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
Encore ce jour, on nous dit que la mobilité sera électrique. Quand les voitures ne feront plus de CO2, comment rouleront-elles avec la production photovoltaïque ou éolienne intermittente par nature ? Du gaz, du charbon... Donc un retour en arrière. Hydrogène encore balbutiant. Si le nucléaire (sans CO2) est la solution, il serait sot d'en arrêter la production à 50%, et peut-être utile de penser au renouvellement des centrales, leur remplacement ne se faisant pas d'un claquement de doigts.
Nous vous remercions pour votre contribution qui viendra enrichir notre réflexion sur la programmation pluriannuelle de l’énergie 2018.
Comme vous l’indiquez, la mobilité électrique ne sera « propre » que si le parc de production électrique émet peu de gaz à effet de serre. C’est aujourd’hui le cas grâce à une production essentiellement nucléaire et hydraulique. L’augmentation des énergies renouvelables va également dans le sens d’une production décarbonée.
Votre question renvoie au pilotage du mix électrique dans son ensemble. C’est pour prévenir des risques de déséquilibre entre l’offre et la demande que RTE établit chaque année un Bilan prévisionnel de l’équilibre entre l’offre et la demande électrique. Le Bilan Prévisionnel publié en 2017 couvre les années 2018 à 2035. Les scénarios simulés combinent des variantes portant sur : la demande, le climat, la disponibilité technique des moyens de production français, la disponibilité technique des moyens de production des pays avec lesquels notre système électrique est relié.
Le bilan prévisionnel de RTE prévoit des scénarios avec un développement important du véhicule électrique (jusqu’à 15 millions de véhicules électriques en 2035), couplé à une augmentation des capacités installées en énergie renouvelable. Dans ces scénarios, le système électrique peut faire face à ces nouveaux usages.
Toutefois et comme vous l’indiquez, l’intégration du véhicule électrique va être structurante pour le réseau électrique. Un des défis de la politique énergétique à venir à moyen terme sera de l’intégrer de manière harmonieuse. Le véhicule électrique présente en effet de nouvelles possibilités de flexibilités pour le système électrique : les batteries des véhicules elles-mêmes vont pouvoir offrir des solutions de stockage d’électricité. Les appels des points de recharge pourront également être pilotés afin de lisser la demande. Le véhicule électrique doit également être vu comme une nouvelle source de flexibilité au service du système électrique.
Prix du transport et de la distribution de l'électricité : évolution de la tarification et du coût :
Les « auto consommateurs » d'électricité (en réalité des consommateurs/vendeurs), essentiellement des propriétaires de villas et des installations moyennes (hangars, bâtiments agricoles, supermarchés et ombrières) bénéficient en 2018 de tarifs d'achat de leur électricité très élevés :
- Intégration au bâti : de 177 à 205 € par MWh
- Sur bâtiments : de 111 à 182 € par MWh
Soit de 3 à 5 fois le prix de marché moyen.
La deuxième caractéristique de l'autoconsommation est qu'elle bénéficie à une population plus aisée (propriétaire de villas, éventuellement secondaires, entreprises, propriétaires agricoles) qui ne payent le réseau (et la CSPE), que pour leurs importations d'électricité, parfois très limitées, mais souvent avec des puissances appelées du même niveau que sans panneaux solaires. Or le prix du transport et de la distribution du courant est pratiquement équivalent à celui de la production et dépends de la puissance véhiculée et non de la consommation. Le principe d'équité voudrait que le réseau soit payé en fonction de la puissance véhiculée et non de l'énergie importée comme historiquement. La poursuite du système actuel va avoir pour conséquence le transfert du part du coût du transport sur les populations modestes, les locataires, ceux qui n'ont pas de villas ou de résidences secondaires au soleil.
Questions au Maitre d'ouvrage :
Question 1 : la tarification de la charge du transport et de la distribution d'électricité va-t-elle être modifiée afin d'en répartir équitablement la charge en fonction de la puissance véhiculée et non de la consommation importée ?
