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
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.
Question au MO :
Dans votre réponse à la question 171, vous présentez un tableau intéressant, qui montre la part de chaque filière renouvelable dans la production primaire d'énergie en France.
1) Pourriez-vous présenter également l'évolution de cette part pendant les cinq dernières années, ainsi qu'un tableau montrant la part de chaque filière renouvelable concernée dans la production ou la consommation d'électricité ?
2) A quoi renvoie "SDES Industries agroalimentaires" que vous indiquez comme source de votre tableau ? Une recherche sur internet ne donne rien. Le Ministère en charge de l'énergie ne dispose-t-il pas d'une source propre, en tout cas officielle, sur le sujet ?
3) Pourriez-vous préciser la part respective de dépenses publiques engagées sur chacune des filières renouvelables durant les dernières années et programmées sur les années à venir ?
1) La part globale des énergies renouvelables (EnR) dans la consommation finale d’électricité depuis 2005 est donnée page 143 du dossier du maître d’ouvrage.
Le dossier du maître d’ouvrage, page 73, donne aussi l’évolution de la production d’électricité renouvelable depuis 2010 en distinguant les différentes EnR :
2) La source du tableau est bien le SDES : il s'agit du service de la donnée et des études statistiques du ministère de la Transition écologique et solidaire. La mention « Industries agroalimentaires » visait simplement à expliquer le sigle IAA utilisé dans la légende du graphique.
3) Le budget alloué au soutien de l’émergence des filières de production d’électricité renouvelable est financé par des taxes pesant sur la consommation d’énergie (électricité, gaz, charbon et pétrole).
Chaque année, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) évalue le montant de charges du service public de l’électricité qui recouvrent notamment les coûts dus aux dispositions sociales et les surcoûts dus aux dispositifs de soutien aux EnR.
Je souhaite savoir si l'objectif de 23% d'électricité renouvelable à l'horizon 2020 est en encore atteignable alors que nous n'étions qu'à 15,7% en 2017 ? Comme l'a rappelé récemment la Cour des Comptes, les choix faits ces dernières années dans les ENr coûtent de plus en plus chers (car dédiés aux gros investissements) pour une progression de leur part modeste. Ne faudrait-il pas réorienté ces aides vers des initiatives locales et citoyennes dans le cadre d'une production décentralisée ?
La loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte de 2015 fixe l’objectif d’atteindre 23 % de la consommation d’énergie d’origine renouvelable en 2020. En 2017, ce taux était de 16,3%. La part de renouvelable dans la consommation finale d’électricité a été de 20% en 2017. (NB. Chiffres provisoires).
Afin d’atteindre nos objectifs et comme vous l’indiquez, le Gouvernement considère qu'il est essentiel d'accélérer sur les énergies renouvelables. Depuis un an, il s’est ainsi attaché à libérer les énergies renouvelables avec la volonté de promouvoir l’emploi, la souveraineté énergétique et la cohésion des territoires.
L’augmentation fin 2017 de 1 GW par an du volume des appels d’offre sur l’énergie solaire a constitué un premier signal fort du Gouvernement en faveur des énergies renouvelables. Depuis le début de l’année 2018, le Gouvernement a constitué plusieurs groupes de travail sur l’éolien, la méthanisation et l’énergie solaire pour réunir tous les acteurs de ces filières d’énergie renouvelable électriques et thermiques. L’objectif est ainsi de libérer les contraintes qui pèsent sur la concrétisation d’initiatives locales pour accélérer le déploiement de projets partout en France, aussi bien en métropole que dans les territoires ultra-marins.
La mise en œuvre de toutes les mesures issues des groupes de travail permettra d’accélérer de manière concrète le développement des énergies renouvelables et d’atteindre au plus vite les objectifs fixés par la loi de transition énergétique.
L’implication citoyenne dans ces projets de société est également essentielle. Plus elle sera forte, plus la transition énergétique sera partagée et mise en œuvre efficacement. C’est pourquoi, dans les appels à projet, les candidats qui proposent d’impliquer des habitants ou des collectivités par du financement participatif ou des investissements participatifs se voient attribuer un bonus sur le tarif de rachat de leur électricité.
