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
Le paragraphe en caractères gras, à propos des garanties, demandant aux consommateurs leur avis sur la formulation des critères et s'ils seraient prêts à courir un risque plus important pour que le coût soit plus faible, est très mal posé. Les études RTE ne sont pas complètes et sont orientées à mes yeux.
Pourquoi RTE n'a-t-il pas proposé un scénario objectif consistant à maintenir les tranches des centrales jusqu'à leur vraie fin de vie comme le font d'autres pays comme les USA ou la Suisse et d'étaler dans le temps la progression des ENR pour attendre de vraies solutions de stockage ?
Pourquoi le gouvernement ne remet-il pas la question sur l'avenir des énergies quitte à adapter la LTECV ? En posant cette question, je pense au porte-monnaie des Français qui n'ont pas envie de payer plus cher leur énergie et accroître en prime les émissions GES.
Je propose donc de demander à RTE une étude nouvelle prenant davantage en compte l'économie globale du système, sans ce dogmatisme centré sur un chiffre : 50.
Nous vous remercions pour votre contribution qui vient enrichir le débat sur la programmation pluriannuelle de l’énergie.
Votée en 2015, la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte (LTECV) fixe l’objectif de réduire à 50 % de production d’électricité d’origine nucléaire à l’horizon 2025, ainsi que des objectifs ambitieux aux filières renouvelables. La PPE établit les priorités des pouvoirs publics afin d’atteindre les objectifs de la loi.
Les scénarios du bilan prévisionnel de RTE prennent en compte ces éléments et notamment un développement les énergies renouvelables électriques que s’est engagé à entreprendre le Gouvernement dans sa communication en conseil des ministres le 7 novembre 2017. Par contre, les scénarios de RTE ne respectent pas :
- pour les scénarios Ampère et Volt, l’objectif de 50 % de la part du nucléaire dans la production d’électricité en 2025,
- pour le scénario Volt, l’objectif de 50 % de la part du nucléaire dans la production d’électricité même en 2035.
Nous vous invitons donc à consulter les documents rendus publics par RTE : https://www.rte-france.com/fr/article/bilan-previsionnel
En dépit du développement des moyens de stockage, la sûreté d’approvisionnement en électricité pourra difficilement être assurée au-delà d’un certain pourcentage d’intégration d’éolien et de photovoltaïque, qui sont des énergies intermittentes. A contrario, maintenir une part importante d’énergie nucléaire dans le mix énergétique permet d’assurer une production de base, pilotable et décarbonée. Sur le long terme, déployer des réacteurs nucléaires à sels fondus (filière thorium) permettrait de simplifier le confinement de la radioactivité et réduire la quantité de déchets, ainsi que leur temps de demi-vie. Ainsi, pourquoi ne pas allouer d’avantage de moyens pour faire aboutir les premiers prototypes en France ?
Nous vous remercions pour votre avis qui viendra enrichir notre réflexion.
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 ».
Dans le cadre de l’élaboration de cette trajectoire, la question de l’intermittence des énergies renouvelables et de leur impact sur le système électrique fait l’objet d’une attention particulière. Un travail prospectif de RTE a comparé deux scénarios qui chacun s’interrogeaient sur les conséquences sur le système de niveaux d’électricité non pilotable de 18 % et de 25 % en métropole à l’horizon 2030. La conclusion est qu’il n’y aurait pas d’effet significatif sur la gestion du réseau. Cette conclusion est confirmée par le retour d’expérience international réalisé par l’Agence internationale de l’énergie (AIE) sur la base de l’expérience des pays utilisant des sources d’énergies renouvelables non pilotables. Cette étude montre également que l’intégration des énergies renouvelables non pilotables dans le système est déjà possible au moins jusqu’à 40 % d’intégration. Au fur et à mesure que leur place dans la production totale augmente, la gestion du réseau évolue pour en tenir compte.
La question de la composition du mix envisageable à l’horizon de déclassement du parc actuel est donc encore ouverte à ce jour et différentes options pourront être combinées, y compris la poursuite du développement des énergies renouvelables, accompagné d’un renforcement des capacités de stockage et de pilotage de la consommation afin de faciliter leur intégration massive aux réseaux, ou bien la mise en service de nouveaux moyens de production pilotables.
Dans ce contexte, les réacteurs à sels fondus utilisant du thorium pour la production d’électricité nucléaire présentent des avantages potentiels, notamment en raison de l’abondance de la ressource thorium, de la facilité offerte de retraitement en continu du combustible liquide et d’une moindre production de déchets.