Question 2 : quel est l'intérêt social et économique des petites installations solaires, alors que des tarifs de 60 €/MWh, voire moins, sont annoncés par les industriels de l'éolien eux-mêmes. Le gouvernement envisage-t-il de supprimer les aides au solaire photovoltaïque et dans quel délai ?
Question 3 : l'autoconsommation pure, avec stockage et sans importation/exportation d'électricité va-t-elle continuer à être subventionnée alors que la notion de socialisation d'une denrée essentielle disparait ?
Question4 : La précarité se développant avec l'augmentation des tarifs d'énergie liée au développement des énergies intermittentes de de la taxe CO2, quel est l'évolution prévue du coût du soutien aux familles de 2016 (4 millions de foyers) à 2028 ?
Question à RTE et à ENEDIS :
RTE annonce dans ses scénarios des investissements considérables, la capacité à l'export passant de 17 à 33 GW. De même INEDIS doit redimensionner un réseau qui est étoilé et non maillé pour accepter des flux inverses et réinjecter la part de productions régionales excédentaires dans le réseau HT : quel en sera l'impact sur le coût facturé aux familles pour le transport et la distribution ? Quel pourcentage d'évolution de 2017 à 2028 selon les scénarios ?
Les tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE) sont calculés afin que les recettes des gestionnaires de ces réseaux couvrent les charges engagées pour l’exploitation, le développement et l’entretien des réseaux. Le coût de l’utilisation du réseau est en général facturé au fournisseur par le gestionnaire de réseau auquel est raccordé le consommateur. Le fournisseur le refacture ensuite au consommateur. Le tarif d’acheminement représente près de 30 % de la facture TTC d’un utilisateur résidentiel.
La Commission de régulation de l’énergie élabore les tarifs d’accès aux réseaux avec le souci de donner aux gestionnaires de réseaux les moyens d’accomplir au mieux leurs missions de service public et de s’assurer d’une maîtrise raisonnable des coûts pour ne pas alourdir excessivement les charges pesant sur les consommateurs. La tarification de l’accès au réseau répond à trois grands principes : la tarification « timbre-poste » (même tarif quelle que soit la distance parcourue par l’énergie électrique), la péréquation tarifaire (tarifs identiques sur l’ensemble du territoire) et la couverture des coûts engagés par les gestionnaires de réseaux dans la mesure où ces coûts correspondent à ceux d’un gestionnaire de réseau efficace.
La structure du tarif est élaborée afin de prendre en compte les coûts générés sur le réseau par les consommateurs d’électricité. Vous pouvez retrouver les modalités de ce calcul sur le site de la CRE.
Les coûts d’utilisation des réseaux ne sont pas directement proportionnels à la quantité d’électricité consommée.
Question 1 : La CRE a mené une consultation du public (consultation 2018-003) sur la prise en compte de l’autoconsommation dans la structure du tarif TURPE HTA-BT. La CRE prendra ensuite une délibération qui entrera en application le 1er août 2018. L’objectif est bien de prendre en compte le coût réel généré par les auto-consommateurs sur le réseau.
La question plus générale de la modification de la structure du tarif entre la puissance et l’énergie, afin notamment de mieux refléter la structure des coûts des consommateurs, sera évaluée dans le cadre de l’élaboration du TURPE pour la prochaine période tarifaire.
Question 2 : Le développement des petites installations solaires répond aux objectifs du gouvernement de diversifier le mix électrique et de développer l’autoconsommation. Le gouvernement confirme le maintien du guichet ouvert pour les petites installations photovoltaïques et l’augmentation des appels d’offres pour les installations sur toitures et au sol annoncée en décembre 2017.
En outre, le coût d’une installation de production décentralisée chez un consommateur ne doit pas seulement être comparé au prix de gros de l’électricité, mais au prix final payé effectivement par ce consommateur.
Question 3 : Aucun dispositif supplémentaire n’est prévu pour les installations couplées à du stockage.
