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
Il revient sans cesse dans les déclarations des promoteurs des électricités intermittentes que le coût de leur kWh est maintenant inférieur à celui de l'électricité d'origine nucléaire. Est-ce réel et dans ce cas pourquoi les soutenir par des tarifs d'achat élevés ? Si c'est exact, elles se placeront sur le marché sitôt que le prix de marché sera égal ou supérieur à leur coût de production. C'est le principe même de fonctionnement du marché par l'appel suivant le merit order.
Malgré les fortes baisses de coût constatées, le coût des énergies renouvelables électriques est actuellement encore supérieur aux prix de marché de l’électricité, c’est pourquoi elles bénéficient toujours d’un soutien public.
Les coûts devraient toutefois continuer à évoluer à la baisse, tirés par le progrès technologique, et le maintien des dispositifs de soutien pourra alors être réinterrogé pour les filières les plus matures.
En effet pour le photovoltaïque, le coût de production des centrales au sol devrait être compris entre 40 et 50 €/MWh en 2030, et le coût sur bâtiment compris entre 60 et 70 €/MWh. Un coût de production compris entre 45 et 60 €/MWh est anticipé en 2030 pour l'éolien terrestre, et entre 50 et 100 €/MWh pour l’éolien en mer.
L’argument qui milite actuellement en la faveur de l’hydrogène est qu’un plein se fait en quelques minutes et permet de parcourir jusqu’à 600km.
Il faut savoir que la mobilité à l’hydrogène nécessite d’avoir principalement un où plusieurs réservoirs d’hydrogène sous pression, une pile à combustible, et une batterie d’accumulateurs.
Les inconvénients sont nombreux et souvent problématiques.
• Le prix d’une Hyundai i x35 est de 66000€, et celui d’une Toyota Mirai frôle les 80000€.
• Ces voitures consomment en moyenne un kilogramme d'hydrogène aux 100 km, d’un coût de 10€, alors que pour une Zoé le coût est de 2,5€/100km, et pour une Tesla Model S de 4€/100km.
• Le stockage de l’hydrogène, atome très léger, sous 350 ou 700 bars, conduit à une perte permanente à travers la paroi du réservoir, qui se vide en quelques jours à quelques semaines selon les modèles.
• La pile a combustible alimentée à l’hydrogène, insuffisante pour assurer seule l’alimentation du moteur électrique, nécessite le complément d’une batterie tampon, qui est en outre rechargée au freinage.
• L'électrolyse de l'eau, la compression de l’hydrogène et l’utilisation d’une pile à combustible, conduisent à un rendement global de 20 à 30 % seulement selon les applications, contre 80 % pour le stockage avec des batteries au lithium. L’utilisation de l’hydrogène nécessite donc de produire environ trois fois plus d’électricité, d’où à réaliser trois fois plus d’installations éoliennes et photovoltaïques, d’où une électricité trois fois plus chère à produire.
• La pile à combustible utilise du platine, or il n'y en a pas assez sur terre pour généraliser cette solution à grande échelle sur les voitures. (1)
• On estime que si 500 millions de véhicules étaient équipés avec des piles à combustible, les pertes de platine (par dissipation dans les gaz d’échappement) suffiraient à épuiser toutes les réserves mondiales de platine en quinze ans (Cohen 2007). (2)
• Il faudrait quinze fois plus de camions-citernes pour transporter l’hydrogène que pour l’essence. (3)
• Le poids élevé de la pile à combustible conduit à des voitures pesant au minimum 1800 kg.
• Si l’on utilise simplement l’hydrogène dans un moteur à explosion, c’est catastrophique car le rendement est encore moins bon.
• L’hydrogène est un gaz dangereux, qui s’enflamme et explose facilement lorsqu’il est présent dans l’air. Son utilisation n'est donc pas sans risques.
• La complexité de l’installation hydrogène obère forcément sa fiabilité et le coût de sa maintenance.
Economiquement, et en terme de consommation de matières premières et d’énergie, au vu de ces inconvénients, la mobilité à l’hydrogène n’a visiblement pas d’avenir avant très longtemps.
Question 1 : Vu son bilan global négatif, souhaitez-vous continuer à soutenir financièrement la mobilité à l’hydrogène, et pour quelles motivations ?