Néanmoins, ils possèdent également des inconvénients en termes de démonstration de sûreté et en raison de l’impossibilité d’amorcer un cycle thorium, matériau qui n’est pas fissile, sans disposer d’uranium 235 ou de plutonium. De nombreuses difficultés technologiques devront être résolues avant de pouvoir réaliser un réacteur de ce type : bien que la démonstration expérimentale sur un petit réacteur (8 MW thermique) ait été effectuée dans les années soixante aux États-Unis, l’extrapolabilité à un réacteur de puissance devant fonctionner cinquante ou soixante ans, en termes de quantité de sel à manipuler, de conception des gros composants, de tenue à la corrosion des matériaux et de conception de la ligne de retraitement, doit encore être démontrée. Par ailleurs, il n’existe pas d’études comparatives suffisamment étayées pour pouvoir juger de l’attractivité économique d’une telle source d’énergie.
Cela ne remet toutefois pas en cause la poursuite de la recherche et des études concernant ces réacteurs dans lesquelles la France reste engagée.
Dans le cadre de la PPE, il faudrait que l'on diversifie réellement les productions d'énergies. La possibilité de produire de l'électricité avec la méthanisation des déchets humains (celle des WC) n'est absolument pas envisagé. Or il s'agit d'une ressource réellement renouvelable. Pourquoi ?
Nous vous remercions de votre contribution qui nourrit notre réflexion pour l’élaboration de la Programmation pluriannuelle de l’énergie. Les valorisations énergétiques des déchets constituent en effet un axe important de la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE).
Les intrants pouvant être utilisés dans un méthaniseur comprennent les ordures ménagères, les déchets végétaux, les effluents d’élevage, les résidus agricoles, mais également les boues de station d’épuration (STEP) qui permettent de traiter en partie les déchets que vous mentionnez. Des dispositifs de soutien à la méthanisation de boues de STEP existent pour produire non seulement de l’électricité sous forme de cogénération, mais également pour permettre l’injection du biogaz récupéré dans les réseaux de gaz et permettre sa valorisation sous la forme de chaleur ou dans les transports.
La Stratégie nationale de Mobilisation de la biomasse a ainsi évalué des ressources méthanisables dans les boues de STEP permettant de valoriser 0,2 TWh supplémentaires en 2023 et 0,4 TWh en 2028.
Aujourd'hui la loi autorise l'injection gratuite du surplus de production en autoconsommation. Cependant la convention d'autoconsommation proposée par ENEDIS n'est pas conforme aux textes législatifs et ne permait pas la réinjection. Tout doit être consommé, ce qui est dans les faits quasi impossible. Enedis impose un contrat d'achat. L'Etat n'a pas sanctionné ENEDIS pour cette clause abusive et cela freine aujourd'hui beaucoup de citoyens dans l'acquisition du photovoltaïque à cause de démarches extrêmement lourdes et l'obligation de passer par un installateur professionel. Que compte faire l'Etat à l'encontre d'ENEDIS afin de faciliter le développement du photovoltaïque ?
La convention d’autoconsommation proposée par Enedis est en effet applicable uniquement aux projets en autoconsommation totale, c’est-à-dire qui n’injectent aucun surplus sur le réseau public d’électricité.
Pour les projets en autoconsommation partielle, c’est-à-dire qui consomment une partie de l’électricité produite et injectent le surplus d’électricité produite, il est nécessaire que l’installation soit raccordée au réseau public d’électricité, c’est pourquoi un contrat de raccordement est dans ce cas indispensable. Ce contrat, qui est passé entre le gestionnaire du réseau auquel est raccordée l’installation et le producteur, n’est pas contraire à la disposition législative autorisant l'injection gratuite du surplus de production en autoconsommation, applicable aux installations de moins de 3 kilowatts, qui vise à dispenser l’auto-producteur de passer un contrat avec un acteur tiers (par exemple un acheteur ou un agrégateur) dans le but notamment de gérer ses écarts entre ses injections et ses soutirages.