Question 4 : La définition de la politique énergétique doit :
- maintenir un prix de l'énergie compétitif et attractif au plan international, et permet de maîtriser les dépenses en énergie des consommateurs ;
- garantir la cohésion sociale et territoriale en assurant un droit d'accès de tous les ménages à l'énergie sans coût excessif au regard de leurs ressources ;
- garantir aux personnes les plus démunies l'accès à l'énergie, bien de première nécessité, ainsi qu'aux services énergétiques.
A cet effet, la programmation pluriannuelle de l’énergie fera l’objet d’une étude d’impact qui étudiera notamment l’évolution des coûts de l’énergie ainsi que la mobilisation des finances publiques à déployer pour respecter les objectifs mentionnés ci-dessus. Ces chiffres seront donc intégrés dans la PPE.
Questions sur les investissements dans les réseaux : La trajectoire d’investissement que vous mentionnez est notamment prise en compte dans l’élaboration des Tarifs d’Utilisation des réseaux sur la période 2017-2021. Le développement des interconnexions fait l’objet d’une approbation par la CRE qui s’assure que les investissements sont équilibrés pour le consommateur, c’est-à-dire que les investissements sont couverts par les bénéfices liés à la mise en service de l’interconnexion.
RTE a lancé une concertation afin d’établir le schéma décennal de développement des réseaux qui permettra de connaître précisément les besoins de développement du réseau en fonction de l’évolution du mix électrique et les coûts associés.
Une grande partie des renforcements des réseaux fait l’objet d’une mutualisation des coûts entre les producteurs d’énergies renouvelables, au travers des schémas de raccordement aux réseaux des énergies renouvelables, et ne sont pas répercutés sur les consommateurs.
La filière nucléaire est sommée (ce qui semble normal) de gérer correctement les déchets qu'elle génère, d'où la gestion par l'ANDRA de plusieurs exutoires adaptés au niveau d'activité et à la durée de vie des différents types de déchets nucléaires. Est-ce que la PPE inclut dans le déploiement et le coût des ENRi la récupération, le recyclage ou le stockage des déchets générés par les installations en fin de vie (après 20 ou 25 ans d’exploitation) ?
D’une manière générale, les déchets issus du démantèlement des installations de production d’énergie renouvelable sont soumis au cadre général de gestion des déchets. Celui-ci prévoit que quand un déchet n’a pas pu être évité, la personne chargée de la gestion du déchet doit privilégier, dans l’ordre :
- la préparation en vue de la réutilisation ;
- le recyclage ;
- toute autre valorisation ;
- l’élimination, qui est la solution à éviter dans la mesure du possible.
Cette hiérarchie des modes de traitement a pour but d’encourager la valorisation des déchets et donc de diminuer l’utilisation de matières premières vierges.
Des filières de collecte et de recyclage se mettent ainsi en place sur les filières d’énergie renouvelable. Des opérateurs recyclent jusqu’à 95 % des panneaux photovoltaïques. En ce qui concerne l’éolien, la plupart des métaux (acier, fonte, cuivre, aluminium) ainsi que le béton sont recyclés. Les pales des éoliennes peuvent être valorisées sous forme de chaleur ou réutilisées pour faire du ciment. La quasi-totalité des batteries récupérées en France est traitée en France ou chez nos voisins européens. D’après l’ADEME, les batteries au plomb ou nickel cadmium ont un taux de recyclage de plus de 80 % et les autres technologies de 65 %.
En termes de financement, chaque projet éolien ou photovoltaïque doit constituer une garantie financière de démantèlement qui prend en compte le démontage, la remise en état des sites et les frais liés au retraitement.
Le transfert transfrontalier de déchets, c’est-à-dire l’exportation ou l’importation de déchets, est une activité très réglementée et encadrée par différents textes internationaux (Convention de Bâle) et européens (règlement n°1013/2006 du 14 juin 2006). Les entreprises qui importent ou exportent des déchets, ainsi que les transporteurs, sont soumis à différentes obligations qui dépendent notamment :
- de la nature du déchet (dangereux ou non) ;
- du type de transfert (importation ou exportation) ;
- des pays concernés par le transfert (État membre de l’Union européenne, pays signataire de la Convention de Bâle, membre de l’Organisation de coopération et de développement économique, etc.) ;
- du type d’opération (valorisation ou élimination).
