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 est incompréhensible comment RTE arrive à boucler ses scenarii. Cela semble de la magie. Alors que des nouveaux usages de l'électricité vont apparaître, on peut estimer (avec également augmentation de population) qu'au mieux, la consommation restera inchangée.
Comment arriver à 50 % de nucléaire ?
Les chiffres 2016 sont les suivants :
Production totale : 530 TWh
Nucléaire 383
Hydraulique : 64
Eolien : 20 pour 11 GW installés, soit 2 TWh/GW
Solaire 8 pour 7 GW installés, soit 1 TWh/GW
Biomasse 8
Projeté :
Total 530 Twh
Hydraulique 65
Nucléaire : 260 (50 %)
Biomasse : 10
Eolien plus solaire : 190 par ex éolien 150 et solaire 40 soit une puissance à installer de 75 GW en éolien et 4O GW en solaire.
Admettons qu'on fasse des progrès de réduction de la pointe par grand froid, qui passerait de 110 GW (record absolu) à 90 GW.
On pourrait mobiliser la biomasse (3GW,) l'hydraulique, (15 GW) et, avec un jour d'anticyclone sans vent, 10 GW sur les 75 GW d'éolien, et pas de solaire, à 19 h en hiver.
Reste 72 GW à trouver. Où ?
Les analyses réalisées par RTE dans le cadre de son bilan prévisionnel démontrent que le système électrique peut satisfaire au critère de sécurité d’approvisionnement avec des taux d’intégration élevé des énergies renouvelables, notamment dans le scénario Ampère.
Nous vous invitons donc à consulter les documents rendus publics : https://www.rte-france.com/fr/article/bilan-previsionnel
Dans votre analyse, vous ne prenez notamment pas en compte les éléments suivants dans les moyens de production, d’effacement et d’importations :
- La totalité du parc hydraulique s’élève en France à 25GW.
- Dans les scénarios Ampère et Volt, le volume de nucléaire installé est supérieur à 48,5 GW (Ampère).
- La PPE a fixé des objectifs de 6GW d’effacement.
- Les interconnexions contribuent entre 5 et 10GW lors des pointes de consommation et leur contribution est amenée à augmenter avec la mise en service de nouvelles capacités.
Le critère de sécurité d’approvisionnement en France est par ailleurs une approche statistique : le parc de production doit permettre de respecter un temps de coupure inférieur à 3H en moyenne. Cela n’implique pas que le risque de coupure doit être exclu, mais simplement qu’il doit être limité aux seules situations exceptionnelles.
La MO ne pense-t-elle pas qu'on pourrait qualifier en France le photovoltaïque et l'éolien d'"énergies démagogiques", dont la valeur ajoutée en France ne couvrira très probablement jamais les coûts, mais que les dirigeants politiques décident de déployer massivement seulement pour flatter les croyances d'une partie de leur électorat ?
Pour répondre aux défis climatiques et énergétiques majeurs auxquels la France devra faire face dans les décennies à venir, le Gouvernement souhaite engager résolument une transition énergétique. Cette transition repose d’une part sur la sobriété et l’efficacité énergétique et d’autre part sur la diversification des sources de production et d’approvisionnement et le développement des énergies renouvelables.
Le développement des énergies renouvelables électriques (photovoltaïque et éolien) que poursuit le Gouvernement contribue à diversifier le mix électrique et ainsi au renforcement des marges d'approvisionnement susceptibles de palier à des événements significatifs sur le parc nucléaire.
Les différentes évaluations des coûts de production de l’électricité montrent que, grâce notamment aux efforts menés dans la recherche et le développement et aux effets d’industrialisation, les technologies renouvelables qui se développent à grande échelle deviennent de plus en plus compétitives et que des objectifs ambitieux pour leur développement peuvent être atteints à un coût maîtrisé. La baisse des coûts de production sur le marché mondial est entraînée par la croissance importante des nouvelles installations à base de renouvelables. C’est particulièrement le cas pour le photovoltaïque et l’éolien.
