Du 19 mars au 30 juin 2018, l'espace questions-réponses permet à chacun de poser ses questions :
- soit sur la PPE au ministère de la Transition écologique et solidaire ;
- soit sur le débat public lui-même à la commission particulière du débat ;
et de commenter les réponses reçues.
Le ministère et la commission se sont engagés à répondre à toutes ces questions dans les 15 jours.
Les questions et leurs réponses sont publiques. Elles alimenteront le compte rendu du débat.
Apparaissent en premier ci-dessous les questions ayant reçu une réponse ou un commentaire en dernier.
Tous vos avis et commentaires sont soumis à une charte de modération
Question adressée à la CPDP dans la phase préparatoire du débat le 26 février :
Je suis étonné de constater que dans vos documents, vous ne faites aucune référence aux documents des ONG qui dénoncent l’inefficacité et le danger de l’éolien. Savez-vous qu’entre 2014 et 2017 la production de CO2 par KWh a augmenté de 110% passant de 35 g/KWh à 74 g/KWh de CO2 ? Malgré la diminution de 22,4% de la capacité installée de la filière thermique fossile. Ceci a été calculé à l’aide des données de RTE. Savez-vous que sur le site Gouvernemental https://www.ecologique-solidaire.gouv.fr/suivi-strategie-nationale-bas-carbone#e3 on s’aperçoit que pour l’électricité, la production de CO2 ne devrait pas diminuer entre 2017 et 2028 et ceci en installant des éoliennes à marche forcée. Dans un débat public, il serait normal que les lanceurs d’alertes que sont les ONG ne soient pas systématiquement écartés et qu’ils puissent avoir la parole dans le débat, sinon on pourrait croire que vous voulez orienter le débat. Sur le problème de l’augmentation du CO2, vous pouvez consulter la page spécifique avec les références des calculs faits sur mon site. Vous pourrez aussi découvrir que la production d’électricité de la filière thermique a augmenté de 101% entre 2014 et 2017 et que l’essentiel de la production de la filière éolienne servait à l’exportation : la filière éolienne a produit 24 TWh en 2017 et les exportations sont de 38 TWh. Merci de me répondre.
Gilles Forhan, professeur de Mathématiques, secrétaire APPGE Comiac Calviac Lamativie, http://appgecomiac.for-lac.com/
Cher Monsieur,
Nous vous remercions pour l'intérêt que vous portez au débat. Vous avez raison de souligner que des voix multiples doivent pouvoir s'exprimer au sein d'un débat comme celui que nous animons. C'est pourquoi la CPDP s'est attachée, dans la préparation de ce débat, à réunir une pluralité de points de vue. Il en manque encore certainement, et c'est en partie à cela que va servir le débat, au cours des prochains mois : permettre à chacun de faire valoir ses points de vue et opinions en présentant ses arguments. Vous avez sans doute pu voir sur le site qu'il était possible à chaque citoyen-association-institution de proposer une contribution, un cahier d'acteur, un avis. C'est une opportunité que vous pouvez saisir, à condition de respecter la charte de modération et les règles du débat (transparence, argumentation...).
Par ailleurs, des ateliers de controverse sous forme d'entretiens et de débats contradictoires filmés seront prochainement réalisés et mis en ligne ; ils donneront la parole à des acteurs exprimant des points de vue divergents, voire opposés, sur différentes questions ayant trait à l'énergie.
La CPDP vous remercie pour votre implication et votre participation.
La filière des ENR est souvent comparée à la filière nucléaire sur deux points : le coût carbone et le traitement des déchets. Pourrait-on avoir des chiffres concrets et comparables sur ces deux sujets. Notamment, pourrait-on savoir quel coût carbone et quel traitement est prévu pour les déchets issus des équipements solaire et éolien en tenant compte des moyens pour compenser leur intermittence, de leur empreinte au sol qui ne peut plus jouer son rôle de capteur de CO2...
Les analyses de cycle de vie sont des études qui comptabilisent les flux de matières utilisés et de polluants rejetés sur l’ensemble du cycle de vie d’un produit, de l’extraction des matières premières jusqu’à la gestion de sa fin de vie. Elles permettent d’avoir une vision sur de nombreux impacts environnementaux.