Cet encadrement a pour but d’assurer que la gestion des déchets pourra être réalisée dans de bonnes conditions dans les pays de destination.
Pendant l'équivalent de six semaines en décembre 2016 et janvier 2017, le parc éolien n'a pas fourni une puissance supérieure à 1000 MW sur 12 000 MW et la puissance du photovoltaïque a été très réduite du fait de la durée du jour. Un anticyclone couvrant l'Europe faisait que cette situation était la même dans les pays voisins de la France. Comment dans ces conditions, imaginer réduire la puissance du parc nucléaire disponible sans avoir recours à un parc thermique fossile qu'il faudrait construire, et donc sans augmenter les émissions de CO2 ?
Le site Eco2Mix de RTE donne la composition du mix électrique pendant la période que vous mentionnez, sur le mois de janvier 2017 notamment. Sur cette période, l’éolien a ainsi contribué jusqu’à 7 GW à la production d’électricité. En journée, le solaire a contribué jusqu’à 3 GW. L’hydraulique a contribué jusqu’à 13 GW.
Le bilan prévisionnel 2017 publié par RTE montre que la sécurité d’approvisionnement électrique peut être assurée avec des taux d’énergies renouvelables importants à l’horizon 2035 (jusqu’à 49 % dans le scénario Ampère), des fermetures de centrales nucléaires (jusqu’à 16 réacteurs d’ici 2035) et sans recours à des centrales thermiques. Le détail de ces analyses est public et disponible sur le site de RTE. Les analyses proposées par RTE dans le scénario Ampère permettent d’évaluer les capacités en énergie renouvelable qu’il est nécessaire de développer pour substituer la fermeture de centrales nucléaires.
La diversification du mix électrique a en effet vocation à renforcer la sécurité d'approvisionnement. Ainsi que l'a rappelé à plusieurs reprises l'Autorité de Sûreté Nucléaire, il est en effet important de disposer de marges suffisantes dans le système électrique pour faire face à l’éventualité de suspendre simultanément le fonctionnement de plusieurs réacteurs qui présenteraient un défaut générique grave. Un exemple de tel défaut générique est l’anomalie de concentration en carbone de l’acier qui a affecté les générateurs de vapeur de douze réacteurs à l'hiver 2016.
Le développement des énergies renouvelables contribue ainsi au renforcement des marges d'approvisionnement susceptibles de pouvoir pallier de tels événements, dont l'impact sur l'équilibre du système électrique est susceptible de diminuer à la mesure de la réduction de la part du nucléaire dans le mix électrique.
Que la production nucléaire représente 75 ou 50% de la production électrique totale, le renouvellement du parc existant doit être envisagé. Comment le MO voit-il ce renouvellement, à quelle cadence ? Faut-il attendre que les réacteurs actuels viennent en fin de vie pour les remplacer avec le risque de voir près de 10 réacteurs devoir s'arrêter en 2 ans ?
La loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte a fixé plusieurs objectifs ambitieux, parmi lesquels un développement des énergies renouvelables pour les porter à 40 % de notre mix électrique et une réduction de la part du nucléaire dans le mix électrique à 50 %.
La prochaine programmation pluriannuelle de l’énergie, dont les travaux aboutiront fin 2018, devra ainsi définir une nouvelle trajectoire d’évolution de notre mix électrique. La question du déclassement anticipé ou non est posée et à ce stade, les décisions ne sont pas prises. Le gouvernement est intéressé de savoir ce que le public en pense.
