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
Question au MO : Les données issues de l'ADEME que vous fournissez dans la réponse à la question 58 sont différentes de celles que vous indiquez dans votre réponse à la question 96 en citant l'étude IMPACT de l'ADEME : "Concernant l’impact carbone, les panneaux photovoltaïques émettent 75 g d’équivalent CO2 pour produire un kWh électrique contre 15 g pour l’éolien, 13 g pour le nucléaire ou encore presque 500 g pour une centrale à gaz." Comment s'expliquent ces différences et quels chiffres faut-il retenir pour les filières françaises ?
L’évaluation de l’impact carbone d’une technologie est toujours délicate à définir, les résultats dépendant des critères retenus dans cette analyse. Ainsi, plus que le résultat chiffré, c’est l’ordre de grandeur permettant de comparer des technologies entre elles qui est pertinent.
Les chiffres de la question 58 sont issus de la publication de l'ADEME accessible sur cette page. Ils sont les suivants :
- éolien : 10 gCO2/kWh
- solaire : 32 gCO2/kWh
- gaz : 443 gCO2/kWh
- fioul : 778 gCO2/kWh
- charbon : 1050 gCO2/kWh
Pour le solaire, cette étude se base sur une étude du cabinet SmartGreenScans, spécialisé en analyse de cycle de vie (ACV) des systèmes photovoltaïques. Ce rapport indique que le facteur d’émission moyen mondial des cellules à silice polycristalline est de 32 gCO2/kWh. Pour la France, compte tenu du mix technologique et de l’origine des cellules, il évalue ce facteur d’émission à 56 gCO2/kWh. Ce rapport indique que les valeurs issues de ces ACV varient entre 35 et 85 g équivalent CO2 par kWh du sud au nord et selon les technologies.
Les chiffres de la question 96 se réfèrent à une autre étude, « Impacts environnementaux de l'éolien français ». Ils sont les suivants :
- panneaux photovoltaïques : 75 g d’équivalent CO2 / kWh électrique
- éolien : 15 g CO2/kWh
- centrale au gaz : 500 g CO2/kWh
Cette étude se base sur des données du GIEC de 2011, qui sont donc légèrement plus anciennes.
Quelle est l'évaluation de la quantité d'énergie nécessaire à la fabrication d'un panneau photovoltaïque y compris l'obtention de ses matériaux constitutifs, et par voie de conséquence quel est pour ce même panneau le délai nécessaire à la restitution de cette quantité d'énergie ?
Le temps de retour énergétique c’est-à-dire le temps nécessaire à ce qu’un panneau produise la même quantité d’énergie que pour sa fabrication, est de l’ordre de 3 ans. Ce délai dépendant des conditions d’ensoleillement du panneau.
Ainsi, l’énergie nécessaire pour l’ensemble de la chaîne de production d’un panneau est de l’ordre de 3600 kWh par kWc installé. Les avancées techniques attendues dans les prochaines années permettront de réduire ce temps de retour énergétique à moins d’un an dans le Sud pour les principales catégories de modules. Pendant les 30 ans de sa vie, un système photovoltaïque produira donc entre 10 et 30 fois l’énergie dépensée tout au long de son cycle de vie[1].
Dans le cadre du soutien de la filière photovoltaïque, les appels d’offres organisés par le ministère de la Transition écologique et solidaire pour les grandes centrales au sol ou sur bâtiment prennent en compte l’impact carbone des panneaux pour l’attribution des lauréats. Ainsi, un développeur de projet sera récompensé s’il souhaite installer des panneaux moins polluants qui peuvent par exemple intégrer un taux de silicium recyclé élevé.
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[1] Chiffres de l’étude IMPACT de l'ADEME
Ma question s'adresse au Maître d'ouvrage.
A plusieurs reprises dans vos réponses aux interrogations (notamment sans que cette liste soit limitative les réponses aux questions N°10, N°26, N° 44, N°51, N°149, N°179), vous mentionnez que l'Autorité de Sûreté Nucléaire (ASN), sous cette forme ou sous une autre mais avec le même sens, "a rappelé à plusieurs reprises, qu’il est 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".