La loi rend en effet tout producteur ou consommateur d’énergie raccordé aux réseaux publics de transport ou de distribution d’électricité, responsable des écarts entre les injections et les soutirages d'électricité auxquels il procède. Dans le cas d’un consommateur, cette responsabilité est en général assurée par le fournisseur à travers le contrat de fourniture. Dans le cadre d’un producteur, soit le producteur assure lui-même son équilibrage et passe directement un contrat spécifique avec le gestionnaire du réseau public de transport d’électricité (RTE) qui est responsable de l’équilibrage au niveau national, soit il passe un contrat avec un responsable d'équilibre qui a passé un tel contrat avec RTE et qui peut ainsi prendre en charge les écarts. Dans le cadre des dispositifs de soutien nationaux à la production d’électricité d’origine renouvelable, c’est ainsi l’acheteur avec lequel est conclu le contrat d’achat qui prend en charge l’équilibrage à la place du producteur.
La disposition que vous mentionnez vise donc à dispenser l’auto-producteur de ses responsabilités d’équilibrage notamment lorsqu’il ne souhaite pas conclure de contrat d’achat.
Dans tous les cas, le Gouvernement encourage et accompagne le développement des boucles locales de production et de consommation car elles peuvent permettre de faire des économies en termes d'infrastructures de réseaux d'électricité en rapprochant les lieux de production des lieux de consommation.
Ainsi, en 2017, un cadre législatif et réglementaire spécifique a été mis en place pour l'autoconsommation, dont est issue la mesure visant à autoriser l'injection gratuite du surplus de production pour les installations de moins de 3 kW. Ce cadre a également permis de définir la notion d'autoconsommation collective, qui permet d'associer des consommateurs et producteurs différents au sein d'une même opération, pourvu qu'ils soient raccordés au réseau public d'électricité et soient situés sur un même nœud d'un réseau de distribution (aval d'un poste de transformation assurant la liaison entre le réseau haute tension (HTA) et le réseau basse tension (BT)). Ce cadre permet ainsi déjà de mettre en œuvre des projets d'autoconsommation à l'échelle d'un ou plusieurs bâtiments.
Pour aider au développement de l'autoconsommation individuelle et collective, le gouvernement a également 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.
Enfin, le Gouvernement a récemment présenté une série de mesures additionnelles, suite au groupe de travail sur la filière solaire lancé par le Ministère de la transition écologique et solidaire et qui a associé l’ensemble des parties-prenantes, afin d’encourager les citoyens à s’emparer de l’autoconsommation en simplifiant les démarches et en facilitant l’installation d’infrastructures photovoltaïques.
Il est prévu dans la loi une provision de 50 000 € pour démanteler une éolienne en fin de vie. Cela sera-t-il suffisant pour enlever tout le béton ? Quel est le coût réel d'un démantèlement d'une éolienne terrestre ? Les déchets sont-ils tous réellement recyclables ?
Nous vous remercions pour votre contribution. Le débat public est une occasion importante pour recueillir la perception des citoyens sur les conditions d’appropriation des projets éoliens par les territoires.
L'essentiel du coût de démantèlement des éoliennes terrestres est lié aux frais de mobilisation des outils de grutage spécifiques rendus nécessaires, dont le nombre en France reste à ce jour restreint. De fait, le montant de démantèlement par aérogénérateur est d'autant moins élevé que le parc est composé d'un nombre important de machines. Par ailleurs, dans le cadre d'un projet de renouvellement (repowering), ce montant est intégré dans l'opération de mise en place des nouveaux aérogénérateurs.
En France, le nombre de cas de démantèlement reste à ce jour limité. Néanmoins le retour d'expérience des premières opérations réalisées sur des machines ayant subi des incidents (incendie de la nacelle pas exemple), montre que le coût global de démantèlement d'une éolienne terrestre n'excède pas le montant de la garantie financière de 50 000 € par aérogénérateur, tenant compte des bénéfices tirés de la valorisation de certains matériaux.
A l'avenir, la structuration d'une filière des déchets spécifique à l'éolien et les progrès techniques en matière de conception des machines, permettant d'accroitre la part des matériaux valorisables, permettront de réduire encore les coûts de démantèlement.