En France, pour le photovoltaïque, le prix moyen proposé par les lauréats de la dernière période de candidature est de 85 €/MWh pour les installations sur bâtiments, contre 106,7 €/MWh début 2017 et 135,6 €/MWh en 2015. En 2030, le coût de production du photovoltaïque au sol devrait être compris entre 40 et 50 €/MWh et le coût du photovoltaïque sur bâtiment compris entre 60 et 70€/MWh.
Pour l'éolien, le tarif d’achat de l’électricité produite par les parcs de moins de 6 éoliennes et de moins de 3 MW de puissance unitaire est actuellement compris entre 72 à 74 €/MWh, ce dispositif inclut par ailleurs un système de plafonnement de la rémunération. Le prix moyen proposé par les lauréats de la première période de candidature à l'appel d'offres éolien terrestre, destiné aux plus grandes installations, est de 65,9 €/MWh.
Le coût de production se rapproche donc des prix du marché de l’électricité.
Actuellement le pari du transport est uniquement basé sur l’électricité. Mais nous savons fabriquer, stocker et utiliser l’hdrogène qui ne génère que de l’eau. Pourquoi ne pas investir cette filière nouvelle qui permettrait de produire lorsque les besoins du réseau électrique sont moindre ? D’autres états prennent de l’avance sur le sujet et nous vendrons des produits que nous aurions pu fabriquer.
Comme vous l’évoquez, 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 décarbonée ou lorsqu'il est produit à partir de biométhane.
La France a le premier domaine sous marin du monde et a le deuxième domaine maritime du monde. Penchons-nous plutôt sur cette technologie, qui n'a pas besoin de moteur thermique pour démarrer et ou seul le courant de marée fait tourner les pales de l'engin.
L'eolienne est une fausse bonne idée :
1) les pâles ne peuvent pas tourner au démarrage sans moteur thermique ;
2) les pales ne tournent qu'à une certaine puissance de vent ;
3) on peut remarquer sur un champ d'une vingtaine d'éoliennes il y en a souvent une quinzaine à l'arrêt ;
4) elles défigurent les paysages ;
5) les habitants qui habitent aux abords se plaignent du ronronnement qu'elles produisent ;
6) leurs rendement énergétiques est très insuffisant par rapport aux coûts ;
7) la France fait appel à des sociétés étrangères pour les constuire, quel dommage !
Pourquoi persister dans cette voie ?
Nous vous remercions pour cette contribution à la réflexion pour l’élaboration de la prochaine programmation pluriannuelle de l’énergie. C’est bien l’objet de ce débat que de recueillir la vision du public sur le développement des énergies renouvelables, et notamment marines.
La loi pour la transition énergétique et la croissance verte a fixé un objectif de 40% d’électricité renouvelable dans le mix électrique d’ici 2030. L’éolien terrestre ou en mer, dont le démarrage ne nécessite aucun moteur thermique, présente des avantages et sa contribution sera nécessaire à l’atteinte des objectifs fixés.
Le développement des énergies marines est une composante majeure du succès de la transition énergétique. Le gisement est considérable, la production d’énergie est plus régulière et importante qu’à terre et ces technologies sont créatrices d’emplois en France.
Les industriels ont exploré plusieurs pistes technologiques, avec en particulier la filière de l’hydrolien pour laquelle des projets de fermes pilotes ont été soutenus par l’Etat. Les études et les démonstrateurs réalisés démontrent toutefois que cette filière n’est pas mature et présente des coûts de production très élevés dont les perspectives de baisse ne sont pas suffisantes pour assurer la compétitivité de cette filière à long terme par rapport à d’autres technologies comme l’éolien en mer.
Les études commandées à la demande du Gouvernement par l’ADEME indiquent que le potentiel est limité à quelques zones propices au niveau mondial avec des courants particuliers, limitant cette industrie à une filière « de niche ».
Compte tenu de ces éléments, le Gouvernement estime qu’il n’est pas opportun d’encourager, le développement de cette filière à un stade commercial.