Je connais au moins une de ces interventions de l’ASN (lors d’une conférence de presse ASN et IRSN du 5 décembre 2016 voir à 20’40 sur https://www.dailymotion.com/video/x54ieep) dans laquelle l’ASN mentionne le besoin « de marge, quelque qu’elles soient, quelles qu’en soient leur origine ».
Peut-on connaitre les « plusieurs reprises » dont il est question dans vos réponses dans laquelle l’ASN aurait mentionné le besoin de marges qui ne soient pas des marges d’origine nucléaire.
Merci de votre réponse.
La vidéo que vous mentionnez est celle de la conférence de presse du 5 décembre 2016, au cours de laquelle l’ASN fait état de l’anomalie générique observée sur plusieurs réacteurs nucléaires ayant entraîné leur indisponibilité pour une partie de l’hiver.
Au cours de cette conférence de presse, le président de l’ASN fait notamment référence aux écrits produits par l’ASN en mai 2013 lors du débat préparatoire à la loi de transition énergétique pour la croissance verte. L’ASN confirme donc le risque que peut faire peser sur la sécurité d’approvisionnement l’éventualité de suspendre simultanément plusieurs réacteurs présentant un défaut générique grave.
Comme vous l’indiquez, l’ASN mentionne le besoin de marges quelles qu’elles soient, quelle que soit leur origine.
Pour produire de l'électricité nucléaire en France, émet-on sur l'ensemble du cycle de vie du nucléaire 12 gCO2 / KWh comme vous le mentionnez ou plus de 5 fois plus soit 66 g CO2/KWh comme mentionné par l'ADEME dans son guide des facteurs d'émission (Bilan carbone entreprises et collectivités- Juin 2010) ? Ce qui change vraiment beaucoup. Et pourquoi ces incertitudes ? Et pourquoi pas de références de nombreuses études de bilan de CO2 avec les méthodologies précises et les résultats de calcul ? Un grand merci d'avance.
Nous vous remercions de votre contribution qui nourrit notre réflexion pour l’élaboration de la Programmation pluriannuelle de l’énergie.
Le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC) a publié des données[1] sur l’impact carbone de la filière nucléaire. L’énergie nucléaire, au niveau mondial, émet en moyenne 12 gCO2/kWh sur l’ensemble de son cycle de vie, avec une fourchette comprise entre 3,7 et 110 gCO2/kWh.
Cette fourchette large s’explique notamment par les émissions indirectes, très variables d’une installation nucléaire à une autre, et suivant la région du monde concernée. Ces émissions indirectes incluent notamment les émissions liées aux transports de marchandises et déchets radioactifs et aux infrastructures.
Au niveau français, EDF (cité par l’ADEME dans le guide méthodologique « bilan carbone - Entreprises – Collectivités – Territoires » de juin 2010), ainsi que le CEA[2] s’accordent sur un niveau d’émissions moyennes total du cycle de vie du nucléaire autour de 5-6 gCO2/kWh (respectivement 6 gCO2/kWh – et non pas 66 – et 5,29 gCO2/kWh), soit un niveau inférieur à la moyenne publiée par le GIEC. Cette différence entre moyenne française et moyenne mondiale peut s’expliquer également par des émissions indirectes plus faibles en France que dans les autres régions du monde.
Des études menées par le CEA[2] permettent par ailleurs de disposer d’une vision plus précise de la décomposition des émissions pour l’ensemble des activités de la filière :
- Extraction, conversion et enrichissement de l’uranium : 49 %
- Fabrication des combustibles UOx et MOx : 1 %
- Traitement-recyclage des combustibles usés : 7 %
- Stockage des déchets : 2 %
- Construction, exploitation et démantèlement des réacteurs : 40 %
Avec l’hydro-électricité, c’est ainsi l’une des énergies les moins émettrices en CO2 en moyenne sur l’ensemble de son cycle de vie, si on la compare aux autres filières de production d’après des données issues de l’ADEME[3] :
- éolien : 10 gCO2/kWh
- solaire : 32 gCO2/kWh
- gaz : 443 gCO2/kWh
- fioul : 778 gCO2/kWh
- charbon : 1050 gCO2/kWh
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[1] Accessibles sur ce document en ligne.