Le tableau ci-dessous reprend les impacts environnementaux en analyse de cycle de vie de trois filières pour la production d’un kWh. Ces données sont issues de la base de données IMPACT tenue par l’ADEME.
En matière de traitement des déchets, des filières de collecte et de recyclage se mettent en place. Des opérateurs recyclent jusqu’à 95 % des panneaux photovoltaïques. En ce qui concerne l’éolien, la plupart des métaux (acier, fonte, cuivre, aluminium) ainsi que le béton sont recyclés. Les pales des éoliennes sont valorisées sous forme de chaleur ou réutilisées pour faire du ciment.
Pour ce qui est de l’emprise du solaire au sol, elle est inexistante lorsque les panneaux solaires sont installés sur une toiture et est limitée lorsque ceux-ci sont placés au sol. Il faut compter environ 1MWc pour un ha dans ce deuxième cas.
L’installation de panneaux solaires se fera en priorité sur des terrains à faible potentialité écologique et agronomique et ne donnera pas lieu à une artificialisation ou à un changement d’usage des sols susceptibles d’augmenter son impact CO2. En outre, la production d’énergie est compatible avec d’autres utilisations des sols tels que le pâturage ou la réhabilitation des sols au moyen de cultures pérennes. L’emprise au sol nécessaire à l’implantation d’éoliennes est très faible puisque seules ses fondations sont exclusives d’autres usages des terrains. L’artificialisation des sols est marginale dans le calcul de l’impact CO2 de ces filières.
Dans le bilan prévisionnel de RTE (1), le facteur de charge de l'éolien terrestre est donné à 25% (2). Or, dans la réalité sa valeur réelle ces dernières années tournait plutôt autour de 23% avec une variabilité de +/-1,5% (3). De même, le monotone de production présenté en page 372 (figure 11.34) ne correspond pas à ce que l'on peut mesurer dans la réalité. Quand on le compare, par exemple avec le monotone de production de 2015 (4), qui a été une année particulièrement favorable à cette source d'énergie (5), on constate des différences, et en particulier pour les moments où le facteur de charge instantané est inférieur à 10%. Sur le graphique RTE, celà correspond à environ 10% du temps, alors que dans la réalité, cela a représenté plus de 20% des heures. N'y a-t-il pas un problème dans le modèle probabiliste de génération électrique éolienne utilisé par RTE, qui semble excessivement optimiste, et par suite, leurs simulations Monte-Carlo ne sont elles pas entachées d'une erreur ?
(1) http://www.rte-france.com/sites/default/files/bp2017_complet_vf.pdf
(2) ce chiffre s'obtient par un calcul simple à partir des tableaux présentés en fin de chaque scénario pages 206-207, 236-237, 266-267 et 314-315
(3) Voir les documents annuels "Panorama de l’électricité renouvelable" : http://www.rte-france.com/fr/article/panorama-de-l-electricite-renouvelable
(4) https://ibb.co/eshZvH graphique réalisé par mes soins à partie des données RTE
(5) Le facteur de charge a atteint 24,3%, le niveau le plus haut atteint jusqu'à présent
Nous vous remercions pour l’intérêt que vous portez aux études menées par RTE dans le cadre du Bilan prévisionnel.
La génération de chroniques de production éolienne pour le Bilan prévisionnel s’appuie sur un jeu de 200 scénarios météorologiques fournis par Météo France, sous forme de chroniques au pas horaire de température, de vent, de nébulosité et d’ensoleillement. Ces scénarios permettent ainsi d’élaborer un ensemble cohérent de chroniques de consommation et de production éolienne et solaire pour les simulations de l’équilibre offre-demande d’électricité, et de représenter un très grand nombre d’aléas météorologiques.
Le facteur de charge obtenu sur ce nombre élevé de scénarios ne peut donc être directement comparé avec l’historique observé sur une ou quelques années seulement.