La programmation pluriannuelle de l’énergie se doit de refléter cette volonté politique d’accélération.
Les importants rejets de chaleur de nos 58 réacteurs nucléaires ne contribuent-ils pas au réchauffement climatique d'autant que la vapeur d'eau est aussi un gaz à effet de serre ? Ceci est-il pris en compte dans les rejets de gaz à effet de serre annoncés pour le MWh nucléaire ?
Les quantités de chaleur émises dans l’atmosphère chaque année par les centrales nucléaires sont de l’ordre de 1 500 TWh. Ces quantités représentent moins de 0,1 % de l’énergie absorbée par la planète du fait de l’effet de serre.
Concernant les effets de la vapeur d’eau sur le réchauffement climatique, il s’agit effectivement d’un gaz à effet de serre. Les effets peuvent être considérables lorsqu’il s’agit par exemple de vapeur d’eau supplémentaire pouvant être contenue par l’atmosphère compte tenu de la hausse des températures. Pour une température initiale de 20°C, la quantité de vapeur d’eau maximale contenue par volume d’air augmente en effet d’environ 6 % lorsque la température augmente de 1°C.
Dans le cas des rejets de vapeur d’eau des centrales nucléaires, les volumes en jeu sont marginaux par rapport à la masse d’eau contenus dans l’atmosphère. De plus, le temps de résidence de la vapeur d’eau injectée dans l’atmosphère est très court, du fait de sa transformation au bout de quelques semaines en moyenne en précipitation. Il existe par ailleurs des rétroactions multiples qui rendent complexes l’évaluation de cet impact.
Comment comprendre que l'Ademe finance des projets innovants qui conduisent à un coût de l'électricité et qui ne pourra jamais être compétitif ? Voici deux exemples :
La route solaire Wattaway, dont le prix de l'électricité est plus de dix fois supérieur à celui des appels d'offres ?
Le solaire photovoltaïque sur trackers, avec Exosun, où l'électricité produite n'est pas compétitive avec celle des parcs fixes au sol.
Deux questions :
1) Le groupe de travail solaire lancé le 18 avril par Sébastien Lecornu souhaite-t-il que l'Ademe continue à investir dans des opérations de prestige, dont la rentabilité ne pourra jamais être assurée ?
2) Le conseil scientifique de l'Ademe a-t-il été consulté, et a-t-il donné son accord pour ces investissements ?
La loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte (LTECV) adoptée en 2015, puis le plan climat annoncé en 2017 fixent un cadre ambitieux en matière de transition énergétique afin de remplir les engagements pris par la France dans le cadre de l’accord de Paris, à savoir limiter l’élévation de température moyenne à 2°C maximum. La France s’est ainsi dotée de différents outils dont la stratégie nationale bas carbone, actuellement en cours de révision, qui donne les orientations pour mettre en œuvre, dans tous les secteurs d’activité, la transition vers une économie bas-carbone et durable, se traduisant par une réduction de 75 % d’émissions de gaz à effet de serre à l'échelle de la France d’ici à 2050.
Ce changement de paradigme va nécessiter une réduction substantielle de la consommation d’énergie accompagnée d’une transition énergétique de rupture permettant d’atteindre la neutralité carbone, notamment par la sortie des énergies fossiles.
Pour ce faire, un soutien pérenne de la recherche & développement tout au long de la chaîne d’innovation dans le domaine des nouvelles technologies de l’énergie et de la mobilité durable reste un élément incontournable.
Dans ce contexte, l’effort de financement public de la recherche réalisé par la France dans le domaine des nouvelles technologies de l’énergie (énergies renouvelables, efficacité énergétique, capture et usage du carbone, stockage et réseaux) a été de l’ordre de 440 M€ ces dernières années, selon la nomenclature proposée par l’Agence internationale de l’énergie, soit un peu plus de 40 % des dépenses de recherche réalisées par la France dans le domaine de l’énergie.