[2] Etude “Assessment of the environmental footprint of nuclear energy systems. Comparison between closed and open fuel cycles” par C. Poinssot et al.
[3] Disponibles en ligne.
Pour ce qui concerne les déchets nucléaires, la France a mis en place la réglementation et les filières nécessaires à leur traitement, ainsi que les moyens et ressources financières associées. La déconstruction des centrales nucléaires est ainsi organisée et provisionnée par l'exploitant et ses déchets seront traités conformément à la réglementation. Quelles sont les dispositions prévues pour le traitement des déchets résultant du démantèlement de parcs d'éoliennes (pales, fûts, socles constitués de tonnes de béton armé...) ou de parcs de photovoltaïques (panneaux principalement) ? Comment, par qui et où sont provisionnés les coûts de ces démantèlement et le traitement de leurs déchets ?
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.
Ainsi, les acheteurs de matériels s’acquittent d’une éco-participation, qui finance la récupération et le recyclage des matériaux.
En matière de traitement des déchets des énergies renouvelables, des filières de collecte et de recyclage se mettent en place. Pour ce qui concerne les parcs photovoltaïques, des opérateurs recyclent jusqu’à 95 % des panneaux photovoltaïques
La loi met à la charge de l’exploitant le démontage et la remise en état des parcs éoliens afin qu’il ne s’y manifeste aucun danger pour la salubrité publique ni pour l’environnement. Ces opérations comprennent :
- le démontage des éoliennes et du poste électrique ;
- l’excavation des fondations ;
- le retrait d’une partie des câbles, la partie qui demeure enterrée sur le site restera inerte ;
- la remise en état des terrains, sauf si leur propriétaire souhaite leur maintien en l’état.
- la valorisation ou l’élimination des déchets de démolition ou de démontage.
Dès le début de la production, l’exploitant constitue les garanties financières nécessaires à ces opérations, d’un montant de 50 000 € par éolienne. Il notifie au Préfet la date de l’arrêt de l’installation éolienne un mois au moins avant celui-ci. En cas de carence de l’exploitant, le Préfet doit le mettre en demeure de se conformer à ces obligations et, en cas de refus, peut recourir à la consignation et à l’exécution d’office des travaux à ses frais.
En fin de vie du parc éolien, l’exploitant peut éventuellement décider de remplacer tout ou partie des éoliennes de son parc. La durée de vie d’une éolienne est en moyenne de 20 années.
Le chauffage électrique, mais aussi les pompes à chaleur PAC air-air ou air-eau, qui ont besoin de résistances d'appoint quand il fait froid, sollicitent très fortement notre réseau par temps froid (la pointe de la France représente la moitié de la pointe européenne), et nous obligent à avoir des capacités de production qui ne fonctionnent que quelques jours dans l’année et à importer de l’électricité chère de chez nos voisins, deux solutions qui sont coûteuses. Le groupe de travail solaire lancé le 18 avril par Sébastien Lecornu a-t-il chiffré l’importance de la charge que représente ces deux modes de chauffage pour la collectivité, et compte-t-il réduire l'importance du chauffage électrique direct et les pompes à chaleur PAC air-air ou air-eau ? En prenant quelles mesures et avec quels objectifs ?
Le groupe de travail sur le solaire lancé par Sébastien Lecornu que vous mentionnez a effectivement une commission centrée sur le solaire thermique. Ce groupe de travail est en cours et les orientations (mesures et objectifs) qui en ressortiront seront mises en œuvre notamment dans le cadre de la PPE.
Le sujet du chauffage résidentiel et tertiaire est néanmoins largement différent de ceux abordés par le groupe de travail solaire.
Comme vous l’indiquez, la France est l’un des pays les plus thermosensibles et contribue fortement à la pointe européenne. L’utilisation des différents vecteurs d’énergie doit prendre en compte l’ensemble des impacts économiques et environnementaux induits.
Toutes les technologies de chauffage présentent des bénéfices et des inconvénients différents qu’il convient d’apprécier :
- Le chauffage électrique nécessite l’investissement dans des moyens de pointe, qui ont un coût de production relativement élevé, ainsi qu’un réseau dimensionné pour alimenter l’ensemble des consommateurs à la pointe.