Pour les scénarios de long terme, l’analyse de RTE retient un facteur de charge moyen de l’ordre de 25%. Il s’agit d’une valeur prudente au regard des hypothèses utilisées dans d’autres études (par exemple, un facteur de charge moyen de l’ordre de 32% a été utilisé pour l’éolien terrestre nouvelle génération dans l’étude ADEME 100% EnR).
S’agissant de la monotone de production annuelle de l’éolien, le graphique 11.34 du Bilan prévisionnel représente le facteur de charge éolien terrestre sur le seul mois de janvier et non sur toute l’année (le titre du graphique initialement publié était erroné et a été, depuis, corrigé sur la version en ligne sur le site web de RTE). Le facteur de charge éolien sur le mois de janvier est effectivement en moyenne plus élevé que sur le reste de l’année, et les périodes de faible vent sont en outre plus rares en janvier.
Dans le cadre de la concertation sur le Bilan prévisionnel, RTE a annoncé que des analyses complémentaires seraient régulièrement communiquées, sur la base des questions et remarques collectées auprès des personnes intéressées depuis la publication du rapport complet.
La dispersion des monotones de production éolienne entre le mois de janvier et le reste de l’année pourra à ce titre faire l’objet de précisions complémentaires de la part de RTE.
Quel avenir pour l'hydrogène pour la mobilité (voitures, bus, camions...) ?
L'hydrogène est un vecteur énergétique qui aura un rôle majeur à jouer dans la transition énergétique, notamment car il permettra d'apporter la flexibilité nécessaire à l'insertion d'une part croissante d'énergies renouvelables. Il constitue également un vecteur de décarbonation du réseau gaz.
L’hydrogène peut également apporter une solution pour la mobilité propre, qui sera complémentaire aux batteries et au bioGNV. En particulier, l’hydrogène présente des avantages clés pour les usages intensifs qui nécessitent une forte autonomie et un faible temps de recharge. Ces avantages se retrouvent surtout dans certains transports lourds (routier, ferroviaire et fluvial), pour lesquels le poids, l’encombrement et l’énergie embarquée des batteries restent pénalisants à ce jour. Ces transports lourds sont un levier majeur pour assurer des volumes d’hydrogène importants rapidement et engendrer un écosystème autonome par des économies d’échelle en permettant de déployer plus rapidement des stations de taille importante.
C’est pourquoi la filière hydrogène française a bâti une feuille de route avec une priorité sur les véhicules utilitaires et les « flottes captives ». Dans cette approche, les stations et les véhicules sont proposés de façon simultanée aux entreprises et collectivités. Les flottes permettent à la fois de rassurer les clients sur l’existence d’une infrastructure et de rentabiliser plus rapidement l’investissement réalisé dans les stations. De nombreux projets ont ainsi déjà vu le jour dans les territoires autour de flottes de véhicules professionnels.
Début 2017, on dénombrait ainsi une quinzaine de stations hydrogène pour environ 200 véhicules. A titre d'exemple, peuvent notamment être cités les taxis « Hype » à Paris ou encore, des bus à haut niveau de service qui seront bientôt mis en service à Pau. En effet, l’hydrogène présente des avantages clés pour les usages intensifs qui nécessitent une forte autonomie et un faible temps de recharge.
Dans ce contexte, une stratégie et des mesures d’accompagnement pour des premiers déploiements en France d'hydrogène sont en cours d'élaboration afin de renforcer la filière industrielle française de l’hydrogène. Dans le cadre de la PPE, des objectifs spécifiques pourront être fixés pour cette filière, notamment pour la mobilité.
A noter également que si l'hydrogène est aujourd'hui majoritairement produit à partir de ressources d'origine fossile (gaz, charbon, hydrocarbures), l'hydrogène peut être décarboné lorsqu'il est produit par le procédé d'électrolyse, à condition que l'électricité ayant servi à le produire soit elle-même décarbonnée ou lorsqu'il est produit à partir de biométhane.
Qu'en est-il de l'ouverture des concessions hydro-électriques ? Doivent-elles être considérées comme des éléments stratégiques pour le pays (comme l'est la filière nucléaire) ou des acteurs étrangers peuvent-ils exploiter des barrages en France ?
