement climatique va conduire à une amplification des taxations des émissions de CO₂ (ou des incitations financières à produire de l’électricité avec des moyens peu émetteurs de gaz à effet de serre tout au long de leur cycle de vie). L’une ou l’autre de ces solutions est au profit du nucléaire.

- les dispositifs permettant de capturer et de séquestrer le CO₂ ne sont pas encore opérationnels. Quand ils le seront, ils conduiront à une augmentation du coût de revient du kWh produit ;

- la raréfaction des ressources naturelles va conduire à une augmentation de leur prix qui se répercutera moins sur le coût de production de l’électricité nucléaire que sur celui de l’électricité produite par le gaz ou le charbon (dans les pays occidentaux, le pétrole n’est quasiment plus utilisé en raison de son coût élevé). En effet, l’uranium naturel ne représente aujourd’hui que 5 % du coût du kWh produit (le prix du gaz représente plus de la moitié du coût de production d’une centrale à gaz). Cette caractéristique permettra également l’exploitation future de gisements qui ont des coûts d’extraction très supérieurs à ceux d’aujourd’hui. Le coût d’extraction de l’uranium naturel, sur la base des ressources identifiées à ce jour est inférieur à 130 $/kg (cf chapitre 2.2 p14 du Dossier du maître d’ouvrage).

Enfin, vous trouverez ci-après quelques indications financières sur la déconstruction et le stockage des déchets nucléaires.

Conformément à l’article 20 de la loi du 28 juin 2006, EDF constitue des provisions dans ses comptes pour couvrir dans le futur, les travaux de déconstruction, l’ingénierie, la surveillance et la maintenance des installations, la sécurité du site, ainsi que le conditionnement, le transport, le stockage (par l’ANDRA) des déchets de déconstruction et du cycle du combustible. La constitution de ces provisions est prise en compte dans le coût de production.

Le montant des provisions pour la déconstruction s'appuie sur une étude détaillée des coûts de déconstruction faite par EDF sur l’exemple représentatif du site de Dampierre et réactualisée en 2009 pour tenir compte du retour d’expérience des opérations de déconstruction  effectuées par EDF sur ses centrales de première génération et des opérations de déconstruction menées par d’autres opérateurs,  essentiellement américains.  Cette évaluation a ensuite été transposée à l’ensemble du parc en fonctionnement à l’aide d’une étude paramétrique (cf page 121 du Dossier du maître d’ouvrage, et « document de référence du groupe EDF » téléchargeable à l’adresse suivante : http://medias.edf.com/publications/toutes-les-publications-41489.html, page 56).

Concernant les déchets, vous pouvez également vous référer au « document de référence du groupe EDF », notamment pages 56, 444 et 472. Il est en particulier présenté que « Depuis 2005, le montant brut et l’échéancier des dépenses prévisionnelles sont basés sur un scénario industriel de stockage géologique établi à partir des conclusions rendues au premier semestre 2005 par le Groupe de travail dirigé par la Direction générale de l’énergie et des matières premières (DGEMP, devenue depuis la Direction générale de l’énergie et du climat – DGEC) et réunissant les administrations concernées (DGEMP, Agence des participations de l’État et Direction du budget), l’ANDRA et les producteurs de déchets (EDF, Areva, CEA). EDF a effectué une déclinaison raisonnable des éléments issus des travaux du Groupe de travail, en s’assurant également de sa cohérence avec les données internationales. »

Question

Ma question porte sur l'utilisation du symbole du Grenelle Environnement. EDF prend argument des "conséquences du Grenelle Environnement" (page 26 du dossier du maître d'ouvrage) pour justifier Penly 3. A la réunion du 5 juillet à Dieppe, le représentant de la DGEC a pris lui aussi argument du "Grenelle Environnement". EDF et la DGEC pourraient-ils clarifier leur position en rappelant que le nucléaire était HORS PERIMETRE du Grenelle Environnement ?

Transmise à EDF et à la DGEC le 26 juillet 2010.

Réponse

Réponse le  30/07/2010

Réponse d'EDF :

Comme l'a présenté la DGEC (Direction générale de l'énergie et du climat) lors de la réunion publique de Rouen, le nucléaire était effectivement hors périmètre du Grenelle de l'environnement.

Le Grenelle a renforcé  les exigences environnementales et les mesures proposées auront des conséquences dans le domaine de l'électricité, notamment :

• la réduction de la consommation énergétique globale, avec des transferts d'usage utilisant du gaz, du pétrole ou du charbon vers l'électricité, qui s'accompagnera d'une légère croissance de la demande d'électricité;
• de nouveaux moyens de production d'électricité devront être déployés, les moins émetteurs possible de gaz à effet de serre, tout en maintenant l'indépendance énergétique et la compétitivité du kWh produit.