Peut-on intégrer dès maintenant la suppression des subventions aux EnR matures ? A en croire les opérateurs du SER, la production éolienne atteint un coût concurrentiel par rapport aux autres moyens de production (à condition de ne pas imputer un coût à l’intermittence, me semble-t-il). Alors pourquoi continuer à les subventionner via un prix d’achat garanti ? Leur coût marginal est nul, donc ces moyens de production seront toujours appelés en priorité sur le réseau (le vent est gratuit !). Reste la question de l’investissement initial qui est important. Il ne semble pas que les opérateurs rencontrent de difficulté auprès des investisseurs. L’annonce toute récente d’ENGIE qui vient de se voir attribuer en Espagne neuf parcs éoliens non subventionnés avec une capacité totale de 300 MW en est la preuve. Quand ferons-nous de même en France ? Avec un effet directement bénéfique pour le consommateur qui ne se verrait plus facturer les charges d’une CSPE qui alourdissent considérablement sa facture ! (plus de 5 Mds€ en 2018 évalués par la Cour des Comptes pour soutenir l’éolien et le solaire)
Nous vous remercions pour cette contribution à la réflexion pour l’élaboration de la prochaine programmation pluriannuelle de l’énergie.
Le coût des énergies renouvelables électriques est encore supérieur aux prix de marché de l’électricité, c’est pourquoi elles bénéficient, comme vous l’évoquez, d’un soutien public.
Le consommateur d’électricité paie des taxes, notamment la contribution au service public de l’électricité (CSPE). À l’origine, cette taxe couvrait la totalité des coûts occasionnés par le financement des énergies renouvelables électriques. En 2015, il a été décidé que ce n’était pas aux seuls consommateurs de l’énergie la moins carbonée, l’électricité, de payer la transition énergétique. La CSPE sur les factures d’électricité a été plafonnée et le complément couvert par le budget de l’État qui reçoit en particulier les taxes sur les consommations d’énergie fossile et leur composante carbone.
C’est un coût de transition pour aider les installations renouvelables à remplacer des installations classiques. Lorsque la transition sera réalisée, les coûts de production de l’électricité qui sera produite plus largement par des renouvelables ne devraient pas être plus élevés car les coûts technologiques des énergies renouvelables sont en très forte baisse, notamment pour le solaire photovoltaïque, en raison de la taille plus importante du marché mondial et des installations en projet ainsi que des effets d’apprentissage et de progrès technologiques.
Le soutien public à la production d’électricité renouvelable prend principalement la forme d’appels d’offre. Sur la base des projets proposés par les candidats, le ministère de la Transition écologique et solidaire – après instruction des dossiers par la Commission de régulation de l'énergie – désigne les lauréats qui présentent les projets les plus compétitifs. Ce dispositif permet d’ajuster le soutien public au plus près de la réalité économique des projets. Ce que finance l’Etat, c’est un prix garanti, un différentiel par rapport au prix de marché. Dès que le prix de marché sera supérieur aux niveaux de prix garanti proposés dans les appels d’offre, l’Etat ne paiera plus rien.
Pourquoi le moteur à hydrogène n'est-il pas développé ? Est-ce parce que les lobbies pétroliers sont propriétaires des brevets ? Que peut faire le gouvernement à ce sujet ?
L'hydrogène est un vecteur énergétique qui aura un rôle majeur à jouer dans la transition énergétique, notamment car il permettra d'apporter la flexibilité nécessaire à l'insertion d'une part croissante d'énergies renouvelables. L’hydrogène peut également apporter une solution pour la mobilité propre, qui sera complémentaire aux batteries et au bioGNV.
Si, en raison d’un effet volume encore limité, le coût total de possession d’un véhicule hydrogène reste aujourd’hui supérieur à celui des équivalents thermiques ou électrique à batteries, à l’horizon 2030, grâce notamment aux progrès espérés en termes de coût de l’électrolyse, l’hydrogène décarboné distribué en station ou produit directement à la station devrait être à un niveau de prix comparable (< 7 €/kg) au coût de l’énergie pour un véhicule diesel. Des innovations sont également attendues sur le réservoir et sur le système de pile à combustible des véhicules mais c’est avant tout les effets d’échelle d’une production en série qui permettront in fine de réduire le surcoût d’un véhicule hydrogène.
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 pour 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.
Nicolas Hulot, ministre d’État, ministre de la Transition écologique et solidaire, a présenté, le 1er juin 2018, devant les principaux acteurs de la filière son plan de déploiement de l’hydrogène, constitué d’une stratégie de long terme et de mesures d’accompagnement pour des premiers déploiements en France afin de renforcer la filière industrielle française de l’hydrogène. Vous en trouverez les principaux points sur le site du ministère.