Sur les énergies marines, le Gouvernement souhaite donner la priorité à l’éolien en mer, filière qui a été confortée à la suite de la renégociation des contrats des 6 premiers parcs et pour laquelle il convient désormais d’assurer la charge des usines déjà construites. L’éolien flottant est l’étape d’après et constitue une filière très prometteuse pour le Gouvernement.
M. Leroy, nouveau patron de l'ADEME a récemment reproché aux organisateurs de ce débat de ne pas suffisamment donner de place à l'efficacité énergétique. Pour poser une question ou apporter une contribution sur ce thème, nous serions heureux de disposer des données françaises correspondantes telles que tous les Etats membres les ont publiées. Or la France est , avec la Slovaquie et la Hongrie, l'un des trois seuls pays de l'UE a ne pas avoir transmis son "Country Profile" dans ce domaine. Ces "County Profiles" extrêmement utiles pour juger des efforts et résultats comparés des Etats membres sont publiés dans le cadre du Projet Européen Odyssée-Mure qui est une initiative remarquable concernant l'amélioration de l'efficacité énergétique en Europe. L'absence de publication du"Country Profile" français pour l'efficacité énergétique est particulièrement choquante lorsque l'on sait que l'ADEME coordonne le Projet Odyssée Mure. Nous serions heureux que l'ADEME rédige et publie enfin le "Country Profile" français, afin que nous ayons une synthèse des informations sur les questions d'efficacité énergétique dans notre pays comparable à celles publiées par les autres Etats Membres.
Nous vous remercions pour votre contribution au débat. Votre question s'adresse à l'ADEME, elle va donc lui être transmise.
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Réponse de l'ADEME en date du 15 juin :
L'ADEME a publié ce document en réponse aux critiques qui lui sont faites.
L'éolien et le solaire photovoltaïque sont présentés comme renouvelables au motif que le vent et le soleil le sont.
Mais :
1- les ENR électriques ont actuellement besoin d'assistance par des centrales pilotables pour pouvoir être utilisées. Ces centrales, hormis les centrales hydroélectriques de lacs et les centrales à biomasse, mais qui ont des capacités limitées, fonctionnent à partir de combustibles fossiles et d'uranium qui ne sont pas renouvelables, et cela semble-t-il à échéance relativement proche. Les ENRi, pour l'essentiel, ne sont donc pas plus renouvelables que ceux-ci à l'échéance de leur épuisement.
2- si les éoliennes et les panneaux solaires pouvaient être fabriqués uniquement avec l'électricité qu'ils produisent comme seule source d'énergie, on pourrait considérer qu'il s'agit-là véritablement d'électricité renouvelable, à condition toutefois qu'une telle filière produise plus d'électricité qu'elle n'en consomme pendant son cycle de vie.
Question : le MO peut-il nous dire si cela lui paraît possible, et si oui, à quelle échéance ?
1- Comme vous l’évoquez, l'évolution du mix électrique à long terme 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.
Dans la communication du Conseil des Ministres du 7 novembre 2017, le Gouvernement a rappelé « son attachement à la diversification du mix électrique, qui se traduit par le double objectif d’une baisse à 50 % de la part du nucléaire dans la production d’électricité et d’une forte croissance des énergies renouvelables ». Le Gouvernement a également insisté sur le fait que « l’évolution de notre système 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 ». L’évolution du système électrique arrêtée par la PPE ne prévoira donc aucun nouveau projet de centrales thermiques utilisant des combustibles fossiles.
Toutefois, cette orientation n’est pas incompatible avec le développement des énergies renouvelables non pilotables comme l’éolien et le solaire. Les études menées par RTE dans le cadre de son bilan prévisionnel ont par exemple montré qu’il était possible d’avoir des taux importants de pénétration des renouvelables (jusqu’à 49% dans le scénario Ampère) sans avoir recours à de nouveaux moyens de production thermiques. S’il est effectivement indispensable de disposer de capacités de production pilotables ou de capacités de stockage, ces dernières peuvent être mutualisées dans le système français ou européen. L’augmentation de la flexibilité de la demande, avec le développement de l’effacement, constitue également une opportunité pour le système électrique et l’intégration des énergies renouvelables.
