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
La production d'H2 à partir d'électricité d'origine nucléaire (versus à partir du méthane, générateur de CO2) est-elle prise en compte dans le débat et la PPE ?
Ce 20 juin, un accord a été trouvé concernant les appels d'offres de 2012 et de 2014, aussi les six premiers parcs éoliens en mer français vont pouvoir se poursuivre.
Selon cet accord, l'Etat va réduire de 15 milliards d'euros le soutien public dont ils vont bénéficier, et le tarif d’achat de l'électricité sera réduit de 30%".
Question 1 : Quelle était la hauteur initiale du soutien public, et à combien se monte-t-il actuellement ?
Question 2 : Comment est réparti ce soutien public entre les différents acteurs ?
Question 3 : Quels sont les nouveaux prix d’achat de l’électricité ?
Question 4 : A qui revient la charge des postes de transformation en mer?
Question 5 : A qui revient la charge du raccordement au réseau ?
1-2. Les six projets de parcs éoliens en mer ont fait l’objet de deux appels d’offre du ministère en charge de l’énergie, attribués en 2012 et 2014. La compétitivité du prix d’achat de l’électricité proposé par les candidats sur chaque lot a été évaluée en tenant compte des conditions particulières d’implantation de chaque zone et de l’émergence de la filière. Les tarifs moyens accordés en 2012 et 2014 étaient de l’ordre de 200 €/MWh produit. En faisant l’hypothèse d’un prix de marché d’environ 40 €/MWh, le coût du soutien public non actualisé sur 20 ans était de l’ordre de 40 Mds€. Il convient de noter que cette valeur somme des dépenses réalisées en 2020 avec des dépenses réalisées en 2040 et doit donc être prise avec précaution.
Les tarifs attribués aux différents acteurs ne sont pas publics.
3. Compte tenu de la baisse du coût de production observée ces dernières années, le Gouvernement a souhaité mener des négociations avec les lauréats des appels d’offres pour réévaluer le montant des tarifs d’achat, qui ont ainsi pu être ramené de 200 €/MWh à environ 150 €/MWh sur vingt ans. Le coût du soutien public non actualisé sur 20 ans atteint alors de l’ordre de 25 Mds€.
4-5. Lors des deux premiers appels d'offres, il était prévu que le raccordement au réseau soit réalisé par RTE et financé par le candidat retenu pour la réalisation du parc. Le poste de transformation en mer était considéré comme intégré au parc éolien et donc sous la responsabilité du candidat.
Depuis le 3ème appel d'offres pour le parc éolien au large de Dunkerque, la charge des postes de transformation en mer et du raccordement au réseau revient intégralement à RTE, en tant que gestionnaire du réseau français public de transport d’électricité.
A l’issue de la renégociation des tarifs, il a été décidé que le financement du raccordement au réseau soit transféré à RTE et aucune modification n’a été opérée sur le poste de transformation en mer.
Pourquoi concentrer le débat sur la production d'électricité sans l'étendre (ou alors timidement) à l'utilisation de l'énergie pour les transports, la production industrielle ?
Pourquoi ne pas inverser les mécanismes en donnant directement les aides publiques aux collectivités territoriales qui sont, sans aucun doute, les acteurs majeurs du succès de la transition énergétique ?
Les territoires ont effectivement un rôle majeur à jouer dans la transition énergétique, caractérisée par une multiplicité de décisions locales de maîtrise de l’énergie et le développement de projets d’énergie renouvelable locaux. Cette évolution correspond également à l’aspiration d’un nombre croissant de citoyens de mieux s’approprier les questions énergétiques.
La loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte (LTECV), adoptée en août 2015, déploie notamment les Territoires à Énergie Positive pour la Croissance Verte, un label qui permet d’attribuer aux collectivités lauréates une aide financière d’au moins 500 000 euros sous la forme de subventions pour soutenir leurs actions. Ce dispositif est géré par la Caisse des dépôts. Depuis 2015, 547 territoires ont été labellisés territoires à énergie positive pour la croissance verte :
- Plus de 600 M€ ont été distribués aux lauréats ;
- 810 000 t CO2 évitées par an ;
- 1,4 M de nouveaux foyers alimentés en Énergies nouvelles et renouvelables ;
- 1 500 bâtiments publics rénovés selon la norme Bâtiment basse consommation (BBC) ;
- 65 000 logements rénovés BBC ;
- 3 500 véhicules électriques ou hybrides sur le parc public ;
- 5 500 bornes de recharge ;
- 800 projets éoliens ;
- 4 M m² de surface photovoltaïque déployée ;
- 200 territoires zéro pesticide ;
- 1 M ampoules led distribuées aux ménages.
