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
Questions sur les émissions de CO2 évitées par l'éolien et le solaire et le coût de la tonne évitée.
RTE, dans son rapport sur l'équilibre offre demande 2016 (tableau 5-2) pour la période 2016/2023, a une seule fois présenté l'impact d'un apport supplémentaire d'ENR électrogènes en termes d'émissions de CO2. RTE estimait ainsi à 4 millions de tonnes de CO2 par an les émissions évitées pour une production renouvelable supplémentaire de 21 TWh par an résultant de l'addition de 13 GW d'ENR électrogènes supplémentaires de 2017 à 2021. Soit 190 g de CO2 évité par kWh. Ce chiffre était intéressant car il montrait bien que, même pour des puissances encore limitées la substitution aux énergies fossiles dans notre mix très décarboné n'était que très partielle. Dans la suite nous supposerons une substitution plus efficace, de 50%, aux énergies fossiles.
Le constat de la Cour des comptes :
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. Cela représente un coût du soutien de l'ordre de 480 €/MWh. En supposant, compte tenu de leur intermittence et aspect aléatoire, que ces productions se substituent la moitié du temps aux énergies fossiles et pour le reste aux autres énergies décarbonées (nucléaire et éolien en particulier), on arrive sur 20 ans à un coût de la tonne évitée supérieure à 1000 €/teqCO2.
Le même calcul pour les projets offshores, soit environ 40,7 Md€ sur 20 ans, pour une production de 11 TWh/an, conduit à un coût de 725 €/teqCO2.
Ces valeurs étaient clairement déraisonnables.
Les questions à RTE :
Question 1 : Pourquoi depuis 2016 le bilan annuel RTE, dans sa nouvelle version interactive, ne présente-il plus les performances annuelles des émissions de CO2 du secteur électrique (qu'on peut cependant trouver en détail dans ECO2MIX cependant) ?
Question 2 : Quel pourcentage approximativement des productions des ENR intermittentes (éolien et solaire en particulier) se substitueront aux énergies carbonées en 2018 dans la consommation française selon les modèles de RTE ?
Question 3 : Comment ce pourcentage va-t-il évaluer avec la croissance de la puissance installée d'ici 2028 selon le scénario Volt ?
Question 4 : RTE pourrait-il désormais, dans son bilan annuel, présenter une estimation du coût de la tonne de CO2 évitée par les nouveaux investissements dans la production d'électricité ?
Question au maitre d'ouvrage :
Le maitre d'ouvrage (ou le gouvernement) envisage-t-il de fixer une limite au coût de la tonne de CO2 évitée, et à quel niveau en fonction de la maturité des technologies dans les domaines couverts par la PPE ?
Réponse fournie par RTE le 15 mai :
Nous vous remercions pour l’attention que vous portez aux différentes analyses et rapports publiés par RTE sur le mix électrique et son évolution. Voici quelques éléments de réponse à vos différentes questions sur les émissions de CO2 du secteur électrique
Question 1 : les émissions de CO2 du secteur électrique sont bien publiées dans le Bilan électrique de RTE, y compris dans les versions interactives publiées en 2016 et 2017. Celles-ci apparaissent dans la catégorie « Production » et sont accessibles sur le lien suivant http://bilan-electrique-2017.rte-france.com/production/29-emissions-de-co2.
Questions 2 et 3 : Les bilans énergétiques et les bilans en termes d’émissions de CO2 associés à chaque scénario, et publiés dans le document de référence du Bilan prévisionnel, apportent des éléments d’éclairage sur la substitution entre énergies renouvelables et production des filières thermiques. Toutefois, la substitution précise de production entre ces filières est difficile à évaluer du fait de l'évolution de nombreux autres paramètres ayant aussi un impact sur la production d'électricité thermique (évolution de la consommation, des prix des combustibles, évolution des parcs à l'étranger et des échanges européens, etc.). Par ailleurs, il convient de noter que le développement de production renouvelable en France se substitue également à de la production carbonée dans les pays européens, via les échanges aux interconnexions. L’analyse de l’évolution des émissions de CO2 doit donc être réalisée à la maille européenne. Le chapitre 11.8 du Bilan prévisionnel détaille les enjeux associés aux émissions du secteur électrique.