Question 2 : Des sauts technologiques majeurs sont-ils étudiés, et si oui quelle serait l’importance de ces sauts ?
(1) https://www.youtube.com/watch?v=9lt6YOCmSxw
(2) Cohen, David. “Earth’s natural wealth: an audit.” New Scientist, 23 May 2007: 34-41.
(3) Nanotechnology, climate and energy: over-heated promises and hot air? Friends of the Earth, 2010
Source des autres informations :
https://news.autojournal.fr/news/1517559/Hydrogène-pile-à-combustible-écologie-innovation-technologie
http://www.industrializedcyclist.com/ulf%20bossel.pdf
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.
Si comme vous l’évoquez et en raison d’un effet volume encore limité, le coût total de possession d’un véhicule hydrogène reste aujourd’hui supérieur à celui des équivalents thermiques ou électrique à batteries, à l’horizon 2030, grâce notamment aux progrès espérés en termes de coût de l’électrolyse, l’hydrogène décarboné distribué en station ou produit directement à la station devrait être à un niveau de prix comparable (< 7 €/kg) au coût de l’énergie pour un véhicule diesel. Des innovations sont également attendues sur le réservoir et sur le système de pile à combustible des véhicules, mais c’est avant tout les effets d’échelle d’une production en série qui permettront in fine de réduire le surcoût d’un véhicule hydrogène.
De plus, par rapport aux véhicules électriques à batterie, 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, le Ministre de la Transition Ecologique et Solidaire a dévoilé le 1er juin dernier son Plan hydrogène constitué d’une stratégie de long terme et de mesures d’accompagnement pour des premiers déploiements en France afin de renforcer la filière industrielle française de l’hydrogène.
Ce plan propose notamment des objectifs de déploiement des écosystèmes territoriaux de mobilité hydrogène sur la base notamment de flottes de véhicules professionnels, qui pourront être repris pour la PPE :
- 5 000 véhicules utilitaires légers et 200 véhicules lourds (bus, camions, TER, bateaux) ainsi que la construction de 100 stations, alimentées en hydrogène produit localement à l’horizon 2023 ;
- de 20 000 à 50 000 véhicules utilitaires légers, 800 à 2000 véhicules lourds et de 400 à 1000 stations à l’horizon 2028.
Comment espère-t-on passer les prochaines soirées froides d'hiver sans coupure électrique si on ferme des tranches au charbon, fuel ou nucléaires et qu'on les remplace par des renouvelables intermittents qui produisent généralement pas ou peu durant ces périodes ? RTE alerte depuis plusieurs années dans ses bilans prévisionnels sur l'absence de marge à venir d'ici à 2020. Sommes-nous réellement prêts à accepter des coupures d'électricité tournantes en cas de nouvel hiver 2012 ? En cas de nouvel hiver 1985 ? De nouvel hiver 1956 ?
Conformément aux missions confiées par le législateur et sous le contrôle du Ministère de la transition écologique et solidaire, le gestionnaire du réseau de transport d’électricité RTE doit établir un bilan prévisionnel de l’équilibre offre-demande.
L’édition 2017 porte sur les années 2019 à 2035 et intègre des scénarios diversifiés. Il est disponible sur le site de RTE.
Ce bilan prévisionnel a pour objectif de vérifier si le parc de production d’électricité a la capacité de fournir l’électricité pour répondre à la consommation des Français à tout instant y compris pendant les périodes de pointe. Pour cela, RTE simule des scénarios qui font varier des hypothèses concernant :
- Les niveaux de consommation d’électricité ;
- L’évolution du parc de production d’électricité : rythme de construction d’installations de production d’énergie renouvelable (EnR), évolution du parc de centrales thermiques (charbon, gaz) ou nucléaire ;
- Les scénarios climatiques qui jouent à la fois sur la demande et sur la disponibilité de certaines installations de production renouvelable et classiques ;
- La disponibilité des centrales (arrêts techniques), en tenant compte notamment de l’impact des travaux nécessaires à la prolongation des réacteurs ;
- La disponibilité de l’électricité produite dans les pays voisins dont le système est relié au système électrique français ;
- Le prix des combustibles (charbon, gaz, pétrole) et du CO2 (taxe).