L'hydroélectricité est la première source d'électricité renouvelable et représente environ 12% de la production d'électricité en France. Sa flexibilité est essentielle pour assurer l'équilibre du système électrique et l'intégration des énergies renouvelables intermittentes.
Les installations d'une puissance brute supérieure à 4,5MW sont exploitées sous le régime de la concession. Elles appartiennent à l’État, qui en délègue la construction et l'exploitation à un concessionnaire dans le cadre d'un contrat de concession. C'est une différence importante avec d'autres pays où les installations hydroélectriques peuvent appartenir aux exploitants.
Compte tenu des enjeux d'intérêt public de l'hydroélectricité, la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte a introduit plusieurs dispositifs nouveaux afin de garantir une gestion cohérente de l'exploitation des ouvrages à l'échelle d'une vallée, de permettre une association plus forte des acteurs locaux à l'exploitation des ouvrages et de mieux prendre en compte la diversité des usages de l'eau. Les dispositions règlementaires d'application de cette loi ont été prises en avril 2016.
Pour les contrats arrivés à échéance, le renouvellement par mise en concurrence découle du droit européen et national. Il permettra de sélectionner sur des bases ouvertes et transparentes le meilleur projet pour la poursuite de l'exploitation des aménagements.
Les opérateurs français ou étrangers pourront participer aux procédures de renouvellement, sous réserve de démontrer qu'ils disposent des capacités techniques et financières suffisantes. Dans tous les cas, le régime concessif permet un contrôle fort au travers de la réglementation et du contrat signé entre l’État et le concessionnaire, qui garantira le respect de l'intérêt public
Vous pouvez retrouver des détails sur les concessions hydroélectriques et leur renouvellement de leurs concessions sur le site du ministère de la Transition écologique et solidaire.
L'objectif premier de la loi de transition énergétique est la réduction des émissions de CO2 (plus largement des gaz à effet de serre) comme il est écrit dans la loi de transition énergétique pour une croissance verte. Pour cela il faut absolument diminuer la part des combustibles fossiles et augmenter celle de l'électricité décarbonée dans le mix énergétique.
Comment atteindre cet objectif compte-tenu des contraintes techniques et économiques ?
Trois types de production électrique décarbonée doivent être distingués :
- Le nucléaire
- Les énergies renouvelables pilotables : hydraulique, biomasse,
- Les énergies renouvelables intermittentes (ENRi) : éolien et photovoltaïque.
L'intermittence, la variabilité et le caractère non pilotable de ces dernières posent problème pour l'équilibre offre/demande et pour la stabilité du réseau.
En effet, il faut assurer à tout instant l'équilibre entre la production et la consommation d'électricité sur le réseau. Les périodes froides et sans vent ne sont pas rares (février 2012, janvier 2017 par exemple) et le soleil ne brille pas le soir à 19 h en hiver au moment de la pointe de consommation. Pour assurer l'équilibre, il y a 3 solutions :
1. Des solutions de stockage de masse de l'électricité pour compenser la variabilité des ENRi (on stocke les excédents de production et on les restitue en situation de sous-production).
- Les STEP (Station de Transfert d'Energie par Pompage - ouvrages hydroélectriques) sont à ce jour la seule technologie industrielle et rentable mais pour stocker la consommation d'une seule journée de pointe, il faudrait multiplier par 20 le parc français de STEP (ce qui serait irréaliste) !
- Les autres solutions de type batteries, hydrogène, power to gas, etc. n'ont pas encore atteint le niveau industriel et/ou ont des rendements très faibles.
2. Importer de l'électricité des pays voisins est irréaliste compte tenu d'une part de la simultanéité fréquente des épisodes sans vent en Europe de l'Ouest et de l'absence de soleil à la pointe d'hiver, d'autre part de la réduction des moyens de production pilotables chez nos voisins dans le futur.
3. Avoir un parc de production pilotable : une autre solution coûteuse et surtout émettrice de CO2 serait de disposer d'un parc de production de secours à base de combustibles fossiles. C'est la solution allemande dont on peut voir les conséquences : pas de diminution des émissions de CO2, augmentation des coûts de l'électricité. Une bien meilleure solution est de disposer comme c'est le cas en France aujourd'hui d'un parc nucléaire et hydraulique, non émetteur de CO2, dimensionné pour les périodes de pointe sans vent et sans soleil. Pourquoi faudrait-il en changer et perdre cet atout ?