La LTECV rénove également la gouvernance des documents de planification. A l’instar du niveau national, doté de nouveaux outils de planification portés par l’État, le dispositif évolue au niveau régional et intercommunal, pour une meilleure intégration des politiques du climat, de l’air et de l’énergie, et une cohérence entre l’ensemble des secteurs, tels que l’urbanisme, les transports, etc.
En particulier, les collectivités ont la responsabilité de la planification (spécialement à l’échelle régionale) et de l’animation (spécialement à l’échelle intercommunale) de la transition énergétique.
Ces compétences peuvent s’exercer à plusieurs échelles à travers divers outils, spécifiquement dédiés aux questions Climat-Air-Énergie (SRADDET, PPA, PCAET, schéma directeur des réseaux de chaleur ou de froid), ou à d’autres thématiques sectorielles (SCoT, PLUi, PLH, PDU).
Pour autant, le niveau national demeure pertinent pour mettre en œuvre la transition énergétique, notamment afin d’assurer l’équité entre les territoires, et permettre une péréquation au niveau national des dispositifs de soutien, au niveau des contributeurs comme des bénéficiaires
Je constate la grande richesse de ce débat, et il serait dommage que celui-ci s’arrête brutalement, un peu comme si l’on avait ouvert une porte ou une fenêtre aux citoyens leur permettant de s'exprimer pour la refermer aussitôt. Ne faudrait-il pas que ce débat constitue le point de départ d’une implication continue des citoyens dans la politique énergétique de notre pays ? Ma proposition est de le prolonger. Comment ? Par des formes adaptées, éventuellement au niveau régional, mais bien sûr une fois qu’il aura été répondu aux questions de fond qui ont été posées au gouvernement, notamment par les Académies.
Monsieur,
Nous vous suggérons de vous reporter à la réponse donnée à la question n°565, vous y trouverez des éléments répondant à vos interrogations.
La CPDP vous remercie pour votre participation et votre implication dans le débat.
La communication du conseil des ministres du 7 novembre 2017 lance la PPE sur la base d’une baisse de la part du nucléaire en France. La phrase suivante me semble paradoxale : « La PPE définira également les modalités du maintien du recyclage du combustible nucléaire qui revêt un caractère stratégique pour la France ». Cette affirmation non explicitée par le communiqué me semble devoir être discutée dans le cadre de la concertation en cours. Le retraitement du combustible est une question fondamentale du débat énergétique en France. Quels sont les motifs de cette fin de non recevoir ?
V2 du 22 juin 2018
Nous vous remercions de votre contribution qui nourrit notre réflexion pour l’élaboration de la Programmation pluriannuelle de l’énergie.
Le Gouvernement confirme que les enjeux autour du cycle du combustible nucléaire et en particulier autour de l’activité de retraitement seront abordés au cours de la prochaine PPE, comme il l’a souligné dans la communication du Conseil des ministres du 7 novembre 2017.
Le cycle du combustible repose actuellement sur le « mono recyclage » : les combustibles usés à l'uranium enrichi sont recyclés une fois afin d’en extraire le plutonium et l’uranium utilisés pour produire des combustibles recyclés : le Mox (pour Mélange d’OXyde de plutonium et d’OXyde d’uranium), actuellement chargés dans 22 des 58 réacteurs du parc électronucléaire français, dits moxés) et l’URE (pour Uranium de Retraitement Enrichi), actuellement autorisé dans 4 réacteurs du parc et dont l’emploi est en attente d’une consolidation de la filière industrielle de recyclage.