Projets financés par l’ADEME dans le cadre du programme « Investissements d’avenir » (PIA)
Parallèlement au financement des organismes de recherche, l’Etat soutient des actions de recherche & développement, principalement via le programme « Investissements d’avenir » (PIA).
Ce programme ambitionne d’agir en catalyseur de la croissance verte en co-finançant des projets innovants de toutes tailles pour faire émerger, structurer et développer les filières industrielles de demain ou accompagner l’émergence de nouveaux marchés. Les projets soutenus, souvent dans le cadre de consortiums d’entreprises ou en partenariat, doivent permettre d’ouvrir la voie à de nouveaux modèles économiques tout en étant des opportunités pour la croissance et la création d’emplois sur le territoire national.
Dans ce cadre, l’ADEME a opéré, entre 2010 et 2017, les actions des deux premiers volets du PIA : « Démonstrateurs de la transition écologique et énergétique » et « Véhicules et transports du futur », couvrant de multiples thématiques se répartissant en quatre grands volets :
- la production d’énergies renouvelables, le stockage de l’énergie et les réseaux électriques intelligents ;
- l’efficacité énergétique dans le bâtiment, l’industrie et l’agriculture et la chimie du végétal ;
- l’économie circulaire et les déchets ;
- les transports dans toutes leurs composantes et la mobilité.
Différents outils de financement ont été mis en œuvre : appels à projets pour démonstrateurs, initiative PME et interventions en fonds propres, permettant de financer, au travers de 85 appels à projets, 745 projets pour un montant global d’aides de 2,5 Md€ (budget global des projets : 7,22 Md€).
Chiffres issus du bilan 2010-2017 programme d’investissements d’avenir publié par l’Ademe en décembre 2017.
Dans la continuité des PIA 1&2, l’Ademe est opérateur de plusieurs actions dans le cadre du troisième volet du PIA (démarré en 2017), pour un montant total de 1 Md€ :
- « démonstrateurs territoriaux et d’innovation de grande ambition », avec 400 M€ de fonds propres et 300 M€ d’aides d’Etat (la CDC est également opérateur avec des crédits séparés sur le volet territorial). Cette action constitue pour l’Ademe la suite des actions PIA1&2 pour le soutien aux « démonstrateurs de la transition écologique et énergétique » ;
- « concours d’innovation » dédiés aux PME, avec 150 M€ d’aides d’Etat (la Banque publique d'investissement est également opérateur avec 150 M€, qui doivent aussi couvrir le volet territorial) ;
- soutien aux « écosystèmes d’innovation » dans le domaine de la mobilité durable, avec 150 M€ d’aides d’Etat.
Organisation du processus de sélection des projets financés dans le cadre des volets démonstrateurs
Le processus de sélection s'appuie sur un comité de pilotage (COPIL), composé de représentants des ministères en charge de l’énergie, de l’économie, de l’écologie et du développement durable, et de la recherche et de l’innovation. Le secrétariat général pour l'investissement (SGPI) et l'ADEME assistent de droit aux réunions du comité de pilotage, l'ADEME en assure le secrétariat et le ministère en charge de l’énergie le préside.
En tant que de besoin et sur proposition du SGPI ou du président du comité de pilotage, le COPIL est complété de représentants des directions générales ou départements sectoriellement concernés des ministères, qui y assistent sans voix délibérative.
Afin de sélectionner les meilleurs projets, l'Opérateur organise, à la demande du COPIL, des appels à projets. Pour chaque projet complet déposé, l'Opérateur conduit une première analyse en termes d'éligibilité. Sur cette base complétée par une analyse quant à la pertinence vis-à-vis de l'appel à projets, le COPIL décide de l'entrée ou non du projet en phase d'instruction approfondie.
En cas de décision favorable, l'instruction approfondie est conduite sous la responsabilité de l'Opérateur. Au cours de cette instruction, l'Opérateur associe en tant que de besoin les experts des ministères compétents et a recours à des experts externes qui ont pour mission d’éclairer l'instruction et les décisions sur les plans techniques, économiques et réglementaires.