Question 4 : RTE continuera de présenter les émissions de CO2 du mix électrique dans le bilan électrique annuel. L’enrichissement du Bilan prévisionnel (indicateurs, nature des études) est discuté avec l’ensemble des parties prenantes intéressées, et le programme de travail pour les prochains mois ainsi que l’actualité de la concertation sont disponibles à l’adresse https://www.concerte.fr/content/actualité-de-la-commission-perspectives-système-et-réseau.
La réponse du Maître d'Ouvrage, le 12/06/2018 :
Nous vous remercions pour votre contribution au débat public
Le coût en euros par tonne de CO2 évitée est un indicateur fréquemment utilisé dans le cadre des évaluations climat. Cet indicateur permet en effet d'éclairer les choix même s'il a néanmoins 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.
Les mesures de réduction des émissions de gaz à effet de serre doivent par ailleurs être choisies en prenant en compte leur gain CO2, mais aussi de l’ensemble des impacts des mesures et de leurs co-bénéfices. Le bénéfice des mesures et les décisions d’investissements s’apprécient ainsi en fonction d’un ensemble de critères, comme la protection de l’environnement, la diversification d’un système énergétique, etc.
Une valeur tutélaire du carbone a été définie en 2008 et sert de référence pour l‘évaluation socio-économique des décisions publiques et notamment les investissements publics. Cette valeur tutélaire est présentée dans la stratégie nationale bas carbone [1]. Des travaux d’actualisation sont en cours notamment pour tenir compte de l’objectif de neutralité carbone à l’horizon 2050 qui a été fixé dans le plan climat de juillet 2017. Ces travaux se déroulent dans le cadre de la Commission présidée par Alain Quinet qui a été missionné par le premier ministre. La nouvelle trajectoire sera incluse dans la prochaine stratégie nationale bas carbone en cours de préparation.
Concernant les énergies renouvelables électriques, leur coût est encore supérieur aux prix de marché de l’électricité, c’est pourquoi elles bénéficient, comme vous l’évoquez, d’un soutien public. Le développement des énergies renouvelables a vocation à diversifier le mix électrique. Le coût du soutien aux énergies renouvelables n’est donc pas uniquement à prendre en compte du point de vue de la tonne de carbone évité.
[1] Cf. p 49 de la stratégie nationale bas carbone (https://www.ecologique-solidaire.gouv.fr/strategie-nationale-bas-carbone-snbc)
Concernant les installations photovoltaïques chez les particuliers, on constate que les toitures ne sont généralement couvertes que partiellement de capteurs, et parfois avec une disposition qui nuit gravement à l’esthétique. Part ailleurs, l’utilisation de seulement une partie de la toiture réduit forcément le potentiel de production pour le particulier, mais aussi au niveau national.
Question : Le groupe de travail solaire lancé le 18 avril par Sébastien Lecornu prend-il ce facteur en compte, et si oui, que compte-t-il prendre comme mesures pour encourager l'installation de capteurs photovoltaïques pour couvrir un maximum de surface voire si possible la totalité des toitures possédant un bon ensoleillement ?
Nous vous remercions pour cette contribution au débat public.
Comme vous l’indiquez, le développement des énergies renouvelables est un défi majeur que nous devons relever. Cependant, le choix de recouvrir entièrement ou partiellement sa toiture relève exclusivement de la décision des particuliers et non de l’administration. Il s’agit d’un équilibre à trouver entre l’investissement consenti et la rentabilité du projet lié au cout d’achat du dispositif et du tarif de rachat de l’électricité. Des contraintes mécaniques peuvent également exister sur le bâtiment. Enfin, un système de production décentralisé n’est particulièrement efficace que si les capacités de production sont en adéquation avec les besoins de consommation.
Le groupe de travail sur le solaire s’est penché sur les facteurs esthétiques des panneaux solaires sur les toitures. Les innovations technologiques dans ce domaine pourront faciliter l’intégration du photovoltaïque sur les bâtiments.
En France métropolitaine, concernant le solaire thermique à eau, quels sont les coûts observés actuels, bas, médian et haut, en euros du kWh utile pour :
L'eau chaude solaire individuelle.
L'eau chaude solaire collective.
Le chauffage solaire individuel.
Le chauffage solaire collectif.
Les installations sur réseau.