- Le chauffage au gaz émet des gaz à effet de serre et génère une dépendance plus importante aux importations. Il suppose également le maintien d’un dimensionnement suffisant pour le réseau de gaz et les stockages souterrains.
- Le chauffage au bois présente une alternative intéressante à ces deux technologies en étant fondé sur une énergie renouvelable à un coût abordable. Les objectifs proposés dans la première PPE pour le développement du chauffage à partir d’énergie renouvelable, notamment par la mobilisation de biomasse, sont ainsi importants à l’horizon 2023 et des objectifs ambitieux pourront être portés par la prochaine révision de la PPE. Il n’est néanmoins pas possible de transférer l’ensemble du chauffage électrique ou du chauffage utilisant des combustibles fossiles vers un chauffage à partir de biomasse, compte tenu notamment des ressources limitées en biomasse.
- Le solaire thermique représentait 0,4 % de la production primaire d’énergies renouvelables en 2016. Cette technologie ne présente pas de contraintes majeures sur le plan environnemental ou sur le plan de l’acceptabilité sociale, avec un gisement non limitant à moyen terme. Il présente toutefois des coûts de production élevés, mais une baisse est attendue. La consommation de chaleur renouvelable du solaire thermique a cru de 44 % entre 2010 et 2015, mais la croissance du solaire ne représente que 10 % de l'augmentation totale de la consommation finale de la chaleur renouvelable en France.
En tout état de cause, la révision de la PPE sera l’occasion de mettre en place des mesures concrètes visant à réduire les consommations de chauffage, notamment par la rénovation et les règlementations thermiques.
Questions sur un soutien financier très élevé et déséquilibré des énergies renouvelables électrogènes, selon la Cour des Comptes.
Le constat de la Cour des comptes :
Selon la CRE, les arrêtés antérieurs au moratoire de 2010 auront engendré un coût pour les finances publiques de 38,4 Md€, pour un productible annuel de 4 TWh, soit environ 0,7 % de la production électrique française. Cela représente un coût du soutien de l'ordre de 480 €/MWh. Ces arrêtés pèseront encore à hauteur de 2 Md€ par an jusqu'en 2030.
La filière éolienne onshore, 92 €/MWh, était jusqu'en 2017 exclusivement financée par l'octroi d'un tarif d'obligation d'achat dont le niveau et la structure n'avaient pas été revus depuis 2006. Or si le tarif pour les petites installations a été réduit depuis de 15%, dans le même temps la durée d'application des tarifs qu'ils soient d'obligation d'achat, de complément de rémunération ou suite à des appels d'offres a été porté de 15 à 20 ans soit une augmentation de 33%.
Lorsque ces projets offshore entreront en fonctionnement, 217 et 212 €/MWh en 2022, leurs charges représenteront, selon la CRE, 2,0 Md€/an, soit environ 40,7 Md€ sur 20 ans, pour une production de 11 TWh/an, c'est-à-dire 2 % de la production française d'électricité.
C'est ainsi que le rapport du 17 avril 2014 de la CRE sur les coûts et la rentabilité des énergies renouvelables notait que les imperfections des dispositifs de soutien ont, du fait de la diversité des conditions climatiques, des choix technologiques et de l'évolution des conditions de financement, donné lieu à des effets d'aubaine et à des rentabilités excessives sur fonds propre.
Les questions à l'ADEME :
L'ADEME et le SER affirment fréquemment dans les média que les énergies renouvelables électrogènes, éolien et solaire en particulier, sont devenues compétitives. Quelle est la réalité 2018, sachant que les tableaux synthétiques sur les coûts d'achat ne sont plus publiés sur les sites du ministère ? La Cour des Comptes donne le tableau en bas du texte.
QUESTION 1 : Ce tableau peut-il être mis à jour avec les valeurs en euros courant 2018 pour les installations mises en service en 2017 en donnant :
a) Les prix d'achats fixes (petites installations),
b) Les compléments de rémunération pour les différents types d'installations en relevant,
c) Les tarifs réels 2018 pour les appels d'offre retenus en 2017/2018 par type et taille d'installation (valeurs hautes, moyennes et basses).