En outre, il faut assurer la stabilité de la fréquence du réseau (50 Hz). Cette stabilité est assurée aujourd'hui par l'inertie mécanique des machines tournantes (alternateurs) des centrales traditionnelles. La variabilité des énergies éolienne et solaire intermittentes et leur couplage au réseau via des dispositifs électroniques n'apportent aucune inertie mécanique ni autorégulation au réseau. Des études sérieuses récentes montrent que les technologies disponibles aujourd'hui permettent au plus une puissance délivrée par les ENR intermittentes ne dépassant pas 30 % à 50 % de la puissance instantanée appelée par la consommation (suivant le niveau de cette puissance). Il faut donc développer des technologies qui permettent de compenser le manque d'inertie des installations éoliennes et photovoltaïques mais cela demandera du temps et à quel coût ? En attendant, il sera nécessaire d'exporter les excédents de production des ENR intermittentes en cas de surproduction mais à qui puisque tous les pays voisins risquent d'avoir des surplus en même temps ou d'importer en cas de manque de production mais de quel pays puisque tous les pays risquent d'avoir des manques en même temps. Quels sont les éléments concrets présentés sur cette question dans les dossiers de la PPE (notamment ceux de RTE) ?
Comme le montre clairement l'exemple allemand, fermer des centrales nucléaires pour les remplacer par des ENR intermittentes n'apporte aucun gain en matière d'émissions de CO2 et renchérit le coût de l'électricité. Quel est donc l'intérêt d'une telle évolution ? Ne serait-il pas plus pertinent de garder l'équilibre actuel entre les différentes filières de production d'électricité et d'agir effectivement sur la consommation en investissant pour réellement réduire les émissions de CO2, par exemple en isolant les logements anciens.
Quant à la part de l'énergie nucléaire dans le mix énergétique français, la meilleure façon de la maintenir au meilleur coût est de prolonger la durée de fonctionnement des centrales actuelles au-delà de 40 ans dans le respect des normes de sûreté et de les renouveler par des centrales de 3ème génération de type EPR. Il faudra en outre préparer dès maintenant le futur plus lointain (au-delà de 2050) en poursuivant la recherche et le développement pour les systèmes nucléaires de 4ème génération. Quelle est la perspective donnée dans la PPE sur ces systèmes ?
Nous vous remercions pour cet avis sur le développement d’une énergie décarbonée qui viendra nourrir notre réflexion pour la PPE 2018.
La place de l’énergie nucléaire, le rythme de développement des énergies renouvelables et la baisse de leurs coûts, l’adaptabilité du système électrique français aux évolutions technologiques sont autant de questions structurantes qui doivent être discutées pendant ce débat public.
Comme vous l’évoquez, le fait que l’essentiel de la production d’électricité provienne de centrales nucléaires et des énergies renouvelables (notamment hydraulique) contribue à placer la France parmi les plus faibles émetteurs de gaz à effet de serre (GES) pour la production d’électricité. Le développement des énergies renouvelables doit ainsi être apprécié au regard de la diversification du système électrique.
La diversification du mix électrique a en effet vocation à renforcer la sécurité d'approvisionnement. Ainsi que l'a rappelé à plusieurs reprises l'Autorité de Sûreté Nucléaire, il est en effet important de disposer de marges suffisantes dans le système électrique pour faire face à l’éventualité de suspendre simultanément le fonctionnement de plusieurs réacteurs qui présenteraient un défaut générique grave. Un exemple de tel défaut générique est l’anomalie de concentration en carbone de l’acier qui a affecté les générateurs de vapeur de douze réacteurs à l'hiver 2016.
Le développement des énergies renouvelables contribue ainsi au renforcement des marges d'approvisionnement susceptibles de pouvoir palier à de tels événements, dont l'impact sur l'équilibre du système électrique est susceptible de diminuer à la mesure de la réduction de la part du nucléaire dans le mix électrique.