L'industrie et l'agroalimentaire.
Le chauffage des piscines.
Fournir aussi les coûts constatés dans d'autres pays européens.
L’ADEME a réalisé une étude sur le coût des énergies renouvelables qui tient compte à la fois des coûts d’investissement et des coûts de fonctionnement : http://www.ademe.fr/couts-energies-renouvelables-france
D’après cette étude, le coût du solaire thermique chez les particuliers est entre 156 et 451 €/MWh pour les chauffe-eau solaires individuels, entre 191 et 420 €/MWh pour la production combinée de chaleur et d’eau chaude solaire. Sur réseau de chaleur, le coût est entre 76 et 128 €/MWh et dans le collectif entre 104 et 209 €/MWh. Les différentes hypothèses sont précisées dans le rapport indiqué.
Pour le coût du solaire dans les autres pays européens, nous vous invitons à consulter ce site.
Interrogé sur le scénario Négawatt, le Maître d'Ouvrage a fourni une réponse circonstanciée. Pourrait-il faire de même pour le scénario Négatep qui figure dans la documentation du débat ?
Nous vous remercions pour votre appréciation de la réponse sur le scénario Négawatt. Dans votre question, vous faites référence au scénario Négatep présenté par l’association Sauvons le Climat.
Les consommations de combustibles fossiles pour les besoins en énergie primaire approchent actuellement les 120 Mtep.
Pour diviser par environ 4 ces rejets de CO2 par rapport à aujourd’hui, et dépasser le facteur 4, par rapport à l’année de référence 1990, le scénario Negatep préconise de :
- Pratiquement supprimer le pétrole et le gaz dans le résidentiel et le tertiaire.
- Réduire très fortement le pétrole pour les transports. Cette réduction repose sur une modification profonde de la mobilité (transports en commun, fret) et de remplacer le pétrole par l’électricité et des biocarburants.
- Limiter les combustibles fossiles dans l’industrie.
- Ne pas augmenter la part déjà très faible des énergies fossiles, y compris du gaz, dans la production d’électricité.
Le scénario repose donc sur quatre évolutions majeures :
- Une diminution globale de la demande de 20 % par rapport à aujourd’hui.
- Une division par 4 environ des combustibles fossiles.
- Un fort accroissement des énergies renouvelables thermiques.
- Un fort accroissement de l’électricité décarbonée, (+ 55 %) sous ses deux formes : les renouvelables (+45 %) et le nucléaire (+ 57 %).
Le scénario Negatep ne vise une progression des renouvelables électriques que limitée. Il repose en effet sur l’hypothèse que tout développement d’électricité renouvelable exigera des investissements considérables, en particulier dans le secteur électrique, avec des puissances installées trois à quatre fois supérieures à la puissance de pointe appelée.
Tout comme le scénario Négawatt, ce scénario présente des hypothèses particulièrement intéressantes sur le besoin et les moyens de baisser la consommation d’énergies fossiles, qui seront utilement valorisées dans le cadre de l’élaboration de la PPE et de la SNBC.
En revanche, certaines hypothèses paraissent beaucoup plus discutables sur les conséquences d’une hausse de la part d’énergie renouvelable dans le mix électrique, le bilan prévisionnel de RTE ayant par exemple montré qu’un tel développement était possible tout en réduisant significativement les émissions du secteur électrique.
http://www.sauvonsleclimat.org/images/articles/pdf_files/climat-energie/Negatep_V-2017.pdf
Que pensez-vous du rapport de la Cour des Comptes sur les énergies renouvelables de mars 2018 ? Ne pensez-vous pas qu'il faut fortement réduire ces aides qui contribuent seulement à pénaliser l'électricité et par conséquent le nucléaire (but réel mais inavoué !) ?
Le rapport de la Cour des Comptes constitue un élément important d’analyse de la politique de soutien aux énergies renouvelables. Il permettra d’agir pour améliorer le bilan économique des engagements de l’Etat, rejoignant sur plusieurs points les réformes proposées par le gouvernement. Il sera est pris en compte, au même titre que d’autres analyses, dans l’élaboration de la PPE.
Le Gouvernement prépare des mesures pour améliorer le soutien aux énergies renouvelables et mieux contrôler les dépenses de soutien afin de favoriser les technologies les plus matures.
