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
Nous voyons depuis quelques années - et l'ouverture à la concurrence - apparaitre des fournisseurs d'électricité revendiquant une origine 100% EnR de l'énergie (ex : Enercoop). Je me pose cependant la question de la comptabilité de cette origine 100% EnR : Ces fournisseurs ont-ils l'obligation de couvrir à 100% par des EnR la puissance consommée par leur clients à chaque instant ? Ou bien l'origine "100% EnR" peut-elle être utilisée dès que le fournisseur a injecté autant d'énergie sur le réseau que ses clients en ont consommé sur une période donnée ?
La réglementation (article R. 333-10 du code de l’énergie) prévoit que les fournisseurs d’électricité doivent indiquer aux consommateurs finals sur leurs factures, les différentes sources d'énergie primaire utilisées pour produire l'électricité qu'ils ont commercialisée et la contribution respective de chacune d'elles à leur offre globale d'électricité.
Ils peuvent revendiquer une origine 100 % renouvelable de l’électricité qu’ils fournissent. Dans ce cas, ils doivent utiliser des garanties d’origine. L’article L. 314-16 du code de l’énergie prévoit en effet que seules ces garanties ont valeur de certification de l'origine de l'électricité produite à partir de sources renouvelables aux fins de démontrer aux clients finals la part ou la quantité d'énergie produite à partir de sources renouvelables que contient l'offre commerciale contractée auprès de leurs fournisseurs d’électricité.
Une garantie d'origine est un document électronique servant à prouver au client final qu'une part ou une quantité déterminée d'énergie a été produite à partir de sources renouvelables ou par cogénération.
Une garantie d’origine correspond à une production d’électricité de 1MWh, produite sur une période d’un mois au maximum. Aujourd’hui, une garantie d'origine peut être utilisée dans les douze mois suivant la période de production de l'unité d'énergie correspondante. L’origine 100% verte peut donc être affichée sur une facture dès lors que le fournisseur dispose et utilise autant de garanties d’origine que ses clients ont consommé d’électricité sur une période donnée (jusqu’à 1 an). Il doit donc démontrer qu’en moyenne sur l’année, il a couvert à 100 % par des énergies renouvelables la totalité de la consommation de ses clients. En revanche, la réglementation européenne n’impose pas aux fournisseurs de couvrir à 100% par des énergies renouvelables la puissance consommée par leurs clients à chaque instant.
Peut-on connaître les résultats obtenus à ce jour et les trajectoires concernant les objectifs fixés par l'article L-100-4 du code de l'environnement ? https://www.legifrance.gouv.fr/affichCodeArt...
Votre question fait référence aux objectifs de la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte, adoptée en août 2015, et notamment :
En 2020 :
* - 20 % d’émissions de gaz à effet de serre (par rapport aux émissions de 1990) ;
* 23 % de la consommation d’énergie d’origine renouvelable.
À l’horizon 2025 : 50 % de production d’électricité par du nucléaire.
En 2030 :
- - 40 % d’émissions de gaz à effet de serre (par rapport à 1990) ;
- - 20 % de consommation d’énergie finale (par rapport à 2012) ;
- - 30 % de consommation d’énergie fossile primaire (par rapport à 2012) ;
- + 27 % d’efficacité énergétique ;
- 32 % de la consommation d’énergie d’origine renouvelable ;
- 40 % de la production d’électricité d’origine renouvelable ;
- 38 % de la consommation finale de chaleur d’origine renouvelable ;
- 15 % de la consommation finale de carburant d’origine renouvelable ;
- 10 % de la consommation finale de gaz d’origine renouvelable ;
- Multiplier par 5 la quantité de chaleur et de froid d’origine renouvelable dans les réseaux de chaleur.
En 2050 : - 75 % d’émissions de gaz à effet de serre (par rapport à 1990).
Les résultats sont repris dans les tableaux ci-dessous. Les évolutions sont indiquées sur les graphiques. Les objectifs sont également positionnés sur les graphiques, de manière à les comparer au regard des évolutions.
Arrêtons de faire tout électrique comme énergie propre. A quand l'implantation de très grands nombres de stations à hydrogène en France ? Et commercialiser des véhicules issus de cette énergie propre, Hyndai a fait un premier essai, le Hyndai Nexo bientôt commercialisé. Faire aussi la même chose avec les chaudières pour le chauffage des maisons particulières. Il y avait eu des essais effectués, qu'en est-il ?
Nous vous remercions pour cette contribution au débat sur l’énergie dans la mobilité et le chauffage.