Le « mono recyclage » sous forme de MOx et d’URE permet une économie d’uranium naturel entre 20 et 25 % par rapport à un cycle ouvert sans recyclage, une valorisation du fort potentiel énergétique des matières radioactives (1 g de plutonium est énergétiquement équivalent à 1 t de pétrole), une diminution du nombre de combustibles usés à entreposer d’un facteur 4 avec un recyclage et un meilleur confinement des déchets ultimes après la séparation de l’uranium de retraitement et du plutonium puis la vitrification des déchets ultimes les plus dangereux ; il présente donc de multiples intérêts pour le système énergétique. Il constitue en outre une filière économique représentant près de 4000 emplois sur les sites de La Hague et Mélox sur laquelle la France dispose d’une compétence particulière.
Suivant l’évolution du parc nucléaire existant qui pourrait être décidée dans le cadre de la PPE, une diminution de la quantité de MOx nécessaire au fonctionnement du parc entraînerait un moindre besoin en combustibles usés à retraiter et donc une baisse d’activité potentiellement préjudiciable d’un point de vue social et économique sur la filière de traitement-recyclage.
Ces éléments justifient l’appréciation portée par le Gouvernement sur le caractère stratégique de cette politique de recyclage du combustible nucléaire à l’horizon de la PPE à venir.
Le maintien de cette activité stratégique de recyclage n’est pour autant pas incompatible avec les orientations du Gouvernement en matière de baisse de la part du nucléaire dans le mix énergétique au regard du fait que la part de réacteurs moxés dans le parc ne représente qu’une partie de ce dernier.
Alors que la décision de fermer Fessenheim est prise de manière arbitraire, non fondée techniquement et motivée essentiellement par des enjeux électoraux de court terme, n'y a-t-il pas un risque d'entrainer la France dans une impasse industrielle et une pénurie d'électricité (en périodes de pointe) en poursuivant des fermetures de réacteurs non justifiées de manière rationnelle ?
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 ».
Cette diversification permet notamment de renforcer la sécurité d'approvisionnement en électricité.
Ainsi que l'a rappelé à plusieurs reprises 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 faire face à de tels événements.
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.
Les réacteurs de 900 MW sont les plus vieux et sont les seuls autorisés à utiliser du MOx, combustible chimiquement et radioactivement le plus dangereux. Ces réacteurs seront les premiers à être arrêtés dans les prochaines années. Pourquoi continuer à fabriquer du MOx aujourd’hui ?
V3 en date du 22 juin 2018
Utilisé depuis 1987, le combustible MOX (ou MOx – Mélange d’OXydes) est un combustible nucléaire constitué d'environ 8,5 % de plutonium et 91,5 % d'uranium appauvri. Il permet de recycler une partie des matières nucléaires issues du traitement des combustibles à l’uranium naturel enrichi (UNE) à l’issue de leur utilisation dans les réacteurs électronucléaires.
Le MOx est actuellement chargé dans 22 des 58 réacteurs du parc électronucléaire français. Environ 120 t/an de MOx sont produits chaque année grâce au retraitement de 1100 t/an d’UOx usés. Les combustibles MOx usés sont ensuite entreposés dans l’attente d’une valorisation ultérieure. Le MOx est le maillon essentiel de l’activité de traitement-recyclage du combustible usé qui « revêt un caractère stratégique pour la France », comme l’a confirmé le Conseil des Ministres du 7 novembre 2017.
Bien qu’il ne représente qu’une fermeture incomplète du cycle, le « mono-recyclage » par le MOx seul permet par rapport au cycle « ouvert » sans recyclage de combustibles :
- une économie de près de 10 % d’uranium naturel ;
- une diminution du nombre de combustibles usés entreposés d’un facteur 8 ;
- un meilleur confinement des déchets ultimes après séparation de l’uranium de retraitement et du plutonium, notamment en vitrifiant les déchets ultimes les plus dangereux.
La fabrication de MOx constitue en outre une filière économique sur laquelle la France dispose d’une compétence particulière. En effet, le surcoût du « monorecyclage » par rapport à un cycle ouvert est de l’ordre de 2 à 3 €/MWh, ce surcoût étant justifié par l’ensemble des avantages d’une telle stratégie évoqués précédemment.