La combinaison de toutes ces variables donne un nombre de scénarios possibles très important. RTE a choisi de présenter cinq scénarios cohérents économiquement et techniquement valables qui illustrent des visions contrastées.
Le bilan prévisionnel de RTE publié en 2017 montre que des trajectoires de développement des énergies renouvelables électriques sont possibles, sans avoir recours à de nouveaux moyens de production pilotables, et en réduisant la part du nucléaire. Il s’agit notamment des scénarios « Ampère » et « Volt ».
Pour se faire une opinion sur des choix politiques qui s'offrent à nous, on se base généralement sur des études prospectives. En existe-t-il une dans le domaine de l'énergie électrique française qui ne prenne pas arbitrairement comme hypothèse de départ une baisse ou une sortie du nucléaire ? Comment savoir s'il est bon ou pas de baisser, supprimer ou augmenter la part du nucléaire si personne n'en indique publiquement des conséquences qu'on puisse comparer ?
Les études que vous évoquez ont été confiées par le législateur au gestionnaire du Réseau électrique (RTE) qui, sous le contrôle du Ministère de la transition écologique et solidaire, est investi d’une mission de service public et doit établir un bilan prévisionnel de l’équilibre offre-demande. Ce dernier est disponible sur le site de RTE.
L’édition 2017 porte sur les années 2019 à 2035 et intègre des scénarios diversifiés.
Ce bilan prévisionnel a pour objectif de vérifier si le parc de production d’électricité a la capacité de fournir l’électricité pour répondre à la consommation des Français à tout instant. Pour cela, RTE simule des scénarios qui font varier des hypothèses concernant :
- Les niveaux de consommation d’électricité ;
- L’évolution du parc de production d’électricité : rythme de construction d’installations de production d’énergie renouvelable (EnR), évolution du parc de centrales thermiques (charbon, gaz) ou nucléaire ;
- Les scénarios climatiques qui jouent à la fois sur la demande et sur la disponibilité de certaines installations de production renouvelable et classiques ;
- La disponibilité des centrales (arrêts techniques), en tenant compte notamment de l’impact des travaux nécessaires à la prolongation des réacteurs ;
- La disponibilité de l’électricité produite dans les pays voisins dont le système est relié au système électrique français ;
- Le prix des combustibles (charbon, gaz, pétrole) et du CO2 (taxe).
La combinaison de toutes ces variables donne un nombre de scénarios possibles très important dont l’hypothèse de base n’est pas le déclassement de réacteurs nucléaires, mais qui intègre une ambition de diversification du mix électrique en lien avec les objectifs nationaux et européens fixés en ce domaine.
RTE a choisi de présenter cinq scénarios cohérents économiquement et techniquement valables qui illustrent des visions contrastées.
Pourquoi le gestionnaire de réseau de distribution de l'électricité ne déploie-t-il pas un équipement qui permette au consommateur de voir, diagnostiquer, et gérer en temps réel sa consommation ? Et prévoir ce qu'il branche ? La génération de compteur Linky et son mode de gestion de l'information est totalement dépassé, voire dangereux. Les directives françaises ouvrent la voie à une gestion infantilisante : on laisse un gestionnaire de réseau, un opérateur d'effacement, un fournisseur d'électricité exploiter des données personnelles au risque de se voir imposer un mode de vie "électrique". C'est au consommateur, déjà aujourd'hui et d'autant plus dans un futur très proche, avec sa voiture électrique, ses ressources de chauffage, ses équipements électriques et électroniques communicants, de prendre la main en local sur son mode de consommation des KWH. Ce sera à lui de choisir ce qu'il branche sur son réseau électrique, de surveiller sa consommation en ligne, et d'en programmer le fonctionnement. Les fonctionnalités de Linky et l'absence de terminal local sont imposées et installées en dépit des objectifs d'économie et de la participation active du consommateur à cette économie. C'est une aberration de mise en oeuvre. Peut-on prévoir un schéma cohérent qui place le consommateur comme acteur mature et central de la consommation d'électricité ? Cette question bien entendu pourrait être posée sur bien d'autres périmètres énergétiques, mais le déploiement de Linky est d'actualité et constitue une alerte flagrante de ce qu'il ne faut pas faire.