L'hydrogène est en effet un vecteur énergétique qui aura un rôle majeur à jouer dans la transition énergétique, notamment puisqu’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. Si l'hydrogène est aujourd'hui majoritairement produit à partir de ressources d'origine fossile (gaz, charbon, hydrocarbures), il 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. Dans tous les cas, la production d’hydrogène nécessite un apport énergétique.
Comme prévu par la première Programmation pluriannuelle de l’énergie (2016), 39 projets de démonstration d’envergure ont été labellisés dans le cadre de l’appel à projets « Territoires Hydrogène ». Ces projets couvrent toute la chaîne de l'hydrogène, depuis le stockage de production d'électricité renouvelable jusqu'à l'usage d'hydrogène pour les applications aéronautiques, en passant par le développement de la mobilité électrique à hydrogène. Cet appel à projets a permis de révéler une forte dynamique des acteurs français, notamment autour des collectivités. Il convient maintenant de consolider ces projets et leur modèle économique en regroupant les usages de l’hydrogène autour de sources durables de production, pour passer à une échelle supérieure.
Pourquoi Enedis est encore une filiale d’EDF alors que la loi ne permet pas une mise en concurrence de la gestion des réseaux ? Enedis remontant chaque année 1 M€ dans les comptes d'EDF, ce qui peut s’apparenter à une distortion de concurrence. Ne vaudrait-il pas mieux investir cet argent dans la qualité des réseaux et de plateformes de stockage des EnR ?
Les activités des gestionnaires de réseaux constituent des activités régulées qui sont strictement encadrées par la Commission de régulation de l'énergie (CRE). Le régulateur assure ainsi l’indépendance entre Enedis et EDF. La rémunération d'Enedis provient en majeure partie du tarif d'utilisation des réseaux, payé par tous les consommateurs et arrêté par la Commission de régulation de l'énergie. Une autre partie provient des prestations dites annexes et réalisées à titre exclusif par les gestionnaires de réseaux ; ces rémunérations sont également arrêtées par la CRE.
Enedis est, au même titre que les entreprises locales de distribution sur leurs zones de desserte, en situation de monopole légal, et il n'est donc pas possible de les mettre en concurrence. Ces gestionnaires de réseaux de distribution sont légalement tenus d'exploiter, d'entretenir et d'investir sur les réseaux, afin de garantir l'accès à tous les utilisateurs et une électricité de qualité pour l'ensemble des consommateurs. Il est prévu que Enedis consacre ainsi de l’ordre de 4 Mds€ par an entre 2018 et 2020 pour ses investissements selon les trajectoires retenues par la Commission de régulation de l'énergie.
Les activités de stockage représentent un cas particulier qui fait l'objet de discussion dans le cadre de la révision de la directive du 13 juillet 2009 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité et abrogeant la directive 2003/54/CE, dite directive « Électricité » au niveau européen. Les orientations actuelles, si elles étaient confirmées, ne devraient pas permettre aux distributeurs d'exploiter ou de posséder des installations de stockage pour confier leur gestion à d’autres acteurs.
Quid de la possibilité pour des petites communes rurales du Sud de la France de se doter de petites centrales photovoltaïques produisant l’électricité pour les besoins locaux et connectées au réseau national, entretien assuré par un service commun à l’echelle du département ou de la région ou concédées en fermage à un opérateur privé ?
Nous vous remercions pour votre suggestion relative à la production locale d’électricité par les petites communes rurales du sud de la France.
En 2017, un cadre législatif et réglementaire a été mis en place pour l'autoconsommation. Ce cadre a notamment permis de définir la notion d'autoconsommation collective, qui permet d'associer des consommateurs et producteurs différents au sein d'une même opération, pourvu qu'ils soient raccordés au réseau public d'électricité et soient situés sur un même nœud d'un réseau de distribution (aval d'un poste de transformation assurant la liaison entre le réseau haute tension (HTA) et le réseau basse tension (BT)).
Ce cadre permet ainsi déjà de mettre en œuvre des projets d'autoconsommation à l'échelle d'un ou plusieurs bâtiments. En outre, un groupe de travail sur la filière solaire et associant l’ensemble des parties-prenantes sera lancé prochainement par le Ministère de la transition écologique et solidaire. Il permettra notamment de revenir sur le périmètre de l'autoconsommation collective, en vue de son potentiel élargissement.
Plus largement, le gouvernement souhaite encourager les boucles locales de production et de consommation car elles peuvent permettre de faire des économies en termes d'infrastructures de réseaux d'électricité en rapprochant les lieux de production des lieux de consommation. Le Gouvernement reste toutefois attaché au principe de la péréquation tarifaire, qui permet de garantir à chaque consommateur la même tarification de l'électricité, indépendamment de sa localisation sur le territoire ou de celle des lieux de production.