Pour répondre aux objectifs du Grenelle de l'environnement, les pouvoirs publics ont lancé un très important programme d'économie d'énergie et de développement des énergies renouvelables. Les objectifs sont très ambitieux, ils ne pourront toutefois pas avec certitude satisfaire l'ensemble des besoins, comme l'ont montré les travaux qui ont servi à élaborer la Programmation pluriannuelle des investissements (PPI) 2009.

D'autres moyens de production seront nécessaires à terme, notamment Penly 3. En effet, dans une large gamme de scénarios production-consommation d'électricité étudiés pour la PPI, une nouvelle unité de production électronucléaire apparaît nécessaire un peu avant 2020.

De son côté, EDF a également intégré ces nouveaux éléments de contexte dans ses études prospectives des besoins futurs de ses clients. Si le projet est confirmé à l'issue du débat public, Penly 3 sera, en complément du développement des énergies renouvelables et des économies d'énergie, une réponse adaptée à l'évolution de ces besoins en proposant une électricité compétitive et très peu émettrice de gaz à effet de serre.

Question

Est-il fait exprès de ne pas trop investir actuellement sur des filières alternatives d'énergie comme l'hydrogène, afin de ne pas avoir d'autres choix que de continuer sur le nucléaire quand il n'y aura plus de pétrole ?

Transmise à EDF et à la DGEC le 16 juillet 2010.

Réponse

Réponse le  19/07/2010

Réponse d'EDF :

Votre question porte sur les investissements d’EDF dans la production d’hydrogène à partir de diverses sources.

Ce thème a déjà été traité suite à une de vos précédentes questions  posées sur le site. Vous trouverez la réponse dans la rubrique « besoins et alternatives de l’EPR » en vous référant à la question 150

Réponse de la DGEC :

Le 25 octobre 2007, à l'occasion de la restitution des conclusions du Grenelle de l'environnement, le Président de la République avait déclaré : «  Nous allons engager 1 milliard d'euros sur quatre ans pour les énergies et les moteurs du futur, la biodiversité, la santé environnementale. Là où nous dépensons 1 euro pour la recherche nucléaire, nous dépenserons le même euro pour la recherche sur les technologies propres et sur la prévention des atteintes à l'environnement. Nous voulons être exemplaires des deux côtés. »

L'intervention du chef de l'Etat notamment sur l'équilibre des dépenses entre le nucléaire et les technologies propres concernait les dépenses publiques de recherche. Elle ne visait donc pas à assurer un équilibre entre les dépenses relatives aux technologies propres et celles relatives à la construction de centrales nucléaires. En effet, l'objectif qui sous tendait le discours du Président de la République était que l'effort public de recherche pour assurer le développement des technologies propres soit réalisé en même temps et dans les mêmes proportions que celui pour l'énergie nucléaire.

Le bilan qui a été fait jusqu'à présent de cet engagement au titre de la mise en œuvre du Grenelle de l'environnement a fait apparaître que l'équilibre entre les dépenses de recherches dans les technologies propres (qui couvrent notamment les énergies renouvelables, les nouvelles technologies de l'énergie comme l'hydrogène et les piles à combustibles, les technologies de captage et de stockage du CO_2 ,  le développement de moteurs « propres » pour les transports, les technologies d'amélioration de l'efficacité énergétique des bâtiments, ….) et celles dans l'énergie nucléaire était aujourd'hui atteint comme le graphique ci-dessous pouvait le montrer.

Source : enquête réalisée pour la remise du rapport du comité opérationnel Recherche issu du Grenelle de l'environnement présenté le 20 octobre 2009 par Mesdames Pécresse et Jouanno ; les dépenses  sont en M€. 

Plus globalement, ce bilan soulignait que les engagements financiers pris par l'Etat seraient dépassés puisque c'est plus de 1,5 milliard d'euros selon les dernières projections qui seraient investis dans la recherche sur 2008-2012 en faveur du développement durable (lutte contre le changement climatique, limitation de l'impact de l'environnement sur la santé, protection de la biodiversité) contre un engagement initial d'1 milliard d'euros sur la période.

Il convient enfin de rappeler que le dispositif de soutien aux énergies renouvelables et aux économies d’énergie est bien plus large que le seul soutien de la R&D. On peut en particulier signaler les crédits d’impôt et les tarifs de rachat garantis pour les énergies renouvelables électriques.

Question

Que pense EDF de l'autonomie électrique par panneaux solaires sur toiture (production d'hydrogène le jour) et pile à combustible à hydrogène le soir pour les particuliers (plus de facture et d'électricité nucléaire associée) ? N'y a t-il pas conflits d'intérêt (d'actualité) ?

Transmise à EDF le 16 juillet 2010.