QUESTION 2 : En 2016 l'application des tarifs pour l'éolien terrestre a été porté de 15 à 20 ans pour l'ensemble des installations éoliennes. Qu'est ce qui a justifié une telle évolution alors que la Cour des comptes avait dès 2014 estimé excessive la rentabilité sur fonds propres de l'essentiel des projets. Le retour sur investissement pour ces fonds propres étant très court, de quelques années à moins de 10 ans, les bénéfices pour les investisseurs sont considérables alors que leurs risques sont infimes en raison de l'obligation d'achat. N'aurait-on pas plutôt du réduire cette durée d'application.
QUESTION 3 : L'affirmation de la compétitivité de l'éolien, et encore plus du solaire, étant constante dans la communication de l'ADEME, cette dernière peut-elle préciser ses prévisions calendaires de diminution, puis de suppression des aides pour les énergies renouvelables électrogènes, comme dans certains autres pays européens.
Tableau N°3, p.53 du rapport de la Cour des comptes de mars 2018 sur le soutien aux énergies renouvelables : https://ppe.debatpublic.fr/sites/debat.ppe/files/20180418-rapport-soutien-energies-renouvelables.pdf
Réponse de l'ADEME à la question 3 fournie le 2 mai :
QUESTION 3 : L'affirmation de la compétitivité de l'éolien, et encore plus du solaire, étant constante dans la communication de l'ADEME, cette dernière peut-elle préciser ses prévisions calendaires de diminution, puis de suppression des aides pour les énergies renouvelables électrogènes, comme dans certains autres pays européens.
REPONSE :
L'ADEME a publié début 2017 une étude sur le coûts des énergies renouvelables en France (http://www.ademe.fr/couts-energies-renouvelables-france).
Cette étude visait à évaluer les coûts complets de production, c’est-à-dire les coûts de revient de MWh produit, calculés en rapportant l'ensemble de l'énergie produite sur la durée de vie des installations, par rapport à l'ensemble des coûts (investissement et maintenance). Ce calcul prend en compte un taux d'actualisation reflétant la rentabilité des capitaux engagés par les investisseurs et leur prise de risque. Pour le cas de énergies photovoltaïque et éolienne, ces coûts de production dépendent en premier lieu de la qualité des gisements. Aussi l'étude de l'ADEME s'est attachée à évaluer ces coûts de production de façon représentative par rapport aux gisements français ainsi qu'aux conditions techniques, organisationnelles et règlementaires françaises. Ceci aboutit donc à des fourchettes de coûts pour chaque technologie. Ces coûts évoluant rapidement sous l'effet des progrès technologiques et des économies d'échelle liées à l'industrialisation des procédés de fabrication, l'ADEME envisage de publier une mise à jour de cette étude en 2019.
Dans l'avis de l’ADEME sur les énergies renouvelables publiés fin 2017 (http://www.ademe.fr/avis-lademe-energies-renouvelables-recuperation), ces chiffres ont fait l’objet d’une première mise à jour. L’éolien terrestre, avec une fourchette de coûts de production comprise entre 57 et 91 €/MWh, est le moyen de production d’électricité le plus compétitif en comparaison avec les moyens conventionnels comme des centrales à Cycle Combiné Gaz (CCG). Les centrales au sol photovoltaïques (68 à 87 €/MWh), pour les plus compétitives, entrent également désormais dans cette concurrence directe avec les moyens conventionnels. Ces deux technologies ont l’intérêt de présenter des gisements très importants. Grâce aux progrès technologiques et à l’allongement de la durée de vie, ces deux technologies devraient converger vers des coûts de l’ordre de 50 €/MWh en 2030.