2- L’impact carbone des énergies renouvelables a été analysé en utilisant les méthodes de l’analyse de cycle de vie (ou ACV). Cette analyse permet de prendre en compte tous les flux de matériaux et d’énergie nécessaire à la fabrication d’un objet en tenant compte de l’extraction des matières premières, de la fabrication, du transport et du recyclage. Ainsi cette analyse donne les émissions de gaz à effet de serre, les émissions de polluants, etc. pour l’ensemble de la vie de l’objet.
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 dans les conditions de fabrication actuelles. Ces données sont issues de la base de données IMPACT tenue par l’ADEME.
| Photovoltaïque | Eolien | |
| Sur toiture | Au sol | |
Emissions de CO2 | 72g CO2/kWh | 78g CO2/kWh | 15g CO2/kWh |
Quantités de déchets produites | 53g/kWh | 49g/kWh | 26g/kWh |
A titre de comparaison, une centrale à gaz rejette environ 500 g de CO2/kWh et une centrale à charbon près de 1000 g de CO2/kWh.
On constate de manière très claire que le développement de l'éolien et du solaire photovoltaïque a fait augmenter le prix de l'électricité pour les ménages de façon proportionnelle à leur capacité installée par habitant*: ainsi, ce prix a doublé en 2015 en Allemagne et au Danemark, par rapport aux prix français. On constate aussi que ces derniers ont commencé à augmenter rapidement en France avec l'accélération de ce développement.
Question : les responsables de la PPE ont-ils évalué quel sera le coût complet à la production du kWh issu du mix électrique préconisé par le scénario Volt, qui semble tenir la corde, et l'ont-ils comparé à ce qu'il serait si le mix actuel était conservé ? Si oui, pouvons-nous connaître le résultat ?
* https://www.sauvonsleclimat.org/fr/presentation/etudes-scientifiques/337...
Le dossier du maitre d’ouvrage présente une analyse de l’évolution du coût de production du système électrique dans les scénarios Volt et Ampère établis par Rte et une comparaison par rapport à la situation actuelle (p151).
Il apparait que les coûts de production d’électricité demeurent maîtrisés dans ces deux scénarios, avec une variation moyenne de 5 €/MWh sur la période de treize ans entre 2017-30 (soit 9 %) pour le scénario Ampère et 2 €/MWh (soit 4 %) pour Volt.
Il convient de souligner que les analyses économiques présentent une forte sensibilité aux hypothèses prises, notamment sur le prix du CO2. Plusieurs scénarios d’évolution du prix du CO2 (entre 32 € la tonne de CO2 et 108€ la tonne) ont été étudiés par RTE. Ces résultats sont également sensibles aux hypothèses retenues sur le coût de production nucléaire, à l’existence d’incertitudes concernant l’impact sur ce coût des conditions de prolongation de fonctionnement des réacteurs d’une part, et au facteur de charge du nucléaire en fonction des niveaux réels d’exportation et de modulation du parc d’autre part.
Les cas de l’Allemagne et du Danemark ne sont pas transposables à la situation française. Compte tenu de la forte baisse des coûts des énergies renouvelables, le développement de nouvelles capacités de production sera désormais moins coûteux.
On parle beaucoup avec de belles idées mais j'aimerai avoir des chiffres concrets concernant la production électrique et surtout savoir à quoi nous engagent les choix du mix énergétique électrique. Mon problème simple est le suivant :
Etant donnée une centrale nucléaire de 1300MW ayant un taux de charge de 70% (à affiner) et que je veux remplacer par de l'ENR :
1- Quelle surface de panneaux solaires PV faut-il pour assurer en moyenne la même production annuelle que la centrale et le stockage (comparer à la surface village/ville/agglo; donner un exemple connu). Tenir compte aussi du taux de charge.
Quel est la quantité de batteries (poids) associé pour réaliser le stockage (1h / 3h / 10h / une semaine....?) ? On prendra le meilleur de la techno actuelle (lithium-ion ?).