Quels que soient les moyens de production d'électricité mis en oeuvre, leur usage entraîne des risques pour l'environnement et les personnes. L'utilisation des produits carbonés a des conséquences considérables du fait de l'effet de serre, et du nombre de décès prématurés causés par leur exploitation. Selon le rapport de l'OCDE AEN 6862, le charbon provoque à lui seul plus de 10000 morts par an lors d'accidents graves. Les "palmarès" du pétrole et du gaz sont moins lourds mais restent très importants. Le même rapport fait état d'environ 1 000 000 de décès prématurés par an, des suites de l'émission de particules par combustion de fossiles. Même l'hydraulique présente des risques de mortalités non négligeables liés au risque rupture des barrages. Tout comme l'Académie de médecine en 2005, le rapport de l'OCDE classe l'énergie nucléaire comme la source présentant le moins de risque sanitaire, de très loin, même en tenant compte de l'accident de Tchernobyl et de Fukushima. Ma question : quelle raison objective ou quelle analyse sociologique permet de justifier les contre-vérités répétées à l'envi par les opposants, voire certaines personnalités politiques, sans que celles-là ne soient démenties auprès de l'opinion publique par les organismes d'Etat compétents (ASN, IRSN, CEA, Académies, etc) ? Qui ne dit rien consent, et je cherche à comprendre le pourquoi de ces errements qui entraînent le citoyen à accoler à l'énergie nucléaire une image injustifiée. Merci de votre réponse.
En matière de risques et d’impact environnemental, la comparaison entre les différentes énergies est en réalité difficile. En effet, la nature des risques diffère selon les énergies : risque chronique pour les énergies fossiles ou risque accidentel pour l’hydraulique et le nucléaire par exemple. De même, les voies d’exposition et les entités impactées sont différentes selon les substances (travailleurs, population, exposition directe, indirecte, impacts sur les sols, l’eau, etc.), rendant compliquées les analyses de risques et très critiquables leurs comparaisons.
Concernant ces questions environnementales, l’enjeu pour le Gouvernement est avant tout de s’assurer que l’ensemble de ces risques est maîtrisé, et ce pour toutes les énergies et quel que soit le mix énergétique qui sera retenu finalement dans la PPE. Les réglementations générales et sectorielles sont ainsi définies en ce sens.
Pour l’énergie nucléaire, la France a mis en place des exigences de sûreté et de radioprotection très élevées, contrôlées et expertisées par un système dual constitué par l’ASN et l’IRSN, avec l’objectif de protéger la population contre d’éventuels risques radiologiques.
En ce qui concerne les risques liés aux autres types d’énergie, la France a également mis en place une réglementation exigeante, traduite dans le code de l’environnement, qui traite de façon intégrée l’ensemble des risques et impacts liés à une activité via notamment des dispositions relatives aux études d’impact (évaluation environnementale, réglementation relatives aux milieux aquatiques, atmosphériques, au patrimoine, etc.) et aux installations présentant des risques particuliers (réglementation relative aux installations classées pour la protection de l’environnement notamment).
En pensant avant tout aux Français, je m'interroge sur l'impact qu'aura la baisse de notre activité nucléaire. Aujourd'hui, le nucléaire est la 3è filière industrielle en France avec plus de 200 000 emplois. De plus, le nucléaire nous permet d'avoir un prix de l'électricité le plus bas d'Europe de l'Ouest. Nous sommes donc aujourd'hui plus que compétitifs. Sur l'ensemble du cycle du combustible, l'énergie nucléaire est celle qui émet le moins de CO2 (et de loin) comparé aux autres énergies fossiles (pétrole, gaz et charbon). J'en arrive à ma question. Comment réduire l'activité nucléaire peut être bénéfique pour les Français ? Clairement, les ENR ne peuvent pas répondre à toute la demande en électricité.
Nous vous remercions de votre contribution qui nourrit notre réflexion pour l’élaboration de la Programmation pluriannuelle de l’énergie.
Tout d’abord, le gestionnaire de réseau de transport d’électricité, RTE, a publié fin 2017 une mise à jour de son bilan prévisionnel. Dans plusieurs scénarios, RTE illustre l’intérêt d’un mix électrique fondé sur le nucléaire et les énergies renouvelables qui permet de satisfaire la demande électrique nationale à tout moment. RTE illustre également que les énergies renouvelables peuvent substituer l’énergie nucléaire sans dégrader la sécurité d’approvisionnement électrique (scénario Ampère).