La notion de compétitivité des énergies renouvelables doit en effet être bien explicitée :
- s’il s’agit de moyen de production de taille importante dont l’objectif est d’injecter de l’électricité sur le réseau, la compétitivité est mesurée dans ces travaux par rapport à la construction d’un moyen de production conventionnel le plus compétitif, ie une centrale à cycle combiné gaz (CCG). La comparaison avec le prix de marché de l’électricité (en moyenne de 45€/MWh au premier semestre 2017) serait délicate car le niveau faible du prix du marché de l'électricité empêche actuellement tout investissement dans des nouveaux moyens de production, qu'ils soient renouvelables ou conventionnels, car il ne permet pas de couvrir les coûts fixes. Aussi, afin d'atteindre les objectifs ambitieux fixés par l'Etat, le soutien public (via les tarifs d’achat ou le complément de rémunération) reste indispensable pour susciter l'investissement et pour valoriser les externalités positives de ces moyens de production par rapport aux moyens conventionnels (pas d'émission de CO2, contribution à l'indépendance énergétique, contribution à l'économie nationale et locale, etc.).
- S’il s’agit de moyen de production de plus petite taille pour l’autoconsommation (c’est le cas du photovoltaïque en petite et moyenne toiture), la compétitivité se mesure par rapport au prix de l’électricité consommée achetée par les consommateurs. Sur certaines parties de ce segment, la rentabilité d’une installation en autoconsommation est déjà une réalité économique : l’autoconsommation pour les grandes toitures (>250 kW), avec un taux d’autoconsommation de 90% et l’hypothèse d’une augmentation des prix de détails de 3% par an, est déjà rentable sans soutien dans le sud de la France (source : Avis de l’ADEME sur l’autoconsommation, février 2018).
La réponse du maître d'ouvrage, le 12/06/2018 :
Concernant la question 1 :
Le rapport publié par la Cour des comptes en mars 2018 et notamment le tableau mentionné apparaît être complet et à jour, aucune mise à jour n’est donc nécessaire. En ce qui concerne la question 1c, les tarifs des contrats accordés aux lauréats des appels d’offres ne peuvent pas être communiqués, les seules valeurs communiquées sont les prix moyens pondérés et correspondent aux données du tableau susmentionné. Toutes ces valeurs sont disponibles sur le site du Ministère de la transition écologique et solidaire.
Concernant la question 2 :
Le dispositif de soutien à l’éolien, revu en mai 2017, se décompose en deux volets : un guichet ouvert pour les installations jusqu’à 6 éoliennes et un appel d’offres pour les plus grandes installations. Dans chacun des deux volets, les contrats de complément de rémunération attribués ont une durée fixe de 20 ans contre 15 ans auparavant. Cette évolution a été motivée par l’amélioration constatée de la durée de vie des éoliennes, garantie aujourd’hui par les constructeurs pour 20 ans au minimum.
Conformément aux dispositions du code de l’énergie (article L314-20 notamment), les contrats de complément de rémunération ont pour objectif d’assurer une rémunération raisonnable des capitaux investis dans les installations. Faire coïncider la durée du contrat avec la durée d’exploitation des installations présente de nombreux avantages : cela permet une meilleure maîtrise de la rémunération des capitaux, de garantir une bonne visibilité aux investisseurs, de s’assurer d’une exploitation optimale des capitaux investis en évitant un renouvellement trop rapide et enfin de réduire le coût unitaire du MWh produit dans le cadre du contrat.
La loi "LTECV 2015" a été préparée dans un contexte marqué par la décision de l'Allemagne de sortir (pour de bon cette fois) du nucléaire, et par la campagne présidentielle de 2012 en France. La clause de réduction de la production nucléaire à 50% en 2025 a été la vedette médiatique de cette loi (au détriment de toutes les autres, malheureusement).
J'ai personnellement fait une recherche minutieuse (mais limitée au web) des arguments justifiant cette clause. Je n'en ai trouvé que deux:
- « Les écologistes ne voteront pas une loi qui n'inscrirait pas la réduction du nucléaire à 50 % en 2025 » (Denis Beaupin, 17 Juin 2014) ;
- "L'objectif de développement des énergies renouvelables électriques a été fixé par la Parlement afin de diversifier le mix électrique. Cette diversification a vocation à renforcer la sécurité d'approvisionnement en électricité, ainsi que l'a rappelé à plusieurs reprises l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN)..." (Commission spéciale "Brottes"). Le texte de cet argument est repris, mot pour mot, par le MO dans ses réponses aux questions posées dans la présente enquête. (Reste à savoir si l'ASN est rassurée d'apprendre que des éoliennes vont remplacer les tranches nucléaires qu'elle veut pouvoir arrêter du jour au lendemain).