Pendant des années, la France a mis en avant le nucléaire, et toute une industrie de pointe s'est développée autour. Le nucléaire est écologique, il ne rejette pas de CO2. Le coût d'un stockage pérenne et de la sécurisation ont-il été sous-évalués ? Une réévaluation le rend-il moins compétitif ? Plus globalement, pourquoi remettre en cause cette source d'énergie et casser un savoir faire acquis ?
V3 en date du 22 juin 2018
Nous vous remercions de votre contribution qui nourrit notre réflexion pour l’élaboration de la Programmation pluriannuelle de l’énergie.
Selon les méthodes de calcul et les périmètres retenus, le coût de production des centrales nucléaires existantes, qui prend bien en compte les provisions pour le démantèlement, est évalué entre 32€/MWh (si l’on ne considère que les coûts « restant à engager », à savoir les investissements de jouvence du Grand Carénage de l’ordre de 10 €/MWh, les coûts d’exploitation de l’ordre de 17 €/MWh et le coût du combustible de l’ordre de 5 €/MWh) et 60€/MWh (pour des méthodes de coût complet économique intégrant, en plus des coûts précédemment listés, le remboursement des investissements passés sur la durée de vie des réacteurs). À titre d’illustration, ces coûts sont à comparer à ceux qui ressortent des dernières procédures d’appel d’offre pour de nouvelles installations d’énergie renouvelable comme le photovoltaïque (dont les coûts de production pour les grandes centrales est de l’ordre de 55 €/MWh) et l’éolien (de l’ordre de 65 €/MWh).
Comme l’a démontré la Cour des Comptes dans ses analyses publiques, le coût de production de l’électricité nucléaire est peu sensible aux évolutions du prix de l’uranium, de même qu’à une évolution des coûts du démantèlement et de stockage des déchets.
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 ». Cette diversification a en effet vocation à renforcer la sécurité d'approvisionnement en électricité, ainsi que l'a rappelé à plusieurs reprises l'Autorité de sûreté nucléaire (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.
Les enjeux des différentes solutions de production d'électricité en matière de sécurité d'approvisionnement sont également de différentes natures :
- D’une part, la baisse de la part du nucléaire dans le mix électrique permet de réduire le risque lié à l’utilisation dominante d’une seule technologie et les conséquences qu’auraient des dysfonctionnements éventuels de cette technologie ;
- D’autre part, l’intermittence des énergies renouvelables peut être un élément de fragilisation de la sécurité d'approvisionnement ; la question de l'équilibre entre offre et demande se posant en raison du décalage entre les pics de consommation et les pics de production renouvelable, ce qui soulève également la question du développement des solutions de stockage.
Le débat politique s’est enlisé sur Fessenheim depuis près de 10 ans. Sans issue avec une loi improbable. Pourquoi si on veut réduire la part du nucléaire, ne pas commencer par réduire les crédits de recherche sur le nucléaire ? Pourquoi continuer de dépenser des sommes énormes sur Astrid, projet fumeux et pharaonique basé sur l’innefable Retour de Superphenix ?
V3 en date du 22 juin 2018
La filière nucléaire consacre près de 1,3 Md€ chaque année à la recherche et développement. L’État continue d’investir dans de nombreux projets de recherche dans l’énergie nucléaire, notamment au niveau européen. Le Gouvernement soutient la construction du réacteur de recherche Jules Horowitz qui vise à offrir une capacité expérimentale pour étudier le comportement sous irradiation des matériaux et à produire des radio-isotopes pour des applications médicales
La France contribue également au projet ITER sur la période 2007-2020 à hauteur de 15 % du budget total, soit près de 1 Mds€, ITER étant un programme de recherche international visant à démontrer la faisabilité de la fusion nucléaire par confinement magnétique avec la construction d’un réacteur en France.
Les crédits pour la recherche et le développement sont indispensables si l’on souhaite conserver une filière d’excellence. A ce titre, les crédits ne sont pas utilisés uniquement pour développer des réacteurs de recherche mais aussi pour maintenir un haut niveau de qualité et de compétences dans des domaines aussi variés que le contrôle non destructif, la fabrication des composants, la qualité des matériaux…La recherche et le développement participent ainsi à l’amélioration de la compétitivité des entreprises, mais aussi à l’amélioration de la sûreté des installations nucléaires.