Concernant la question de l’emploi, vous soulignez toutefois à juste titre l’importance de la filière nucléaire qui emploie environ 220 000 salariés, soit 6,7 % de l’emploi industriel en France. Quant à la filière des énergies renouvelables, elle emploie 81 000 salariés de manière directe. Les deux chiffres ne sont pas comparables car les 220 000 salariés de la filière nucléaire comptent également les sous-traitants et la recherche alors qu’il n’existe pas encore d’enquête permettant d’identifier le nombre de personnes travaillant chez des sous-traitants des énergies renouvelables ou dans la recherche de la filière.
La loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte de 2015 engage la France vers la diversification de son mix électrique en fixant notamment un objectif de 50 % de nucléaire à l’horizon 2025 et de 40 % d’énergies renouvelables en 2030. Par ailleurs, EDF a indiqué dans son cahier d’acteur publié dans le cadre de ce débat public qu’ « il ne [...] paraît pas réaliste d’emmener l’ensemble du parc à [60 ans], ne serait-ce que du fait de la difficulté à gérer la perte rapide de dizaines de GW de capacités, concentrée sur quelques années, qui en résulterait », et qu’« il nous faut donc anticiper des arrêts avant l’échéance des 60 ans, nécessairement à l’échéance d’une visite décennale, moment où des investissements importants sont engagés pour répondre aux nouvelles exigences de sûreté exprimées par l’ASN ». Il y aura donc un enjeu majeur d’accompagnement des installations qui vont fermer, qu’il convient de préparer dès maintenant.
La transition énergétique devrait créer globalement 280 000 emplois en 2030. Cependant, elle impliquera également un basculement des emplois de certains secteurs vers d’autres. Il faut donc anticiper ces transitions avec un Plan de Programmation des emplois et compétences, élaboré avec les organisations syndicales représentatives des salariés, celles représentatives des employeurs et les collectivités territoriales, et en impliquant les entreprises dans l’évolution de leurs salariés avec des contrats de transition énergétique.
La production actuelle d'électricité en France est très majoritairement "décarbonée". Il paraît logique et primordial, dans le contexte de la PPE, que toute modification de technologie de production respecte ce critère. En particulier, les données publiées pour les technologies intermittentes (éolien, photovoltaïque) incluent-elles les émissions de CO2 des "back-up" ? Autrement dit, une analyse comparative robuste permettrait-elle d'évaluer la pertinence de l'intermittence dans le mix électrique français ?
Comme vous l’évoquez, la production d’électricité en France est peu émettrice de gaz à effet de serre, du fait de la place des centrales nucléaires dans le mix électrique. Par ailleurs, l’éolien et le photovoltaïque, qui représenteront l’essentiel des développements d’électricité renouvelable dans les prochaines années, sont en effet des sources d’énergie non pilotables : elles produisent en fonction du vent ou du soleil et pas de la consommation.
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 ». 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.
Il convient à ce titre de noter que les études menées par RTE dans le cadre de son bilan prévisionnel ont 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, en réduisant les émissions de gaz à effet de serre du système électrique et en déclassant des réacteurs nucléaires.
Dans sa réponse du 16 avril 2017 à la question 106 « Confusion entre fins et moyens » la Maîtrise d'Ouvrage écrit :
"La diversification du mix électrique a en effet vocation à renforcer la sécurité d'approvisionnement en électricité, ainsi que l'a rappelé à plusieurs reprises l'Autorité de Sûreté Nucléaire. Il est en effet important de disposer de marges suffisantes dans le système électrique pour faire face à l’éventualité de suspendre simultanément le fonctionnement de plusieurs réacteurs qui présenteraient un défaut générique grave. Un exemple de tel défaut générique est l’anomalie de concentration en carbone de l’acier qui a affecté les générateurs de vapeur de douze réacteurs à l'hiver 2016.
Le développement des énergies renouvelables contribue ainsi au renforcement des marges d'approvisionnement susceptibles de pouvoir palier de tels événements, dont l'impact sur l'équilibre du système électrique est susceptible de diminuer à la mesure de la réduction de la part du nucléaire dans le mix électrique."