A aucun moment, jusqu'au vote de cette loi, RTE n'a été cité comme force de proposition de scénarios.
- Pourquoi le MO n'a-t-il pas jugé utile de faire figurer, dans son dossier PPE, un historique clair de cette clause "50% de nucléaire en 2025", qui a suscité tant de polémiques ?
- Pourquoi l'avis technique de RTE n'a-t-il pas été demandé, donné et référencé en 2014, comme il l'a été en 2018 ?
Concernant l’historique des 50 % :
L’objectif de 50 % de nucléaire dans le mix électrique a été inscrit dans la loi. Cette réduction de la part du nucléaire répond à un souhait politique de diversifier et de rééquilibrer notre mix électrique.
La PPE établit les priorités des pouvoirs publics afin d’atteindre les objectifs de la loi. Ce n’est pas la vocation de la PPE d’interroger l’historique des décisions qui ont été inscrites dans la loi.
Concernant la sécurité d’approvisionnement, la participation des énergies renouvelables est loin d’être négligeable : le site Eco2Mix de RTE donne la composition du mix électrique pendant la période du mois de janvier 2017 qui a été particulièrement froide. Sur cette période, l’éolien a ainsi contribué jusqu’à 8,5 GW (le 12 janvier à 20h) à la production d’électricité. En journée, le solaire a contribué jusqu’à 3 GW (le 6 janvier à 13h30). L’hydraulique a contribué jusqu’à 13 GW.
Concernant « l’avis technique de RTE » : conformément à la loi, RTE a publié en 2014 comme en 2017 son bilan prévisionnel de l’équilibre offre-demande de l’électricité en France, avec des scénarios prospectifs de long terme. En 2014, les scénarios étudiés par RTE ne s’étendaient pas sur des périodes aussi étendues.
La CRE fait un travail très intéressant pour donner une estimation de la CSPE pour l'année 2018 à partir de l'année 2016, afin de permettre au Gouvernement de fixer la valeur de la CSPE. Le surcoût des électricités renouvelables intermittentes représente la plus grande partie de cette CSPE. Dans un communiqué du 28 juillet 2017, la CRE indique que le montant de la CSPE pour 2018 sera de 7938 M€ soit une augmentation de +17 % par rapport à 2016. Dans ce total, les surcoûts des électricités renouvelables intermittentes (ELRi) représentent 69 % soit 5 477 M€ pour 2018. Chiffre très important puisqu'il dépasse le coût de cinq grands carénages des unités nucléaires. Mais cette valeur annuelle est insuffisante pour les consommateurs d'électricité et d'énergie en France. Il serait, en effet, intéressant dans le cadre de ce débat public que la Commission de Régulation de l'Energie (CRE) donne les quatre éléments suivants pour éclairer le sujet :
1- Quel est le montant financier cumulé des surcoûts aux ELRI depuis la date de l'obligation d'achat à tarif fixé par arrêtés gouvernementaux et des dates de signature des contrats, y compris en tenant compte des formules de révision desdits contrats ?
2- Le Gouvernement avait une dette de 5 Mds d'€ en 2012 vis-à-vis de l'acheteur obligé EDF. Cette dette a-t-elle été remboursée en totalité ou partiellement et dans ce cas à combien s'élève-telle à fin 2017 ?
3- A combien va s'élever le cumul des contrats déjà signés de 2018 jusqu'à leur expiration ?
4- Avec le nouveau dispositif de vente au prix de marché plus la prime ex post, est-ce que la CRE est en mesure de faire de prévisions sur les nouveaux contrats ?
Nous vous remercions pour votre contribution qui vient enrichir le débat sur la programmation pluriannuelle de l’énergie.
Les contrats au titre des soutiens aux énergies renouvelables électriques ont une durée allant jusqu’à 15 ou 20 ans et donnent aux producteurs d’énergie renouvelable des garanties de rémunération sur l’énergie produite. L’évaluation des impacts financiers de ces engagements de long-terme suppose de faire des hypothèses sur l’évolution des prix de marché et sur les volumes de production des installations soutenues sur des horizons de temps long et sont donc soumis à beaucoup d’incertitudes.