Combien de barrages STEP et de quelle taille (surface au sol occupée) serait nécessaire pour les mêmes conditions que les batteries ?
2- Même question avec des éoliennes, nombre d'éoliennes, surface au sol nécessaire...
Même question sur le stockage si cela change les résultats par rapport au solaire.
J'ai fait moi même ces calculs mais vu les résultats que j'obtiens, je préférerais qu'ils soient réalisés pas des spécialistes du MO.
S'ils existent déjà et j'espère que oui merci de communiquer les références, les documents dans la mesure ou l'on a bien ces ordres de grandeur.
Merci de votre réponse.
Solaire
Avec 4,5 GW installés en France, l’emprise au sol de la filière PV au sol est estimée à 6 000 ha.
L’ADEME estime le potentiel d’installation de photovoltaïque sur toiture à environ 350 GW, soit 350 000 ha de surface de toitures, ce qui permet de choisir les implantations les plus propices. Cela correspond à plus de 350 TWh. En 2023, l’emprise du parc serait d’environ 14 000 ha sera moins de 0,25 % de la surface occupée par les sols artificialisés en métropole en 2014.
Le remplacement d’une centrale nucléaire de 1300MW correspondrait à 8TWh, soit 2% du potentiel de toiture mobilisable.
Eolien
Le diamètre d’une fondation éolienne est approximativement de 18 m pour une éolienne de 2MW et de 26m pour une éolienne de 3 MW. En 2017, la surface occupée par les fondations peut ainsi être estimé à 170 ha et la surface occupée par les chemins d’accès également à 170 ha.
Le remplacement d’une centrale nucléaire de 1300 MW correspondrait donc à 35 ha de fondation et 35 ha de chemins d’accès, soit une très faible emprise foncière.
Stockage
La nécessité de développer des capacités de stockage ne doit pas être appréciée à l’échelle d’une installation de production d’électricité, mais à l’échelle des systèmes électriques français et européens. Dans des mix électriques comprenant une part très importante d’énergies renouvelables variables, différents types de stockage sont en effet nécessaires pour assurer l’équilibre offre-demande, par exemple :
- A très court terme, des moyens capables de réagir très rapidement, tels que des batteries, volants d’inertie, ou supercondensateurs, sont utiles pour compenser une éventuelle baisse de fréquence, et d’autant plus rapide que le système comportera moins d’inertie avec le développement accru de PV ou d’éolien ;
- Des moyens de court terme (journalier) comme des batteries ou des STEP, permettent de passer la pointe du soir, par exemple en utilisant d’éventuels surplus de production solaire à midi pour les restituer à la pointe ;
- Des moyens de plus long terme (infra-hebdomadaires à inter-saisonnier) permettront de pallier par exemple plusieurs jours sans vent ou sans soleil. Il s’agit donc d’un besoin pour des moyens de stockage « longs » auxquelles sont susceptibles de répondre les STEP mais également d’autres technologies de stockage telles que l’hydrogène, le stockage d’énergie par air comprimé, certaines formes de stockage thermique.
Les besoins dans chacun de ces types de stockage sont intrinsèquement liés au mix électrique qui est envisagé en France continentale, mais également à celui de nos voisins européens.
A l’horizon de la PPE, en 2028, avec la pénétration attendue des énergies renouvelables, il n’y a pas de besoins additionnels de stockage pour assurer l’équilibre offre-demande, même en cas de fermeture d’un réacteur de 1300 MW. Le système électrique métropolitain, intégré au système électrique européen, ayant suffisamment de résilience.
Ce constat reste valable jusqu’à l’horizon 2035 dans les scénarios Volt et Ampère présentés par RTE dans son bilan prévisionnel :
- Dans le scénario Volt (40 % d’ENR et 56 % de nucléaire en 2035 – 55 GW), les flexibilités sur la consommation suffisent à répondre aux besoins de flexibilité du système électrique.