Bonjour,
Suite au visionnage de l'atelier de controverse sur l'acceptabilité des EnR*, je me pose deux questions auxquelles j'espère que vous pourriez apporter des réponses :
1/ Pourquoi le sujet de l'acceptabilité cible-t-il seulement les EnR et non les autres modes de production électrique ? Il me semble en effet que l'installation d'une centrale thermique ou d'une centrale nucléaire soulève également sinon plus les mêmes questions.
2/ L'intervenant qui représentait la "Fédération Environnement Durable" n'a pas cessé les affirmations douteuses voir totalement infondées en s'appuyant sur des soi-disant études. Est-ce que la FED peut publier les études (sérieuses) qui sont citées. Cette intervention ne semblait selon moi vraiment pas à la hauteur du débat.
Merci.
* https://ppe.debatpublic.fr/ateliers-dinformation-controverse#acceptabilite-des-enr
Monsieur,
Nous vous remercions pour l’intérêt que vous portez au débat. Vous avez raison, l'acceptabilité ne concerne évidemment pas les seules EnR, mais aussi d'autres sources d'énergie, en particulier le thermique et le nucléaire. Nous aurons certainement l'occasion de revenir sur ces sujets, la question de la sécurité étant en matière de nucléaire une des questions les plus discutées.
Pour ce qui est de votre seconde remarque, nous allons demander au président de la FED de nous adresser les études sur lesquelles s’appuyait son argumentation ; nous les mettrons alors en ligne.
La CPDP vous remercie pour votre implication et votre participation.
Pourquoi bloque-t-on l’autoconsommation partagée au simple raccordement en tarif bleu ? Il faut l’ouvrir à tout type de raccordement, cela permettrait en ville d’équiper des batiments comme les gymnases, lycées, collèges, etc. représentant de grandes surfaces de toiture. Ce qui améloreait le ratio coût production. A moins que cela ne serve qu’à protéger un certain fournisseur d’énergie afin de ne pas accélerer sa fin.
L'autoconsommation collective, telle que définie dans la loi, permet d'associer des consommateurs et producteurs différents au sein d'une même opération, pourvu qu'ils soient raccordés au réseau public d'électricité et soient situés sur un même nœud d'un réseau de distribution (aval d'un poste de transformation assurant la liaison entre le réseau haute tension (HTA) et le réseau basse tension (BT)). Elle dépasse donc le cadre du seul tarif bleu (<36 kVA) et permet déjà de mettre en œuvre des projets d'autoconsommation collective sur des grandes toitures (immeubles collectifs, de bureaux, centres commerciaux, etc.).
Pour aider au développement de l'autoconsommation individuelle et collective, le Gouvernement a par ailleurs mis en place des dispositifs de soutien spécifiques :
- pour l'autoconsommation individuelle, il est possible de bénéficier d'une prime à l'investissement et d'un tarif d'achat pour le surplus injecté sur le réseau public jusqu'à 100 kW ;
- pour l'autoconsommation individuelle et collective, un appel d'offres pour les installations de puissance comprise entre 100 et 500 kW permet d'attribuer aux projets lauréats un soutien à l'énergie produite (autoconsommée et injectée sur le réseau).
Enfin, un groupe de travail sur la filière solaire et associant l’ensemble des parties-prenantes sera lancé prochainement par le Ministère de la transition écologique et solidaire. Ce groupe de travail traitera du sujet de l'autoconsommation et s’intéressera notamment au périmètre de l'autoconsommation collective, en vue de son potentiel élargissement.
Est-il possible d'utiliser des panneaux photovoltaïques pour recharger efficacement les batteries d'un véhicule électrique ? Si oui, ne serait-il pas judicieux de favoriser l'installation de ce procédé pour ceux qui souhaitent l'utiliser, s'ils le peuvent. Ce volontariat réduirait l'utilisation de pétrole et la consommation nationale d'électricité. Les volontaires feraient peut-être un sacrifice financier mais ils seraient quand même satisfaits.
Il est tout à fait possible d’utiliser des panneaux photovoltaïques pour recharger tout type de batteries. La recharge des véhicules électriques nécessite néanmoins des appareils de transformations électriques adaptés inclus soit dans la borne de recharge soit dans le véhicule en lui-même.