Par ailleurs, la fourchette dans le dossier du maître d’ouvrage et le montant indiqué dans le rapport de la Cour des Comptes correspondent à des évaluations de coûts sur des périmètres différents, qui se recoupent partiellement, avec des hypothèses différentes.
Le rapport de la Cour des Comptes sur le soutien aux énergies renouvelables publié en avril 2018 évalue pour sa part, à partir de données de la CRE, l’impact tendanciel à venir des engagements cumulés pris à fin 2017 en soutien aux énergies renouvelables électriques et à l’injection de biométhane. Il ne tient pas compte des nouveaux engagements qui seront pris à partir de 2018. En revanche, il porte sur une période plus longue au-delà de 2040, jusqu’à la fin des engagements « actuels ». Dans le périmètre retenu par la Cour des Comptes, sont inclus l’ensemble des projets lauréats des appels d’offres qui ont été sélectionnés avant 2017, même si ces projets ne seront réalisés que dans quelques années.
La fourchette indiquée dans le dossier du maître d’ouvrage correspond à une évaluation du coût du soutien aux énergies renouvelables électriques basée sur les mix précis choisis par RTE dans ses scénarios « Volt » et « Ampère ». Ce montant renvoie au coût total du soutien public aux énergies renouvelables, à la fois pour les contrats déjà engagés mais également pour les nouveaux contrats qui résulteront du rythme de développement des énergies renouvelables retenu dans ces scénarios. Les montants indiqués correspondent en revanche au coût du soutien public cumulé sur la période 2017-2035. Les coûts des technologies renouvelables, en particulier solaires et éoliennes, ayant fortement baissé ces dix dernières années (cf. illustrations en page 133 du dossier du maître d’ouvrage), le coût des engagements futurs est beaucoup plus faible que celui des engagements passés.
Dans le cadre de la loi n° 2015-1786 du 29 décembre 2015 de finances rectificative pour 2015 la compensation des charges du service public de l’énergie a fait l’objet d’une réforme et a été rattachée au budget de l’État, au travers d’un compte d’affection spéciale et d’un programme du budget général. Le montant du déficit de compensation constaté envers EDF à fin 2015 dans le cadre de cette réforme s’élevait à 5 779,8 M€. Un échéancier de remboursement à EDF de ce déficit de compensation et des intérêts afférents a été défini par un arrêté du 13 mai 2016 (NOR: DEVR1607987A). Le déficit restant dû à fin 2017 s’élevait conformément à cet échéancier à 4 357,8 M€.
Les moteurs thermiques ont des rendements le plus souvent inférieurs à 20%, et conduisent à de fortes émissions de CO2 et de polluants, alors que le moteur électrique, avec un rendement de 90%, alimenté avec une production photovoltaïque n’a aucune incidence sur l’environnement et ne nous oblige plus à importer du pétrole. Une installation photovoltaïque de 3 kWc / 20 m2 à moins de 9000 € installée permet de fournir l’électricité annuelle permettant en France de parcourir environ 20000 km/an avec une voiture électrique, et ainsi de remplacer en 30 ans environ 30000 litres de carburant importé.
Question : Le groupe de travail solaire lancé le 18 avril par Sébastien Lecornu compte-t-il promouvoir la voiture électrique associée à une installation photovoltaïque chez le particulier ou dans une installation déportée de grande taille, et avec quelle mesures ?
Nous vous remercions pour votre contribution au débat public.
Le schéma que vous mentionnez est un cas particulier prometteur d’autoconsommation appliqué à la mobilité électrique. Une commission du groupe de travail lancé par Sébastien Lecornu est consacrée à l’autoconsommation et les mesures visant à développer l’autoconsommation y sont débattues.
De manière plus générale, le développement des énergies renouvelables et de la mobilité propre, et donc de la mobilité électrique, font partie des objectifs de la programmation pluriannuelle de l’énergie qui comporte des volets dédiés à ces sujets.