Toutefois, il est vrai que les énergies renouvelables développées à grande échelle nécessitent une adaptation des réseaux et une évolution des modes de gestion du système en nécessitant plus de flexibilité. Le Bilan Prévisionnel de RTE publié en 2017, qui couvre les années 2018 à 2035, montre qu’il est possible d’intégrer une part importante d’énergies renouvelables à cet horizon, jusqu’à 49% dans le scénario Ampère, sans impact majeur sur le système électrique.
En outre, le retour d’expérience international réalisé par l’Agence internationale de l’énergie (AIE) sur la base de l’expérience des pays utilisant des sources d’énergies renouvelables non pilotables montre que l’intégration des énergies renouvelables non pilotables dans le système est déjà possible au moins jusqu’à 40 % d’intégration. Au fur et à mesure que leur place dans la production totale augmente, la gestion du réseau évolue pour en tenir compte. À de hauts niveaux d’intégration, le pilotage de la demande doit être actionné avec notamment des « compteurs intelligents », et d’autres formes de flexibilité comme le stockage.
Sur l’impact des fermetures de centrales nucléaires sur les émissions du système électrique, le Gouvernement a pris acte des études menées par RTE qui montrent que la réduction de la part du nucléaire à 50 % à l’échéance de 2025 soulève d’importantes difficultés de mise en œuvre au regard de nos engagements en matière climatique. Malgré le développement volontariste des énergies renouvelables entrepris par le Gouvernement, et du fait de la faible maturité à court terme des solutions de stockage, la France serait en effet contrainte de construire jusqu’à une vingtaine de nouvelles centrales à gaz dans les sept prochaines années pour assurer la sécurité d’approvisionnement lors des pointes de consommation, conduisant à une augmentation forte et durable de nos émissions de gaz à effet de serre. Un tel scénario n’est pas compatible avec nos engagements en matière climatique.
Le gouvernement sera à l’écoute des retours du public, notamment sur les variantes des scénarios « Volt » et « Ampère » proposés par RTE permettant d’assurer qu’aucune nouvelle centrale thermique à combustibles fossiles ne soit construite et que les émissions de gaz à effet de serre de la production électrique française n’augmentent pas.
Les objectifs de la politique énergétique incluent également la maitrise de la demande et l’amélioration de l’efficacité énergétique, dans lesquelles s’inscrit la rénovation des bâtiments que vous mentionnez. Des mesures seront proposées dans la PPE et la Stratégie Nationale Bas Carbone afin de diminuer la consommation dans l’ensemble des secteurs (Industrie, bâtiments, agriculture, transports…).
Concernant la recherche et le développement de la filière nucléaire, 1,3 Md€ y sont consacrés sur les 52Mds€ de chiffre d’affaires réalisé par les 2600 entreprises du secteur. L’État continue également d’investir dans de nombreux projets de recherche.
Le Gouvernement soutient la construction du réacteur de recherche Jules Horowitz qui vise à offrir une capacité expérimentale pour étudier le comportement sous irradiation des matériaux et à produire des radio-isotopes pour des applications médicales. Enfin, la France contribue au projet ITER sur la période 2012-2020 à hauteur de 15 % du budget total, soit près de 1 Mds€, ITER étant un programme de recherche international visant à démontrer la faisabilité de la fusion nucléaire par confinement magnétique avec la construction d’un réacteur en France.
Quel avenir pour les centrales hydro-électriques turbines-pompes (ou STEP : stockage d'énergie par pompage) ?
La France est déjà équipée de STEP pour une puissance totale d'environ 5 GW. Leur capacité de stockage et leur flexibilité jouent un rôle essentiel pour assurer l'équilibre du système électrique et pour l'intégration des énergies renouvelables intermittentes.
Le potentiel hydroélectrique restant est limité par le taux d'équipement important déjà existant et par les enjeux de protection de l’environnement. Pour les STEP en particulier, seuls des sites présentant une configuration particulière peuvent être envisagés. Ces aménagements se caractérisent par des coûts de génie civil et de technologie électrique importants.
Il existe toutefois une marge de progression et d'optimisation du parc. Dans ce cadre, le Gouvernement soutient la réalisation de nouveaux investissements de développement des STEP.