Comme vous l’indiquez, le compteur communicant doit permettre au consommateur de mieux connaître ses consommations et d’engager, à son initiative, des mesures de maîtrise de ses consommations énergétiques.
C’est précisément le cadre qui a été mis en place en France. En effet, les enjeux de sécurité et de confidentialité des données énergétiques sont d’une grande importance. Des mesures réglementaires ont été prises pour garantir la confidentialité des données, en prévoyant notamment que la communication de ces données ne peut avoir lieu sans l’autorisation préalable de l’usager, y compris vis-à-vis d’Enedis qui ne peut pas disposer des courbes de charge sans autorisation des consommateurs. Les recommandations en matière de protection des données collectées par les compteurs communicants adoptées par la Commission Nationale Informatique et Libertés le 20 avril 2017 ont en particulier été prises en compte, notamment dans le décret du 10 mai 2017 qui précise les modalités de mise à disposition des données de comptage à des tiers avec l’accord de l’usager concerné.
L’article R341-5 du code de l’énergie précise ainsi que « chaque utilisateur des réseaux publics d'électricité a la libre disposition des données relatives à sa production ou à sa consommation enregistrées par les dispositifs de comptage. » Dans le cas des compteurs communicants, le deuxième alinéa de l’article D341-21 du code de l’énergie précise que la courbe de charge est enregistrée localement dans les compteurs au pas horaire, sauf refus exprès du consommateur. Le troisième alinéa du même article indique que la collecte de cette courbe dans le système informatique du gestionnaire de réseau ne peut être effectuée qu’à la demande du consommateur.
EDF revendique le fait que le prix de l'électricité française est le plus bas de tous les grands pays d'Europe de l'ouest. A-t-on analysé les inducteurs de ce prix afin de déterminer les trajectoires à suivre en termes de nouvelles capacités de production pour rester compétitif ?
La production française d’électricité est aujourd’hui composée à 72 % d’électricité nucléaire, à 10 % par de l’hydraulique, à 8 % par des énergies renouvelables (éolien, solaire et bioénergies) et à 10 % par des moyens de production thermiques à partir d’énergies fossiles.
Les moyens de production renouvelables et nucléaires se caractérisent par des coûts de production marginaux faibles, c’est-à-dire que le coût de production d’un MWh supplémentaire est très faible. Pour couvrir la demande, les moyens de production sont appelés en commençant par ceux dont les coûts marginaux sont les plus faibles. Le prix de l’électricité s’établit au coût marginal du dernier moyen de production utilisé.
Les moyens de production fossiles se caractérisent par des coûts marginaux élevés, notamment en raison du coût des combustibles (charbon, gaz, fioul) et du coût du CO2. En France, ces moyens sont essentiellement utilisés pour gérer la pointe de consommation électrique.
L’essentiel des moyens de production français repose sur des installations à faible coût marginal. Cela participe à la compétitivité du système électrique français.
Les choix pour la mise en place de nouvelles capacités de production devront prendre en compte les investissements et les coûts de production sur la durée d’exploitation de ces nouvelles capacités. Les investissements devront inclure les investissements directs dans les moyens de production (construction de centrales), ainsi que les coûts des infrastructures supplémentaires, de mise en place de nouvelles flexibilités et d’adaptation du système électrique afin de garantir à tout moment une électricité compétitive et disponible.
Il conviendra enfin que ces choix intègrent l’évolution des coûts des moyens de production, qui ne correspondent pas nécessairement aux coûts des outils de production actuellement en fonctionnement et déployés il y a plusieurs décennies.
Avant toutes choses ne faut-il pas faire des "piqures de rappels" ? Une grande partie de la population ne connaît pas les caractères de base des phénomènes. J'ai l'occasion de parler en réunion de mon métier et je me rends compte d'une certaine ignorance technique dans de nombreux domaines : la physique, l'économie, etc. On jongle avec les Kilowatts, les Kilowattheures... On fait de la démographie orientée...
Monsieur,
Comme vous le faites justement remarquer, l'énergie est un sujet complexe qui nécessite, en effet, certaines connaissances fondamentales, parfois assez techniques. Le Maître d'ouvrage, dans son dossier, s'est efforcé à notre demande d'être le plus didactique possible pour donner au public un certain nombre de ces connaissances de base. De très nombreux autres documents, mis en ligne dans la bibliothèque du débat, permettent également d'enrichir le savoir des participants au débat qui peuvent trouver, s'ils le souhaitent, beaucoup d'éléments à leur disposition. L'organisation d'un G400 fournit également aux 400 citoyens tirés au sort qui ont accepté de faire partie de ce panel, des fiches leur apportant les connaissances essentielles à la compréhension des enjeux soulevés par la PPE.