A ce titre, l’avantage majeur des panneaux par rapport aux autres sources d’électricité est qu’ils produisent du courant continu, le même type que pour recharger des batteries. Ainsi le nombre d’appareil de transformation du courant s’en trouve réduit et le rendement de la recharge est meilleur.
Cependant les périodes de production des panneaux (en journée) ne sont pas nécessairement concomitantes avec les besoins de recharge des véhicules électriques à moins d’utiliser un moyen de stockage. Ainsi l’utilisation de panneaux conjointement avec celle du réseau électrique permet de recharger le véhicule à tout moment laissant une grande flexibilité d’utilisation du véhicule.
Le maître d'ouvrage prévoit dans son dossier (page 110) le renforcement les interconnexions électriques avec les pays voisins afin de permettre une augmentation des échanges transfrontaliers. Ceci est vu comme l'un des moyens de palier à l'intermittence de certaines sources de production renouvelables. Dans ce schéma, la stabilité du réseau se retrouverait alors dépendre davantage des exportations et des importations par rapport à la situation actuelle. Or, l'article Art. L. 141-1 du code de l'énergie dit : « La programmation pluriannuelle de l’énergie, fixée par décret, établit les priorités d’action des pouvoirs publics (...) afin d’atteindre les objectifs définis aux articles L. 100-1, L. 100-2 et L. 100-4 du présent code. » Et l'article Art. L. 100-1. indique : « La politique énergétique : (...) 2°) Assure la sécurité d’approvisionnement et réduit la dépendance aux importations ». Le projet du maître d'ouvrage ne semble donc pas conforme à la loi. Comment le maître d'ouvrage pense-t-il résoudre cette difficulté pour que les lois et décrets pris en application de la PPE ne soient pas recalés par le Conseil d’Etat ou autre juridiction compétente ?
La loi prévoit effectivement que la politique énergétique assure la sécurité d’approvisionnement et réduit la dépendance aux importations. Cet objectif concerne l’ensemble des vecteurs énergétiques : gaz, pétrole, charbon et électricité.
La situation est contrastée entre les différents vecteurs énergétiques et les objectifs de réduction d’importation doivent être appréciés au regard de la situation initiale.
Ainsi, la quasi-totalité de l’énergie fossile (pétrole, gaz, charbon) consommée en France est importée. La sécurité d’approvisionnement nationale dépend alors d’un nombre restreint de pays qui disposent des ressources et pourrait ainsi être impactée par une crise politique. La loi de transition énergétique cible ces importations en fixant en conséquence d’une part l’objectif de réduire la consommation énergétique primaire des énergies fossiles de 30 % en 2030, et d’autre part l’objectif de réduire la dépendance aux importations.
Pour le vecteur électrique pour lequel la France est aujourd’hui exportatrice, l’importation ponctuelle de ressources n’est pas forcement contradictoire avec la sécurité d’approvisionnement: un approvisionnement extérieur peut être sûr, s’il s’appuie sur des fournisseurs fiables et diversifiés. Un approvisionnement exclusivement national peut en outre avoir des fragilités en cas de problème technique ou industriel, s’il repose sur un nombre restreint d’acteurs ou de ressources.
Le développement des interconnexions électriques en France ne vise ainsi pas à créer une dépendance structurelle envers un nombre limité de pays. Il vise à bénéficier du foisonnement sur l’ensemble de l’Europe des outils de production disponibles, notamment à base d’énergie renouvelable, permettant une diversification de nos sources d’approvisionnement et renforçant in fine la sécurité d’approvisionnement en mutualisant les outils de production au niveau européen.
Pour ces raisons, l’Europe est engagée dans la création d’un marché unique de l’énergie et la mise en place de nouvelles interconnexions concourt à cet objectif européen.
Ne serait-il pas pertinent d’envisager une régionalisation des tarifs d’achat de la filière solaire pour compenser la différence de productible entre nord et sud du territoire métropolitain ? En effet, les tarifs d’achat actuels permettent péniblement de sortir une faible rentabilité des projets dans le sud et ne permettent rien du tout au dessus de la loire (et encore). Veut-on vraiment des EnR en France ?
Nous vous remercions pour votre suggestion sur la régionalisation des tarifs, suggestion qui vient enrichir notre réflexion.
Au 31 décembre 2017, les énergies renouvelables représentaient 48 685 MW de puissance installée, soit une progression de 2 763 MW en 2017. Nous constatons que les tarifs d'achats actuels permettent un réel développement des énergies renouvelables et notamment des filières éoliennes et solaires.
Par ailleurs, la carte suivante démontre que le solaire se développe dans l'ensemble des régions françaises.