Conformément aux objectifs définis dans la Programmation pluriannuelle de l'énergie de 2016, l’État a commencé des études sur les sites qui pourraient accueillir la construction ou l'optimisation d'une station de transfert d’énergie par pompage afin d’engager, d’ici 2023, des projets permettant de développer de 1 à 2 GW de capacités supplémentaires à l’horizon 2030.
En parcourant le site, je m'aperçois qu'il y a tellement de documents qu'il est difficile, même en étant intéressée, de prendre de la hauteur.
- Quels sont les coûts réels des différentes énergies, incluant l'extraction des matières premières jusqu'à leur recyclage (y compris pour les panneaux solaires) et selon les usages (transports, chauffage, industries...)
- quel est l'impact sur le consommateur et le coût global pour la société (exemple : c'est bien de dire qu'il faut isoler les logements mais le locataire ne peut rien faire)
- quel sont les scénarii réalistes (il n'est pas possible, même si on le voulait de remplacer tous les véhicules par de l'électrique)
- quels sont les forces et faiblesses de la solution des ilots de production autonome par rapport au grand système que nous connaissons actuellement
Il me semble qu'il serait intéressant pour élever ce débat d'avoir des thématiques reliées avec des questions sur ce que nous, citoyens, pourrions envisager de faire ou accepter par rapport à ce qui nous parait inacceptable sur ces différents champs en tenant compte des impacts économiques et sociaux. Le débat est tellement morcelé que je ne vois pas comment il peut aboutir, sauf à être un espace d'expression pour les pro et anti.
Madame,
Nous vous remercions pour l’intérêt que vous portez au débat. Vous pointez la difficulté pour le citoyen, dans le cadre de ce débat, à trouver dans la documentation fournie des réponses aux questions qu’il se pose. Il est vrai que la bibliothèque du débat est particulièrement abondante et que certains documents sont à la fois très techniques et pointus. Néanmoins en matière d’énergie, plus les questions sont larges, plus une réponse synthétique est complexe à fournir. Vous pouvez trouver dans les études de l’ADEME présentes dans la bibliothèque du site un certain nombre de réponses. Pour ce qui est des scénarios envisagés, les cinq hypothèses de travail retenues par RTE apportent un éclairage qui devrait vous intéresser : http://www.rte-france.com/fr/article/bilan-previsionnel. Nous avons tenté de classer les documents de la bibliothèque par thématiques, de manière à ce que chacun puisse trouver, selon ses centres d’intérêt, les informations qu’il recherche. Nous retenons vos suggestions pour un classement et un référencement plus transversal des documents en ligne.
La CPDP vous remercie pour votre implication et votre participation.
Si j'en crois "Le Monde" daté du 16/03 (supplément "économie & entreprises"), la définition du mix énergétique donnée dans la future loi comportera une inconnue : la part du nucléaire, dont la définition par la loi de transition énergétique de 2015 a été remise en cause par le gouvernement. Dans ces conditions, ce débat a-t-il encore un véritable objet ?
Monsieur,
Nous vous remercions pour l’intérêt que vous portez au débat. Le débat sur la PPE est loin de se limiter à l'électricité et au nucléaire ! Cependant, le ministre de l'écologie Nicolas Hulot a précisé à plusieurs reprises que le délai dans lequel serait atteint l'objectif de 50% de nucléaire dans le mix électrique serait examiné à l'occasion de ce débat. Certains observateurs notent qu'existent plusieurs différences d'appréciation sur ce point entre le gouvernement et l'opérateur électrique historique, et peut-être au sein même du gouvernement. Ce point est donc loin d'être tranché et les sensibilités qui s'exprimeront dans le débat seront nécessairement prises en compte pour les futurs arbitrages.
La CPDP vous remercie pour l’intérêt que vous portez au débat.