La révision de la PPE permettra également de définir une nouvelle stratégie énergétique plus cohérente, qui tiendra compte de l’objectif prioritaire que constitue la lutte contre le changement climatique. La PPE fixera ainsi, comme la programmation précédente, des objectifs dans toutes les filières et non seulement l’électricité.
Le développement des énergies renouvelables électriques ne vise pas à pénaliser l’électricité ou le nucléaire, mais à diversifier notre système électrique pour le rendre plus robuste.
Dans la communication du Conseil des Ministres du 7 novembre 2017, le Gouvernement a ainsi 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 ». Cette diversification a vocation à renforcer la sécurité d'approvisionnement en électricité, ainsi que l'a rappelé l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN). Il est en effet important de disposer de marges suffisantes dans le système électrique pour faire face à l’éventualité de suspendre simultanément le fonctionnement de plusieurs réacteurs qui présenteraient un défaut générique grave. Un exemple de tel défaut générique est l’anomalie de concentration en carbone de l’acier qui a affecté les générateurs de vapeur de douze réacteurs à l'hiver 2016. Le développement des énergies renouvelables contribue ainsi au renforcement des marges d'approvisionnement susceptibles de pouvoir palier à de tels événements.
Vue à travers les médias, la transition énergétique en Allemagne se résume (comme en France, d'ailleurs) à la fermeture de centrales nucléaires. Je m'interroge donc d'abord sur ce sujet, et reviendrai peut-être sur d'autres, aussi importants.
L'Allemagne est le premier pays européen à avoir entrepris la réduction de son parc nucléaire en dehors de toute obligation technique, et à avoir développé massivement les énergies renouvelables. C'est donc une source de retour d'expérience irremplaçable pour le projet français dessiné par la loi LTECV 2015. Pour s'en faire une idée, il faut connaitre les données caractéristiques du parc de production dans la période actuelle (2016 ou 2017, selon disponibilité) et celles de 2005 ou 2006 :
- Nombre de GW installés par mode de production (charbon/lignite, gaz, nucléaire, hydraulique, éolien, photovoltaïque, biomasse, autres) ;
- Nombre de TWh produits dans l'année par chacun ;
- Nombre total de TWh consommés (pour évaluer l'importance des imports ou exports).
Il est difficile de trouver ces informations cohérentes sur internet. Merci de me fournir ce dont vous disposez.
Par ailleurs, je trouve, concernant le coût de la transition énergétique allemande, des indications peu cohérentes. Ce qui ressort est un montant d'aides publiques dans une fourchette de 150 à 300 milliards d'euros, incluant ou non les évolutions du réseau, et un cout du kWh pour les ménages de 30 cts, dont 15 pour l'équivalent de la CSPE française. Disposez-vous d'éléments vérifiés ?
Merci.
En réponse à votre question, voici quelques chiffres concernant la transition énergétique en Allemagne :
- Consommation : En 2017, la consommation en Allemagne était de 516 TWh et les exportations s’élevaient environ à 50 TWh.
- Capacité : Au total, en mai 2018, une capacité d’environ 200 GW d’EnR a été installée. Vous trouverez une répartition détaillée ci-dessous.
- Production : la part des EnR dans la consommation électrique en 2017 était de 38,2% (+4,6%). Vous trouverez une répartition détaillée ci-dessous.
- Prix de détail de l’électricité : La BNetzA, agence de régulation allemande, estime le coût du kWh pour les ménages (de 2 500 – 5 000 kWh/ans) à 29,86 ct/kWh (TVA incluse) en 2017 et 14,90 ct/kWh pour l’industrie. Vous trouverez ici le rapport entier de la BNetzA en anglais.
Concernant le montant des aides publiques dans une fourchette allant de 150 à 300 milliards d'euros, il est possible qu’il s’agisse d’une addition des obligations financières depuis l’introduction de la EEG (loi allemande sur les énergies renouvelables) en 1991. Le soutien annuel actuel de la EEG s’élève à 23,78 milliards d’euros en 2018 ou de 6,792 ct/kWh (prélèvement EEG). Le TURPE allemand pour les ménages est de 7,30 ct/kWh avec une variation nationale très grande en raison de l’absence de péréquation tarifaire pour les gestionnaires de réseau de distribution. Veuillez noter qu’il n’est pas possible d’estimer précisément à quel point le déploiement des EnR influence les coûts du réseau puisqu’on peut observer simultanément d’autres évolutions essentielles liées au réseau (numérisation, remplacement des vieilles lignes etc.).