- Dans le scénario Ampère (50 % d’ENR et 46 % de nucléaire en 2035 – 48,5 GW), les besoins en nouvelles flexibilités sont également faibles à l’horizon 2035 et peuvent de la même façon être assurés par de l’effacement.
On comprend bien à travers ce débat que le développement de l'éolien et du photovoltaïque (électricités renouvelables intermittentes, ELRi) va nous être imposé à marche forcée de manière autoritaire, via la PPE 2018, par notre gouvernement, qui s'acharne encore et toujours à faire appliquer la LTECV, quels que soient les arguments scientifiques qui dénoncent son inconséquence, même quand ils sont exprimés par les plus hautes instances scientifiques de ce pays. Un tel acharnement est ubuesque et tragique, mais de puissants moyens de désinformation, y compris publics (exemple de l'émission très récente de France 5 dénoncée par plusieurs dans ce débat) sont utilisés en permanence depuis des années en France et en Europe pour faire plébisciter cette politique par l'opinion.
On cache en particulier systématiquement aux consommateurs d'électricité les conséquences de cette politique sur leur portefeuille.
Comme le montre de manière frappante l'exemple de tous les pays d'Europe de l'Ouest, le prix de l'électricité pour les ménages y a augmenté proportionnellement aux capacités installées d'éolien et de solaire PV par habitant. Mais une part des augmentations de prix n'est pas répercutée sur la consommation d'électricité, ce n'est que la partie visible de l'iceberg, et se retrouve sur les impôts et même , comme c'est depuis peu le cas en France, sur la consommation de carburants.
Les causes d'augmentation sont le double investissement (ElRi +pilotables), la dégradation de la rentabilité des centrales pilotables, le développement et le renforcement des réseaux électriques, et maintenant celui des smarts grids.
On comprend bien évidemment que les industriels de l'énergie se ruent sur les ELRi, qui leur assurent des contrats juteux et de longue durée.
Question n°1 :
Le MO peut-il nous justifier point par point et avec précision les avantages que vont obtenir les consommateurs en échange de payer ainsi beaucoup plus cher (y compris les plus pauvres) leur électricité pour un même service (en fait dégradé ) rendu? Cela sans se cacher derrière l'obligation d'appliquer la LTECV, et l'argument spécieux des baisses de prix à la production des ElRi, car pour les raisons citées plus haut, celles-ci font mécaniquement augmenter les prix, aussi bas que devienne leurs coûts à la production ?
Question n°2 :
Le MO, sans se cacher comme d'habitude derrière l'argument ubuesque qui est la nécessité de diversifier nos sources énergétiques pour cause de risque systémique, peut-il préciser point par point quels avantages va trouver la société française à démolir un système électrique reconnu à l'étranger comme un des meilleurs au monde pour le remplacer par un système très coûteux, très complexe donc très fragile, qui fait l'objet de très fortes critiques des meilleurs spécialistes de ces questions de notre pays ?
Question n°3 : Que répond le MO à ceux très nombreux (1500 associations de défense maintenant en France) qui se plaignent de plus en plus fort des conséquences environnementales, médicales et sociales de l'envahissement anarchique à la hussarde de nos territoires ruraux par des éoliennes géantes, et du démarchage incessant de promoteurs peu scrupuleux auprès d'élus bien souvent complaisants ?
Nous vous remercions pour votre contribution au débat public sous la forme de cette opinion sur le développement des différentes sources d’énergie, opinion qui n’appelle pas de réponse sur chaque point de la part du maître d’ouvrage.
Il pourrait toutefois être rappelé que la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte (LTECV), votée par le Parlement en 2015, 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.
La Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) n’a pas vocation à remettre en cause les objectifs déterminés par le Parlement, mais à les décliner de manière opérationnelle, de la manière la plus efficiente possible.
Dans la communication du Conseil des Ministres du 7 novembre 2017, le Gouvernement a rappelé « son attachement à la diversification du mix électrique, qui se traduit par le double objectif d’une baisse à 50 % de la part du nucléaire dans la production d’électricité et d’une forte croissance des énergies renouvelables dont le potentiel économique est désormais démontré ». La PPE devra ainsi privilégier les filières de production d’énergies renouvelable les plus matures, ainsi que celles offrant les meilleurs potentiels à moyen terme, afin de mettre en œuvre les objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre.