La CNDP a pour vocation d'organiser et d'animer le débat public ; l'information du public fait partie de ses missions fondamentales. On ne peut débattre que de ce qu'on connaît. Ce pari démocratique fait aussi la part belle à l'initiative personnelle de chacun : nous voulons croire qu'aucun sujet n'est « trop complexe » pour être soumis à l'appréciation des citoyens qui, dans leur vie quotidienne, ont affaire à l'énergie dans tous leurs actes les plus banals : se déplacer, se chauffer, cuisiner, etc.
L'occasion, avec ce débat public, est fournie à chacun de se pencher sur les tenants et les aboutissants de la politique énergétique du pays : beaucoup la saisissent avec intérêt et enthousiasme, et il n'est qu'à voir sur ce site la variété des questions posées au maître d'ouvrage pour être assuré de la qualité démocratique du dialogue engagé.
La CPDP vous remercie pour votre implication et votre participation au débat.
En 2017, en Allemagne, la production d'électricité des ENR intermittentes a été de 29 % de la consommation intérieure (le pourcentage est de 34% si on considère la production totale incluant l'export, en forte hausse depuis 2011, mais qui est précisément un exutoire pour la production non pilotable prioritaire). Dans les réponses du Maitre d'Ouvrage, je lis que, selon l'AIE, l’intégration des énergies renouvelables non pilotables dans le système est déjà possible au moins jusqu’à 40 % d’intégration. Le scénario Ampère de RTE prévoit, grosso modo, 50%. Les écarts importants entre ces 3 valeurs laissent perplexe. Tous les commentateurs estiment que l'Allemagne a fait un effort gigantesque pour l'électricité renouvelable, que seules son économie et sa balance commerciale florissantes lui permettaient d'assumer. Comment nous, en France, allons-nous faire beaucoup mieux qu'elle, avec une dette publique et un déficit commercial préoccupants ?
Les éléments de l’Agence internationale de l'énergie (AIE) se fondent sur des retours d’expériences observées dans différents pays dans le monde. L’Allemagne présente aujourd’hui des taux d'intégration des énergies renouvelables non pilotables qui se rapprochent de 40 %, et offre donc un nouvel exemple qui confirme les retours d’expériences de l’AIE.
Les modélisations de RTE reposent sur l’équilibre offre-demande du système électrique. Dans son scénario Ampère, RTE montre que cet équilibre peut être satisfait pour des taux d’énergies renouvelables jusqu’à 50 % qui incluent toutefois une proportion significative d’hydroélectricité, c’est-à-dire une énergie renouvelable pilotable.
Le coût des nouvelles installations de production d’électricité dont nous aurons besoin, qu’elles soient renouvelables ou nucléaires, représente effectivement un effort significatif.
Toutefois, les coûts de production des énergies renouvelables présentent aujourd’hui des trajectoires en baisses significatives (notamment pour l’éolien et le photovoltaïque), qui réduisent fortement les investissements nécessaires en comparaison de ceux réalisés par l’Allemagne. Des objectifs de développement ambitieux pour ces filières sont donc possibles et les conséquences économiques seront analysées dans l’étude d’impacts de la PPE.
Un réacteur nucléaire est plus performant s'il fonctionne en base (à puissance constante) ; le développement des énergies intermittentes oblige les réacteurs à moduler leur puissance (jusqu'à -900MW en 30mn pour un réacteur de 1300MW), pour suivre les variations de production d'énergie solaire ou éolienne. Ne serait-ce pas plus intéressant et plus sûr de maintenir la puissance nucléaire produite constante en effaçant les énergies intermittentes excédentaires, plutôt que de réduire la puissance nucléaire en considérant les énergies intermittentes comme prioritaires ?
Le suivi de charge que vous mentionnez est utilisé historiquement par le parc électronucléaire français, qui peut moduler la puissance totale disponible de plusieurs gigawatts en quelques heures, afin de suivre les variations de la demande nationale.