Vous trouverez des informations complémentaires sur la transition énergétique allemande sur le site de l’OFATE : https://energie-fr-e.eu/fr/accueil.html
Dans de nombreux endroits, il est interdit d'installer des panneaux photovoltaïques sur les toits en raison des zones protégées par les Bâtiments de France. Il a pourtant était possible d'installer des paraboles en raison du droit à l'information. Il me semble que bénéficier d'une énergie propre est un droit tout aussi fondamental.
Nous vous remercions pour cette contribution au débat public.
Comme vous l’indiquez, le développement des énergies renouvelables est un défi majeur que nous devons relever. Toutefois, ce développement des installations photovoltaïques doit se faire dans le cadre de la loi dans tous ses aspects. Les projets doivent donc se faire sans incidence majeure sur la protection du patrimoine – notamment culturel et historique – naturel, ou agricole.
Les toits protégés par les bâtiments de France le sont pour des raisons culturelles. Il appartient aux services instructeurs de statuer sur la pertinence de l’implantation de panneaux photovoltaïques sur les toitures au regard des objectifs multiples des politiques publiques.
Le groupe de travail sur la libération des énergies renouvelables lancé par le Secrétaire d’État Sébastien Lecornu dédié à l’énergie solaire se penchera notamment sur la question de l’articulation entre solaire et patrimoine. Il a notamment été identifié que les innovations technologiques pourront faciliter cette articulation.
Sur quelle(s) étude(s) s'appuie la PPE afin de déterminer le potentiel du gisement éolien ? En effet, on avance souvent, par exemple, le fait que la France possède un gisement potentiel important pour l'énergie éolienne, mais quel est-il exactement et par quelle étude ce chiffre a-t-il été déterminé ?
Dans le cadre de son étude Un mix électrique 100% renouvelable ?, l’ADEME a procédé en 2015 à l’évaluation des gisements pour différentes filières d’énergies renouvelables. Le tableau ci-dessous les récapitule pour l’éolien terrestre et rappelle les objectifs de la Programmation pluriannuelle de l’énergie adoptée en 2016 pour cette filière.
Ce potentiel prend naturellement en compte le niveau des vents. La France bénéficie d’un gisement éolien important, le deuxième en Europe, après les Îles britanniques. Les zones terrestres régulièrement et fortement ventées se situent sur la façade ouest du pays, de la Vendée au Pas-de- Calais, en vallée du Rhône et sur la côte languedocienne.
La définition du gisement se fait en superposant, sur l’ensemble du territoire, des données de vitesse de vent et des cartes de « contraintes d’exclusion » qui rendent l’installation d’éoliennes techniquement impossible sur ces zones.
Vous trouverez cette analyse sur le site :
http://www.ademe.fr/mix-electrique-100-renouvelable-analyses-optimisations
Il existe des dispositifs pour récupérer en partie la chaleur fatale rejetée par le cycle thermodynamique des centrales nucléaires entre autre. Ce qui ce fait couramment dans d'autres pays. L'eau de rejet est parfois utilisée en petite quantité sur certains sites pour l'agriculture ou au terminal gaz de Dunkerque par ex. Mais une extraction de vapeur peut aussi convenir avec précaution vis à vis de la sureté. L'opportunité a été manquée à Tricastin, alors que le réseau de chaleur existe, suite à la fermeture d'Eurodif dont la chaleur fatale à 60 degrés C alimentait ce dernier, à la surprise générale une centrale bois a été préférée. Le comble c'est que pour bénéficier d'un coût attractif, la production a été doublée pour faire de l'électricité revendue à EDF (85 Gwh/an prévus) prix fort pour assurer la viabilité financière du projet et 170 Gwh de chaleur (peu de chose par rapport à la quantité de chaleur rejetée). Sur les 150000 t/an de bois 75000 le sont pour raison financière. La centrale nucléaire est à moins de 1km, la récupération des thermies basse température peut faire l'objet ici d'un démonstrateur compte tenu des difficultés financières récurrentes mais aussi de la pollution que l'on a déplacé ici même (20 camions par jour) si l'on veut bien croire qu'à l'échelle de la région le bilan soit neutre. Qu'en est-il de la technologie actuelle de pompage de chaleur grande puissance, du développement du réseau de chaleur autour des centrales qui peuvent aussi être complétés par du solaire thermique ?