Il est enfin inexact de qualifier le développement de l’éolien d’anarchique dans la mesure où l’implantation d’éoliennes fait l’objet de procédures encadrées par l’État. Pour être autorisées, les éoliennes doivent respecter deux régimes principaux : le droit de l’urbanisme et le droit de l’environnement, en particulier les règles applicables aux installations industrielles dénommées Installations Classées pour la Protection de l’Environnement (ICPE).
Lorsqu’un projet est déclaré conforme à la réglementation en vigueur, compatible avec la sensibilité de l’environnement, la protection de la santé et la sécurité publique, le Préfet délivre une autorisation après instruction par les services administratifs, avis de l’Autorité environnementale et d’autres organismes (Agence régionale de santé, par exemple), enquête publique et passage devant la Commission Départementale de la Nature, des Paysages et des Sites (CDNPS)
L’instruction et l’enquête publique se font sur la base d’un dossier de demande constitué :
- d’une étude d‘impact environnemental du projet sur :
- le milieu naturel : les écosystèmes, la faune, la flore, les habitats naturels, …
- le milieu physique : la géographie, la topographie, l’occupation du sol, …
- le milieu humain : les activités humaines, les transports, les sites, les monuments, le patrimoine archéologique…
- le paysage ;
- d’une étude de dangers, qui expose les risques que peut présenter l’installation, en cas d’accident, pour la commodité du voisinage, la santé, la sécurité, la salubrité publique, la protection de la nature, de l’environnement et des paysages (que la cause de l’accident soit interne ou externe à l’installation).
En plus des règles générales prévues par le code de l’environnement, le code de l’urbanisme, le code forestier, le code de l’énergie, le code de l’aviation civile (et l’ensemble des réglementations susceptibles de s’appliquer à un projet particulier), des contraintes spécifiques de conception, de construction, d’exploitation et de démantèlement des éoliennes sont fixées par un arrêté ministériel du 26 août 2011.
Que vient faire le Ministre avec son plan hydrogène en plein débat public sur la PPE qui devait d'après le Président de la CPDP rester concentrer sur la LTE. Je n'ai pas souvenir que la LTE parle d'hydrogène et lancer un plan de 100 M€ au 1er juin 2018 revient à jeter encore 100 M€ par les fenêtres. L'hydrogène dont parle le Ministre est forcément de l'hydrogène obtenu par de l'électrolyse utilisant de l'électricité propre, nucléaire et ELRi. Sinon la plus grande partie de l'hydrogène utilisé actuellement est obtenu par reformage du gaz naturel ou du GPL. Cet hydrogène est un carburant très délicat à manipuler compte tenu de sa propension à s'oxyder rapidement et à exploser. Les voitures électriques à hydrogène seraient pourvues d'un réservoir sous une pression de 700 bars pour contenir quelques kg d'hydrogène, hydrogène que l'on transformerait en électricité dans une pile à combustible avant d'alimenter le moteur électrique de la voiture. Les catalyseurs utilisés dans les piles à combustibles sont de la famille des platinoïdes, donc très chers.
Mais ma question est la suivante : Compte tenu du pouvoir explosif de l'hydrogène contenu dans le réservoir, qui va accepter ces véhicules dans les parkings souterrains, que va-t-il se passer en cas d'accident de la route et lorsque les voyous mettent le feu volontairement aux véhicules ?
La 2ème question est que je ne comprends pas que le Ministre fasse ce plan dans le cadre de la PPE, alors que je n'ai pas souvenir que l'hydrogène figure dans la LTE et que même s'il y figure au détour d'une phrase, la consultation publique n'est pas terminée à ma connaissance.
Nous vous remercions pour cette contribution à la réflexion pour l’élaboration de la prochaine programmation pluriannuelle de l’énergie.