Complément de réponse apporté par la maîtrise d'ouvrage le 19/04/2018 :
Votée en 2015, la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte (LTECV) fixe l’objectif de 50 % de production d’électricité par du nucléaire à l’horizon 2025, ainsi que des objectifs ambitieux aux filières renouvelables. Le Plan climat a annoncé la fermeture des centrales électriques au charbon d’ici la fin du quinquennat actuel. Les objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre ne permettent pas d’envisager d’augmenter les autres productions d’origine fossile. Le gouvernement doit donc organiser la substitution progressive des centrales nucléaires par les filières renouvelables sans remettre en question la continuité de l’approvisionnement en électricité des consommateurs français.
A long terme, l'évolution du mix électrique dépendra notamment du rythme de développement du stockage et des solutions de flexibilité, comme le pilotage de la consommation, indispensables pour accompagner un développement massif des énergies renouvelables, assurer la sécurité d’approvisionnement et notre souveraineté énergétique.
Le Gouvernement a pris acte des études menées par RTE qui montrent que la réduction de la part du nucléaire à 50 % à l’échéance de 2025 soulève d’importantes difficultés de mise en œuvre au regard de nos engagements en matière climatique. Malgré le développement volontariste des énergies renouvelables entrepris par le Gouvernement, la France serait contrainte de construire jusqu’à une vingtaine de nouvelles centrales à gaz dans les sept prochaines années pour assurer la sécurité d’approvisionnement lors des pointes de consommation, conduisant à une augmentation forte et durable de nos émissions de gaz à effet de serre.
L'objectif du gouvernement reste d'assurer dès que possible l'atteinte de l'objectif de réduire à 50 % la part d'électricité d'origine nucléaire.
Au-delà de la centrale nucléaire de Fessenheim, dont le Gouvernement confirme la fermeture lors de la mise en service de l’EPR de Flamanville, la Programmation pluriannuelle de l’énergie fixera les orientations en matière de réduction du parc nucléaire existant, en intégrant l’incertitude sur les avis futurs de l’Autorité de sûreté nucléaire, autorité indépendante, concernant la prolongation de la durée d’exploitation des réacteurs au-delà de leur quatrième visite décennale. La Programmation pluriannuelle de l’énergie définira également les modalités du maintien du recyclage du combustible nucléaire.
Merci au ministre de l'environnement de donner la part de CO² par MWh à affecter à la filière nucléaire pour l’extraction et le traitement de la matière première l’uranium dans les carrières en Afrique. Il y aussi le transport à prendre en compte, la construction et le démantèlement d’un site y compris le retraitement des déchets, la création d'un site d'enfouissement, etc.
Nous vous remercions de votre contribution qui nourrit notre réflexion pour l’élaboration de la Programmation pluriannuelle de l’énergie.
Le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC) a publié des données [1] sur l’impact carbone de la filière nucléaire. L’énergie nucléaire émet en moyenne 12 gCO2/kWh sur l’ensemble de son cycle de vie.
Des études menées par le CEA [2] permettent par ailleurs de disposer d’une vision plus précise de la décomposition des émissions pour l’ensemble des activités de la filière [3] :
- Extraction, conversion et enrichissement de l’uranium : 49%
- Fabrication des combustibles UOx et MOx : 1%
- Traitement-recyclage des combustibles usés : 7%
- Stockage des déchets : 02%
- Construction, exploitation et démantèlement des réacteurs : 40%
C’est ainsi l’une des énergies les moins émettrices en CO2 sur l’ensemble de son cycle de vie, si on la compare aux autres filières de production d’après des données issues de l’ADEME [4] :
- éolien : 10 gCO2/kWh
- solaire : 32 gCO2/kWh
- gaz : 443 gCO2/kWh
- fioul : 778 gCO2/kWh
- charbon : 1050 gCO2/kWh
[1] https://www.ipcc.ch/pdf/assessment-report/ar5/wg3/ipcc_wg3_ar5_annex-iii.pdf
[2] Etude “Assessment of the environmental footprint of nuclear energy systems. Comparison between closed and open fuel cycles” par C. Poinssot et al.
[3] Le CEA estime toutefois les émissions moyennes totalce du cycle de vie du nucléaire à un niveau inférieur au GIEC, à savoir 5,29 gCO2/kWh
[4] http://www.bilans-ges.ademe.fr/documentation/UPLOAD_DOC_FR/index.htm?renouvelable.htm