A la fin de l'instruction, l'Opérateur présente ses conclusions au COPIL qui rend un avis sur le projet présenté. La décision finale sur la nature, le montant et les modalités des financements définitivement accordés à chaque partenaire partie prenante au projet bénéficiaire est prise par le Premier ministre sur proposition du SGPI, après avis positif du COPIL.
Sélection des bénéficiaires soutenus en fonds propres
Les interventions en fonds propres ciblent des infrastructures innovantes en termes de transition énergétique et écologique permettant de valoriser des technologies d'acteurs implantés sur le territoire national. Ces interventions sont conduites à travers le « Véhicule d'Investissement », une société par action simplifiée créée à cet effet et dont le capital sera initialement souscrit par l'ADEME agissant au nom et pour le compte de l'Etat au titre du PIA.
Pour chaque opportunité d'investissement ou de désinvestissement identifiée, le Véhicule d'Investissement conduit, avec le concours de l'ADEME, une première analyse en termes d'éligibilité et d'opportunité des dossiers reçus. Au terme de cette analyse, le COPIL propose au président du Véhicule d'Investissement l'entrée en instruction approfondie du projet.
En cas de validation de cette entrée en instruction approfondie, l'instruction est conduite sous la responsabilité du Véhicule d'Investissement avec le concours de l'ADEME. Le Véhicule d'Investissement présente au COPIL les conclusions de l'instruction comprenant notamment les recommandations et propositions de soutien. Enfin, le COPIL émet à l'intention du SGPI, du Véhicule d'Investissement et notamment de son conseil de surveillance un avis relatif aux projets d'investissement et de désinvestissement qui lui sont présentés.
La réalisation des investissements et désinvestissements proposés par le COPIL relève de la responsabilité du Véhicule d'Investissement, sous réserve de leur validation par le conseil de surveillance. Le Premier ministre, sur proposition du SGPI, autorise l'ADEME à financer le Véhicule d'Investissement.
Le gouvernement continu à centraliser la production l'énergie (EDF, EPR et consort) sans demander l'avis aux citoyens. Mais les citoyens en ont marre et s'organisent pour faire changer les choses (Enercoop entre autre). Le réseau RTE est un réseau qui par le fait de son étalement a des pertes colossales d'énergie (32TWH en 2007) pour le livrer aux usagers. Or la production locale renouvelable n'a pas un taux de perte aussi énorme du fait d'un réseau bien moins étendu. Certes la production est encore faible, mais à qui la faute ? Que compte faire le gouvernement pour inverser la tendance et permettre aux citoyens responsables et désireux de localiser la production d'énergie ? (et donc de réduire les pertes d'énergie sur le réseau, ainsi qu'une plus grande sécurité de production). Compte-t-il enfin donner les subventions à celles et ceux qui œuvrent pour une réelle efficacité énergétique et une sécurisation des approvisionnements ? Ou bien va-t-il s'entêter à soutenir ceux qui ne changent rien à la donne et rendent l'énergie de plus en plus dangereuse ? C'est de la rhétorique mais une réponse serait la bienvenue quand même.
La loi de transition énergétique pour la croissance verte d’août 2015 a mis en place un cadre pour que de nouveaux modèles énergétiques émergent.
L’ambition de la transition énergétique est que les systèmes énergétiques deviennent plus décentralisés, comme vous l’évoquez, avec des installations de production à base d’énergies renouvelables, plus petites et réparties sur le territoire. Ces installations doivent également devenir plus participatives avec la possibilité, pour les consommateurs, de devenir producteurs, d’avoir une incidence sur le système en modifiant leur consommation, etc.
Les dispositifs de soutien aux énergies renouvelables mis en place par le Gouvernement ont ainsi essentiellement favorisé le développement d’énergies renouvelables décentralisées, telles que l’éolien ou le photovoltaïque.
Mais la production électrique décentralisée a également besoin du réseau : les lieux de production d’électricité éolienne (ventés) ou photovoltaïque (exposés au rayonnement radiatif) ne sont pas nécessairement les mêmes que les lieux de consommation d’électricité. De plus, l’élargissement du réseau permet un effet de foisonnement de nature à lisser l’effet d’intermittence des énergies renouvelables non pilotables.