Pour ce qui est de la mobilité, ce plan propose notamment des objectifs de déploiement des écosystèmes territoriaux de mobilité hydrogène sur la base notamment de flottes de véhicules professionnels, qui pourront être repris pour la PPE :
- 5 000 véhicules utilitaires légers et 200 véhicules lourds (bus, camions, TER, bateaux) ainsi que la construction de 100 stations, alimentées en hydrogène produit localement à l’horizon 2023 ;
- de 20 000 à 50 000 véhicules utilitaires légers, 800 à 2000 véhicules lourds et de 400 à 1000 stations à l’horizon 2028.
Cette loi a été votée par l'Assemblée nationale à la suite d'un débat tronqué par certains lobbies antinucléaires et trop peu logique car l'objectif du pays est, avant tout, de garantir la baisse des émissions de GES (cf COP21). Pourquoi s'acharner à vouloir détruire l'outil industriel des centrales qui reste rentable économiquement. Les raisonnements ou évaluations sur les coûts de production comparés ne sont pas objectifs. Pourquoi ne pas revenir à des considérations économiques crédibles ? Pourquoi avoir fixé le taux de nucléaire à 50% et pas à 60 %, plus logique pour gérer les équilibres de réseau entre ENR et thermique nucléaire ?
Nous vous remercions pour cette contribution à la réflexion sur la programmation pluriannuelle de l’énergie.
L’objectif de 50 % de nucléaire dans le mix électrique a été inscrit dans la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte (LTECV). Cette réduction de la part du nucléaire répond à un souhait politique de diversifier et de rééquilibrer notre mix électrique.
Dans sa communication en conseil des ministres du 7 novembre 2017, le Gouvernement a rappelé son attachement à cette 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 toutefois pris acte des études menées par RTE qui montrent que l’échéance de 2025 soulève d’importantes difficultés de mise en œuvre au regard de nos engagements en matière climatique. Malgré le développement volontariste des énergies renouvelables que va entreprendre le Gouvernement, et du fait de la faible maturité à court terme des solutions de stockage, la France serait contrainte de construire une vingtaine de nouvelles centrales à gaz dans les sept prochaines années pour assurer la sécurité d’approvisionnement lors des pointes de consommation, conduisant à une augmentation forte et durable de nos émissions de gaz à effet de serre.
Le Président de la République a ainsi demandé au Gouvernement d’établir, dans le cadre de la révision de la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), une nouvelle trajectoire ambitieuse d’évolution de notre mix électrique qui permette d’atteindre le plus rapidement possible les objectifs fixés par la loi de transition énergétique en prenant en compte l’impératif climatique, la sécurité d’approvisionnement en électricité, la compétitivité économique du pays et la soutenabilité financière de la transition, et en préservant la possibilité de faire des choix en fonction des évolutions technologiques et économiques à venir.
En particulier, la Programmation pluriannuelle de l’énergie fixera les orientations en matière de réduction du parc nucléaire existant, en intégrant l’incertitude sur les avis futurs de l’Autorité de sûreté nucléaire, autorité indépendante, concernant la prolongation de la durée d’exploitation des réacteurs au-delà de leur quatrième visite décennale.
La France étudie-t-elle des travaux de la société américaine Transatomic Power qui a développé un réacteur à sels fondus capable de transformer les déchets issus des réacteurs à eau pressurisée actuels en énergie, ce qui permettrait de résoudre en partie la question des déchets ?
Le réacteur à sels fondus fait partie des six concepts de quatrième génération retenus par le forum international génération IV (GIF), initiative qui vise à coordonner au niveau international les recherches à mener pour développer les réacteurs du futur. On peut observer depuis le début de cette décennie un foisonnement de projets de réacteurs à sels fondus, pouvant donner lieu à des créations d’entreprises, dont Transatomic Power. Les entreprises Terrestrial Energy au Canada, Terrapower aux Etats-Unis ou encore Moltex Energy développent elles aussi des projets de réacteurs à sel fondus, chacun possédant ses spécificités : architecture du coeur du réacteur, nature du sel, nature du matériau modérateur...
La France, au travers du CNRS, est engagée depuis de nombreuses années dans des recherches explorant la faisabilité de cette filière de réacteur. Certains avantages de cette technologie sont manifestes mais des questions importantes restent en suspens et le déploiement éventuel de celle-ci s’inscrit plutôt dans une perspective de long terme.
Vis-à-vis des déchets de haute activité, actinides et produits de fission, les performances annoncées dans les communications de Transatomic Power indiquent, par rapport à un réacteur à eau pressurisée, une diminution d’un facteur deux de la production d’actinides, pour une production de produits de fission équivalente. La nécessité d’un stockage, fût-il de moindre emprise au sol, reste donc avérée.