Comme vous le mentionnez, l’hydrogène est un gaz ayant une grande densité énergétique massique et inflammable. Son usage est donc réglementé de façon à limiter les risques d’explosion.
Les questions de sécurité sont à traiter à chaque étape de la chaîne de valeur : production, stockage, transport, et utilisation.
Aujourd’hui, la réglementation nationale relative à l'hydrogène est issue de deux directives européennes :
- La directive 2012/18/UE concernant la maîtrise des dangers liés aux accidents majeurs impliquant des substances dangereuses, dite SEVESO 3 ;
- La directive 2010/75/UE relative aux émissions industrielles, dite IED.
Ces directives sont transposées en France à travers la législation des installations classées pour la protection de l’environnement (ICPE) figurant dans le code de l’environnement. Ainsi la fabrication en quantité industrielle d'hydrogène est soumise à autorisation.
La production, l'utilisation et le stockage d'hydrogène relèvent, pour les aspects relatifs aux risques, des régimes suivants :
- le régime de l’autorisation pour une quantité d'hydrogène susceptible d'être présente dans l'installation supérieure ou égale à 1 tonne ;
- le régime de la déclaration pour une quantité d'hydrogène supérieure ou égale à 100 kg, mais inférieure à 1 tonne.
La procédure de demande d'une autorisation d'exploiter au titre de la législation ICPE est précisée dans le code de l’environnement. La demande d’autorisation est constituée sous l’entière responsabilité du demandeur auquel il appartient, à travers notamment une étude d'impacts et une étude dangers, de démontrer la conformité de son projet avec la réglementation en vigueur, sa compatibilité avec la sensibilité de l’environnement, et la protection de la santé et de la sécurité publiques.
L'autorisation est délivrée par le Préfet après instruction par les services administratifs, enquête publique et passage devant le Conseil Départemental de l’Environnement et des Risques Sanitaires et Technologiques (CODERST). Dans le cas d’une installation soumise à déclaration, la procédure plus légère que celle de l’autorisation. L’exploitation des ICPE peut toutefois être également soumise à des arrêtés ministériels de prescriptions générales spécifiques.
Concernant votre deuxième question, l’hydrogène figurait déjà dans la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte (LTECV), notamment à l’article 121 qui demandait au Gouvernement la remise d’un rapport sur le développement du stockage des énergies renouvelables par hydrogène décarboné, rapport qui a été remis au Parlement en 2017.
Plus largement, l’hydrogène a entièrement sa place dans la transition énergétique en tant que vecteur 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 et une solution de mobilité propre complémentaire au bioGNV et aux batteries.
En effet, comme vous le mentionnez, l'hydrogène est aujourd'hui majoritairement produit à partir de ressources d'origine fossile (gaz, charbon, hydrocarbures), mais 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 décarbonée (ENR ou nucléaire) ou lorsqu'il est produit à partir de biométhane.
Le plan hydrogène présenté le 1er juin dernier par Nicolas Hulot, ministre d’Etat, ministre de la Transition écologique et solidaire a ainsi pour objectif d’accompagner l’innovation et les premiers déploiements industriels de l’hydrogène décarboné, pour être prêt à en faire un pilier de la transition énergétique à moyen terme. Il propose ainsi des objectifs de développement de l'hydrogène dans la transition énergétique.
Il repose sur les forces de la filière française, particulièrement présente dans la production d’hydrogène et cherche avant tout à « décarboner » les usages industriels existants de l’hydrogène, en commençant par les usages les plus proches de la rentabilité économique. En capitalisant sur ces développements, il sera alors possible de développer les nouveaux usages, liés à la mobilité, d’abord autour de flottes captives, puis de stockage de l’énergie renouvelable dans le réseau de gaz, lorsque le besoin apparaîtra.
Ce plan vient nourrir la stratégie du Gouvernement en matière d’hydrogène qui a vocation à se traduire en particulier dans la Programmation Pluriannuelle de l’énergie (PPE), qui définira en particulier les objectifs de la filière hydrogène.