Afin de favoriser le rapprochement des lieux de production et de consommation, le Gouvernement a également mis en place les conditions favorables au développement de l'autoconsommation. Le modèle autoconsommation / autoproduction peut en effet avoir des effets bénéfiques sur le réseau électrique s’il conduit à réduire la puissance maximale injectée sur le réseau ou la puissance maximale soutirée du réseau. En incitant à un dimensionnement adapté au niveau local des installations de production, il peut également réduire les besoins de renforcement du réseau électrique et limiter les pertes dues au transport de l’électricité sur de longues distances, comme vous le soulignez.
Pour aider au développement de l'autoconsommation individuelle et collective, le gouvernement a ainsi 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 les installations de 100 à 500 kW en autoconsommation individuelle ou collective, un appel d'offres dédié à l'autoconsommation est actuellement ouvert. Le volume alloué est de 50 MW par période (soit 100 à 500 projets lauréats par période) avec environ 3 périodes par an jusqu’à mi 2020.
Dans tous les cas, le gouvernement est attaché à ce que les opérations d’autoconsommation collective se réalisent en utilisant les réseaux publics de transport et de distribution d’électricité et dans le respect de la péréquation tarifaire, qui permet à deux consommateurs ayant les mêmes caractéristiques de consommation, de bénéficier du même tarif de l’électricité, quelle que soit leur localisation sur le territoire français.
Enfin, le Gouvernement a récemment présenté une série de mesures en faveur du développement des énergies renouvelables décentralisées à la suite de groupes de travail spécifiques, lancés par le Ministère de la transition écologique et solidaire et qui ont associé l’ensemble des parties-prenantes sur les filières de production suivante : éolienne, méthanisation et solaire. En particulier, suite au groupe de travail sur la filière solaire, des mesures additionnelles en faveur de l’autoconsommation ont été annoncées, afin d’encourager les citoyens à s’emparer de l’autoconsommation en simplifiant les démarches et en facilitant l’installation d’infrastructures photovoltaïques.
C'est suite à la question n°146.
Si RTE a bien pris en compte l'efficacité énergétique, à quelle hauteur (en MtCO2) a-t-il chiffré, pour chacun de ces 5 points, les réductions d'émissions de CO2 liées à la prise en compte :
1. De l'évolution des comportements d'usage, permis grâce à l'utilisation du Linky.
2. De l'évolution du solaire thermique.
3. De l'utilisation grandissante des granulés de bois.
4. De l'augmentation du parc des voitures électriques.
5. De l'augmentation de l'autoconsommation.
Nous vous remercions de votre contribution qui nourrit notre réflexion pour l’élaboration de la Programmation pluriannuelle de l’énergie. Votre question s’adressant à RTE, elle sera transmise à RTE.
Est-il ou sera-t-il possible techniquement et juridiquement de produire de l'électricité photovoltaïque en autoconsommation sur le toit de sa maison principale et l'été de la consommer à 400 km de distance dans sa maison de vacances ? Il est bien entendu que c'est un équivalent de production. Si réponse non ma question se transforme en proposition d'avenir. Merci beaucoup d'avance de votre réponse.
L’autoconsommation est définie aujourd’hui par la loi comme le fait pour un producteur, dit autoproducteur, de consommer lui-même et sur un même site tout ou partie de l'électricité produite par son installation. La part de l'électricité produite qui est consommée l'est soit instantanément, soit après une période de stockage.
La consommation de l’électricité produite sur un autre site et/ou à un autre moment de l’année que celui où elle est produite (sauf si l’électricité est stockée dans un dispositif de stockage) n’est donc juridiquement pas considérée comme de l’autoconsommation.
Nous vous remercions donc pour votre suggestion qui permet de contribuer à la réflexion sur le développement de l’autoconsommation.