Le CO2 est présenté comme le principal responsable du changement climatique. La PEE doit donc donner des objectifs clairs pour lutter contre les rejets de CO2 et, pour cela, en identifiant clairement les principaux contributeurs, définir les actions à engager et les investissements à réaliser. Le dernier groupe de travail éolien piloté par le secrétaire d'Etat, Sébastien Lecornu, a cité comme objectif dans le rapport de synthèse issu des travaux de ce groupe qu'il fallait décarboner la production électrique. Or cette production est déjà fortement décarbonée grâce au nucléaire ou à cause du nucléaire : elle ne représente aujourd'hui qu'environ 6% des rejets. Les contributeurs majeurs sont les transports et le chauffage des habitations qui représentent pratiquement 10 fois plus que la production électrique. Par ailleurs, le remplacement d'une partie de l'énergie nucléaire par des énergies renouvelables ne contribuera que très peu à la diminution globale des rejets de CO2. Ne se trompe-t-on d'objectif en l'occurrence ? Disposez-vous d'ores et déjà, d'indicateurs d'efficacité par contributeur (quantité de CO2 évité / investissement) qui vous permettront de prioriser ces objectifs et utiliser l'argent du contribuable le plus efficacement possible ?
Nous vous remercions pour votre contribution qui viendra enrichir notre réflexion.
La place prépondérante des consommations d’énergie dans les émissions de gaz à effet de serre souligne, comme vous l’évoquez dans votre question, l’importance de l’enjeu de décarbonation de l’énergie pour lutter contre le réchauffement climatique. Le dossier du maître d’ouvrage y consacre d’ailleurs un chapitre entier (pages 16 à 21).
La Stratégie Nationale Bas-Carbone (SNBC) donne les orientations stratégiques pour mettre en œuvre en France la transition nécessaire au respect des objectifs relatifs à la lutte contre le changement climatique. Elle définit une trajectoire de long terme de réduction des émissions de gaz à effet de serre en France pour atteindre l’objectif à 2050 et fixe des « budgets carbone ». Il s’agit de plafonds d’émissions de gaz à effet de serre à ne pas dépasser au niveau national sur des périodes de 5 ans.
La Stratégie Nationale Bas-Carbone est en cours de révision. La SNBC-2 visera l’atteinte de la neutralité carbone à l’horizon 2050, objectif annoncé dans le Plan Climat de juillet 2017. L’atteinte de cette neutralité carbone implique une décarbonation quasi-complète du secteur énergétique à l’horizon 2050. Schématiquement, à cet horizon, seuls les transports internationaux aériens et maritimes devraient consommer encore une part d’énergie fossile. L’ensemble des énergies consommées sur le territoire seront donc à décarboner, ce qui suppose le recours à un panel de technologies et d’investissements.
Il existe effectivement divers outils pour évaluer l'efficacité des investissements publics. Le coût en euros par tonne de CO2 évitée est un indicateur fréquemment utilisé dans le cadre des évaluations climat. Cet indicateur permet d'éclairer les choix même s'il a des limites. Il peut en effet être nécessaire d’investir dans des mesures dont le coût rapporté à la tonne de CO2 est élevé dans le cas de technologies encore en développement ou de mesures nécessitant des temps de développement importants.
Le Commissariat général au développement durable du Ministère de la transition écologique et solidaire a ainsi développé un outil de modélisation, dénommé Titan, qui permet d’étudier des trajectoires optimales de réduction des émissions de gaz à effet de serre compte tenu du coût rapporté à la tonne de CO2, du potentiel de réduction de ces mesures mais également du temps de déploiement des mesures[1].
Ces trajectoires doivent cependant là encore être utilisées avec précaution. Les mesures de réduction des émissions de gaz à effet de serre doivent être choisies en prenant en compte l’ensemble des impacts des mesures et de leurs co-bénéfices, et non pas uniquement les coûts rapportés à la tonne de CO2 économisée, le climat n’étant pas le seul enjeu en cause. Ceci supposerait de réaliser de façon systématique des évaluations socio-économiques complètes. En pratique, ce type d’évaluation, qui est complexe, est réservé aux projets et mesures les plus importants et dont les effets sont les plus complexes. Enfin, il est également nécessaire de prendre en compte les enjeux d'acceptabilité des mesures.
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[1] Cf. notamment le travail de novembre 2016