Nous vous remercions pour votre contribution qui viendra enrichir notre réflexion en vue de la prochaine programmation pluriannuelle de l’énergie.
La récupération de chaleur fatale est l’un des enjeux de développement traité par la programmation pluriannuelle de l’énergie. Une étude de l’ADEME a été réalisée sur les gisements de chaleur fatale industrielle en France et fait état d’un potentiel maximum de 51 TWh au niveau national. Environ 20 % de ce gisement est situé à proximité d’un réseau de chaleur existant qui pourrait permettre sa valorisation.
Cette étude a été élargie en 2017 au potentiel de chaleur fatale des unités d’incinération, des stations d’épuration et des data center : elle est consultable en ligne.
Les centrales nucléaires sont en en effet l’une des pistes à étudier, sachant qu’il faut réunir plusieurs conditions pour que le raccordement et la valorisation soient possibles. Il faut en effet que la distance avec les consommateurs de chaleur soit telle que les pertes ne soient pas trop importantes, or les centrales nucléaires sont souvent implantées à distance des lieux d’habitation. Cependant, on peut citer le cas de la Région Hauts-de-France où une récupération de la chaleur fatale de la centrale nucléaire de Gravelines est effectuée pour le chauffage de l’eau de pisciculture à proximité.
Depuis 2016, le fonds chaleur opéré par l’ADEME finance la valorisation de chaleur fatale industrielle. En 2017, 23 installations ont été financées pour une production de 440 GWh. Il s’agit d’une des filières à enjeu pour la PPE.
A plusieurs reprises, le maître d'ouvrage (MO) a affirmé vouloir faire litière, à l'occasion de ce débat, d'idées fausses sur l'énergie. Qu'il en soit félicité. Mais ce qui est encore plus remarquable, c'est qu'il a déjà fait une partie du travail. Il a en effet fait litière de la « Fake New », encore et toujours crue par une large majorité de Français selon de récents sondages, et distillée depuis des années sans relâche par nos médias «grand public » et par une grande partie de la classe politique (ceci explique sans doute cela), selon laquelle le nucléaire émettait de grandes quantités de CO2. Il nous a entre autres fourni le tableau suivant :
Le MO en tire lui-même les conclusions, puisqu'il écrit à ce sujet :
« Dans ce contexte, la France ne cherche pas à « décarboner » son électricité puisque son électricité est déjà très largement décarbonée. La France cherche à équilibrer son mix électrique pour des raisons de sécurité énergétique ».
Il fait donc aussi litière d'une autre « Fake News » : celle qui consiste depuis des décades à faire croire aux Français par tous les moyens possibles d'« information » qu'il est impératif de développer en France les ENR intermittentes pour lutter contre les émissions de CO2. Que cet équilibrage soit possible avec des électricités intermittentes est un autre débat, mais beaucoup d'ingénieurs spécialistes de ces questions ont exprimé ici leur incrédulité à ce sujet.
Reste à espérer que le MO veillera à ce que ces «mises au point» soient répercutées, au-delà de ce débat auquel ne participe pas de toute évidence l' « homme de la rue », à l'opinion publique !
Ce tableau montre aussi que l'électricité nucléaire produit moins de déchets au kWh produit que l'éolien et le solaire photovoltaïque. Encore une Fake New qui en prend pour son grade.
Mais bien sûr, il y a ces fameux déchets radioactifs dont on nous dit qu'ils menacent d'une apocalypse les générations futures. Félicitons ceux qui le croient et le crient, pour le souci aigu qu'ils montrent des générations futures. Mais encore faudrait-il savoir si les déchets de l'éolien et du solaire photovoltaïque, bien plus abondants que les déchets radioactifs du nucléaire ne seraient en réalité pas bien plus dangereux que ceux du nucléaire. Certes ils ne sont pas radioactifs, mais s'ils le sont par leur nature chimique, ils le sont alors pour l'éternité.
Le MO souhaitera-t-il nous éclairer sur ce point ?