Lors de l'atelier "Nucléaire et PPE", Olivier LAMARRE (EDF) a donné deux séries de chiffres : 43 milliards € pour le coût total du grand carénage et de la mise à niveau post Fukushima et 32€/MWh pour le coût "restant à engager" pour l'électricité nucléaire. Pour sortir du flou, EDF peut-il répondre aux questions suivantes (pour l'ensemble du parc, puis par tranche) :
- Q1: quel est le coût total des mises à niveau pour VD4 et post-Fukushima ?
- Q2: Sur ce budget, quels sont les montants déjà payés en maintenance pure ?
- Q3: Sur le budget total, quels sont les montants déjà ventilés en investissements ?
- Q4: sur le budget total, quels sont les montants déjà engagés en maintenance et non payés ? (donc non compris dans Q2)
- Q5: sur le budget total, quels sont les montants déjà engagés en investissements et non payés ? (donc non compris dans Q3)
- Q6: sur le budget total, quels sont les montants restant à engager en maintenance ? (donc non compris dans Q2 et Q4)
- Q7: sur le budget total, quels sont les montants restant à engager en investissement ? (donc non compris dans Q3 et Q5)
- Q8: quels sont les autres coûts de filière à considérer et es éventuelles provisions correspondantes ?
- Q9: Quelle est la logique financière du "reste à engager" cité par M. Lassale ? Quelle est la cohérence de la comparaison du chiffre de 32€/MWh avec les coûts des autres sources d'énergie électrique ?
- Quelles sont les perspectives de dette totale d'EDF à 5 ans, et post-VD4 ?
Nous vous remercions de votre contribution qui nourrit notre réflexion pour l’élaboration de la Programmation pluriannuelle de l’énergie. Votre question s’adressant à EDF, elle sera transmise à EDF.
La volonté affichée dans le dossier du MOA est d'accélérer le développement des ENRi pour la production d'électricité (notamment éolien et solaire). Nous avons un excellent modèle de l'autre côté du Rhin : en l'espace d'une petite vingtaine d'années les Allemands ont construit près de 100 GW d'éolien et de solaire ; et dans le même temps, compte tenu de l'intermittence de ces sources, ils ont maintenu constantes les sources pilotables, compensant même l'arrêt de centrales nucléaires par de nouvelles unités à gaz. Le résultat est que les Allemands ont un double parc de 100GW d'ENRi et de plus de 100 GW de pilotable (charbon, gaz, nucléaire...) ; ce qui constitue une solution "de riche" que l’Allemagne, pays en bonne santé, a pu se payer... Est-ce que la PPE va conduire à la même situation en France, à savoir un doublement systématique de la puissance installée, à savoir tout MW d'ENRi accompagné d'un MW de source pilotable ? Est-ce que le chiffrage des ENRi dans la PPE prévoit le coût des sources pilotables associées ?
Merci de votre contribution.
La réflexion sur la programmation pluriannuelle de l’énergie s’inscrit dans le cadre de la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte d’août 2015 qui a notamment fixé un objectif de 40 % pour la production d’électricité d’origine renouvelable en 2030. La programmation pluriannuelle de l’énergie établit les priorités des pouvoirs publics pour atteindre ces objectifs.
L’objectif de développement des énergies renouvelables électriques a été fixé par la Parlement afin de diversifier le mix électrique. Cette diversification a vocation à renforcer la sécurité d'approvisionnement en électricité, ainsi que l'a rappelé à plusieurs reprises l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN). 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 faire face à de tels événements.
A la suite de la publication du bilan prévisionnel de RTE, le Gouvernement a rappelé en Conseil des Ministres que l’évolution du mix électrique ne devra nécessiter aucun nouveau projet de centrale thermique à combustibles fossiles, ni conduire à une augmentation des émissions de gaz à effet de serre de notre production électrique. Le bilan prévisionnel de RTE publié en 2017 montre en effet 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 ».
La programmation pluriannuelle de l’énergie fera de plus l’objet d’une étude d’impact rendue publique (dite "évaluation environnementale stratégique"), portant sur les impacts économiques, sociaux et environnementaux. Cette étude d’impact prendra bien en compte l’impératif d’assurer la sécurité d’approvisionnement et chiffrera les coûts des éventuelles solutions de flexibilité du système électrique qui seraient nécessaires.