L'ASN lors du traitement du défaut générique sur les générateurs de vapeur a bien indiqué que 5 à 10 réacteurs pouvaient être concernés par de tels défauts génériques mais que ce n’était pas un désavantage en terme de sureté d'avoir un parc standardisé (voir entre 20’15 ‘’ et 21’50’’ sur la vidéo de la conférence de presse commune ASN et IRSN http://dai.ly/x54ieephttp://dai.ly/x54ieephttps://www.dailymotion.com/video/x54ieep) et l’ASN n’a nullement dit que les marges ne devaient pas être nucléaire mais à base d’EnR.
RTE vient de publier les données permettant de tracer les monotones de la production moyenne à 30’ du parc PV et éolien pour 2016 :
Question au MO : Comment, sur la base de tels monotones qui montrent que pendant plus de 20% du temps annuel la puissance moyenne sur 30’ des EnR éolien et PV varie entre 0 MW et moins de 5% de la puissance nominale (soit inferieure à 1GW pour 2016), le développement des énergies renouvelables peut-il contribuer au renforcement des « marges d'approvisionnement » si on compare à au minimum 10 GW disponibles et continus que ces 10 réacteurs ainsi supprimés peuvent assurer comme marge ?
Les marges du système électrique doivent s’appréhender de manière probabiliste au regard du critère de sécurité d’approvisionnement et des risques de survenue d’un déséquilibre entre l’offre et la demande. C’est le travail réalisé par RTE dans son bilan prévisionnel, en simulant un grand nombre de chroniques climatiques et de disponibilité qui permettent de prendre en compte les différents risques tant sur le parc de production que sur la consommation.
Le bilan prévisionnel présente effectivement les monotones de production de l’éolien (page 367). Il précise également que l’analyse probabiliste menée dans le cadre de l’élaboration du bilan « permet de s’assurer que ces situations se compensent pour maintenir un critère de sécurité d’approvisionnement à trois heures de défaillance, similaire à aujourd’hui ». La contribution des énergies renouvelables non pilotables à la pointe doit ainsi s’assurer de manière probabiliste, comme pour tous les moyens de production.
A ce titre, les aléas sur le parc de production nucléaire ne permettent pas nécessairement, contrairement à ce que vous affirmez, de s’assurer que les 10 réacteurs assurent 10 GW disponibles et continus. Les chroniques sur les dernières années montrent que chaque hiver, entre 2 et 12 réacteurs sont à l’arrêt, soit planifié, soit fortuit. Lors de l’hiver 2016-2017, 12 réacteurs étaient ainsi à l’arrêt. Le bilan prévisionnel de RTE alerte également sur le nombre élevé de visites décennales qui marquera le début des années 2020 et met en garde sur une forte baisse des marges du système électrique au cas où la durée des visites décennales serait plus importante que prévue.
Les 3000 MW du projet offshore, qui vont absorber plus de 30 Md€ de subventions, ne semblent pas être pris encore en compte dans les engagements de subventions fin 2017 soit les 121 Md€ jusqu'en 2046. La Cour des comptes ou la CRE peuvent-ils nous le préciser ?
Les 6 premiers parcs d’éolien en mer sont bien pris en compte dans le rapport de la Cour des comptes sur le soutien aux énergies renouvelables. La Cour note notamment que «la pleine réalisation des appels d’offres de 2011 et 2013 sur l’éolien offshore coûterait aux finances publiques 2 Md€ par an pendant 20 ans (soit 40,7 Md€ en cumulé) pour un volume équivalent à 2 % de la production électrique ».
Il convient toutefois de noter que ces estimations ont été réalisées par la Cour en amont de la renégociation lancée par le Gouvernement sur ces projets. Les négociations avec les trois porteurs de projets ont depuis permis de réduire les tarifs à la mise en service de 30 % et le coût de soutien public sur ces projets de 40 % sur la durée des contrats d’achat. Le Président de la République a annoncé le 20 juin dernier la poursuite des 6 projets, avec les mêmes engagements industriels, tout en réduisant leurs coûts pour la collectivité de plus de 15 Md€.