L’intégration des énergies renouvelables va conduire le parc nucléaire à utiliser la flexibilité dont il dispose différemment, mais pas nécessairement davantage.
Par ailleurs, l’appel aux différents moyens de production se fait selon la préséance économique. Les moyens dont le coût de production marginal est le plus faible, c’est-à-dire ceux dont le coût de production supplémentaire d’énergie est le plus faible, sont appelés en premier. C’est notamment le cas des énergies renouvelables telles que l’éolien et le solaire, dont le coût de production marginal est plus faible que celui du nucléaire.
Le 7 novembre 2017, Nicolas Hulot a annoncé le renoncement à l'objectif des 50 % de nucléaire dans le mix électrique à horizon 2025, bafouant ainsi la loi d'août 2015 sur la transition énergétique pour la croissance verte et le Parlement.
Sa motivation s'appuie sur le scénario OHM, élaboré par le Réseau transport de l'électricité (RTE), filiale majoritaire d'EDF, et qui montre l'impossibilité d'atteindre l'objectif en 2025 sans doubler les émissions de CO2.
En réalité, ce bilan établi par RTE, qui ne concerne que le secteur électrique, ignore trois importantes possibilités de réduction des émissions de CO2 liées à l'électricité, dont certaines pourraient avoir un impact important avant 2025.
1. Le potentiel d'économies d'électricité principalement dans les secteurs résidentiel et tertiaire, sur le chauffage électrique et sur les usages spécifiques de l'électricité (éclairage, électroménager, audiovisuel, informatique, électronique), à la fois par le biais des comportements d'usage et d'achat d'équipements plus efficaces. Ce potentiel considérable d'économies d'électricité réduirait forcément les émissions de CO2, notamment lors des pointes d'hiver.
2. La prise en compte du solaire thermique et des granulés de bois, en substitution du chauffage électrique, gros émetteur de CO2 lors des pointes d'hiver.
3. Le volet stockage massif de l'électricité, qui permet de substituer une électricité fortement carbonnée lors des pointes de consommation.
Entaché d'erreurs, ce bilan n'est donc pas crédible dans l'évaluation de ces émissions, et ce renoncement devient non fondé.
Les deux questions :
1) L'intégration de ces 3 réductions de CO2 dans le scénario OHM conduisent à quelles émissions de CO2 en 2025 ?
2) Même question pour les autres scénarios.
Nota : la totalité de l'article qui expose cette grossière omission de RTE/EDF est ici : http://goo.gl/UmL9Ff
Les trois pistes que vous proposez sont des éléments extrêmement importants qui sont bien pris en compte dans le cadre de l’élaboration de la programmation pluriannuelle de l’énergie.
RTE les a également pris en compte lors de l’élaboration de ses scénarios qui a donné lieu à une concertation approfondie. Les économies d’électricité liées aux changements d’usages et à l’efficacité énergétique sont en particulier bien prises en compte. Un chapitre entier du bilan prévisionnel est consacré à l’évolution de la demande et RTE fait notamment des hypothèses d’amélioration de l’efficacité énergétique entre 43 et 47 % entre 2016 et 2035.
Hors du système électrique, le solaire thermique fait, comme vous l’indiquez, partie des solutions pour le chauffage. Il pourrait permettre de mobiliser d’ici 2030 quelques TWh de chaleur, mais n’est néanmoins pas adapté à toutes les situations.
En ce qui concerne le chauffage au bois, les objectifs proposés dans la première PPE pour le développement du chauffage à partir d’énergie renouvelable, notamment par la mobilisation de biomasse, sont importants à l’horizon 2023. Il n’est néanmoins pas possible de transférer l’ensemble du chauffage électrique ou du chauffage utilisant des combustibles fossiles vers un chauffage à partir de biomasse.
Enfin, le stockage massif d’électricité repose d’une part sur une production importante d’électricité d’origine renouvelable à moyen terme qui pourrait être stockée, et d'autre part sur des moyens de stockage conséquents. L’article auquel vous faites référence mentionne par exemple les Stations de Transfert d’Electricité par Pompage. La mise en place de telles solutions se fait sur des périodes d’une dizaine d’années, non compatibles avec l’horizon de 2025.