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
Quand va-t-on fermer La Hague ? Retraiter le combustible nucléaire est une hérésie française. Pas d’intérêt économique !
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.
Comme l’a confirmé la communication du Conseil des Ministres du 7 novembre 2017, « la PPE définira également les modalités du maintien du recyclage du combustible nucléaire qui revêt un caractère stratégique pour la France ».
Le cycle du combustible consiste en l’ensemble des opérations de fabrication et de fourniture de combustible aux réacteurs puis de gestion du combustible usé, depuis l’extraction du minerai à la gestion des déchets. Il repose actuellement sur le « mono recyclage ». Les combustibles usés à l'uranium enrichi sont recyclés une fois afin d’y extraire le plutonium et l’uranium utilisés pour produire des combustibles recyclés : le MOx (actuellement chargés dans 22 des 58 réacteurs du parc électronucléaire français) 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. Les combustibles MOx et URE usés sont ensuite entreposés dans l’attente d’une valorisation ultérieure.
Le « monorecyclage » 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 et une diminution du nombre de combustibles usés à entreposer d’un facteur 4 et un meilleur confinement des déchets ultimes. 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. Enfin, le surcoût du « monorecyclage » par rapport à un cycle ouvert est de l’ordre de 2 à 3 €/MWh, soit moins de 10 % du coût de production du nucléaire existant, ce surcoût étant justifié par l’ensemble des avantages d’une telle stratégie évoqués précédemment.
Ces éléments justifient de l’appréciation portée par le Gouvernement du caractère stratégique de cette politique à l’horizon de la PPE à venir.
Hosannah au plus haut des cieux, faîtes résonner les Cloches. Les Français se réjouissent que leur gouvernement ait réussi à réduire de 40 milliards à 25 milliards sur 20 ans le coût à payer pour les 6 centrales éoliennes en mer programmées à ce jour.
Mais regardons cela de plus près. Tout d'abord, le tour de passe-passe : les 3 milliards destinés à payer la construction des 6 lignes à haute-tension nécessaires pour évacuer l'électricité de ces parcs seront à la charge de RTE, qui se remboursera par une augmentation de nos taxes d'acheminement.
Et que se passera-t-il au bout de 20 ans ? Il faudra remplacer les éoliennes corrodées par le sel marin. Coût prévisible : environ 15 milliards d'euros actuels. 20 ans après, il faudra recommencer. Total 25+2x15+ 3 (lignes à haute tension), nous voici déjà à 58 millions. Mais il fut aussi prévoir la maintenance, environ 5 % du coût total : pales cassées ou à remplacer, incendies, roulements à billes usés, collisions de bateaux, accidents d'hélicoptères.... Il y a aussi le démantèlement final, environ 100 millions d'euros par parc pour un « retour à l'algue ». Au total, plus de 60 milliards d'euros, pour une production d'environ 450 TWh au total de 60 ans.
Comparons à l'EPR, d'un coût exorbitant paraît-il. 10,5 milliards de première mise, 3 milliards de maintenance, 500 millions de démantèlement (mise au gazon). Total 14 milliards sur 60 ans, pour une production totale de 600 TWh.
Comme on dit, il n'y a pas photo : le coût de l'électricité de cet éolien en mer nous coûtera 6 fois plus que celui de l'EPR sur ces 60 ans. Et encore n'a-t-on pas compté toutes les gracieusetés faites à l'éolien, mais pas à l'EPR : construction de «facilités» et subventions cachées par les collectivités territoriales, déductions fiscales etc... Et bien sûr le coût des « externalités », dégradation de l'environnement, difficultés pour les pêcheurs etc.
Ma question au MO : pouvez-vous nous faire le calcul avec vos propres chiffres ?
Les calculs réalisés se fondent sur des éléments non comparables. En particulier, les coûts donnés pour l’éolien en mer intègrent les coûts de raccordement au réseau (qui ne sont pas nuls pour les nouveaux projets nucléaires, le projet de Flamanville 3 ayant conduit à des renforcements sur le réseau de RTE), les coûts de financement (qui sont significatifs sur ce type de projet compte tenu de la forte intensité capitalistique et de la longue durée d’amortissement) et la marge du producteur. Ces coûts ne sont pas inclus dans l’analyse présentée sur les EPR.
Même si elle est imparfaite, une meilleure comparaison peut se fonder sur le tarif d’achat garanti de l’électricité :
- Dans le cas de l’EPR, la dernière référence est le projet Hinkley Point qui bénéficie d’un tarif d’environ 110 €/MWh pour une durée de 35 ans ;
- Dans le cas des premiers projets d’éolien en mer, la renégociation lancée par le Gouvernement a permis de réduire le tarif moyen de 200 €/MWh à environ 150 €/MWh sur une durée de 20 ans. Ce tarif élevé s’explique par le fait que ces projets se traduiront par la construction d’usines d’équipements en France pour fournir ces parcs.
Néanmoins, les prix pour les prochains appels d'offres de parcs éoliens en mer sont attendus en forte baisse, à l'image des prix obtenus lors d'appels d'offres pour des parcs à l'étranger, par exemple en mer du Nord où certains projets sont à présent lancés sans subvention publique. Il est donc probable que ces premiers parcs éoliens, s’ils font l’objet d’un renouvellement à l’issue des 20 ans, soient renouvelés à un tarif beaucoup plus bas.
Il n’est donc pas exact d’affirmer que le coût de l'électricité de cet éolien en mer nous coûtera 6 fois plus que celui de l'EPR sur ces 60 ans, compte tenu des références actuelles et des dynamiques existant sur les deux filières.
Le développement de la voiture électrique, présenté comme vertueux sur l'émission de CO2, va mécaniquement augmenter le besoin en production d'électricité. Le développement des ENR, par définition intermittentes et non sécurisées, permettra-t-il de compenser cette augmentation, ou est-ce que c'est l'énergie nucléaire qui assurera ces besoins en énergie ?
Commentaire : Il est étonnant que les opposants au nucléaire et défenseur de la voiture électrique ne voient pas cette apparente contradiction. Aujourd'hui c'est l'énergie nucléaire qui fournit l'énergie des voitures électriques "nucléaires".
Le secteur des transports a contribué, en 2015, à hauteur de 29,7% aux émissions de gaz à effet de serre françaises, avec 93% des émissions provenant du mode routier. L’enjeu de la question que vous soulevez est donc particulièrement important. Dans ce contexte, le développement du véhicule électrique contribue à réduire les émissions de gaz à effet de serre, à condition de maintenir un mix électrique faiblement carboné.
Les véhicules électriques présentent en outre l’avantage de ne pas rejeter de polluants dans l’air lorsqu’ils roulent. Les atouts des véhicules électriques pour réduire la pollution de l'air, en particulier dans les villes, sont ainsi largement reconnus : ils permettent d’améliorer significativement la qualité de l’air en réduisant la quantité de particules fines et d’oxyde d’azote actuellement rejetés par les véhicules thermiques.
La mobilité électrique constitue en conséquence une des priorités du ministre d’État, ministre de la Transition écologique et solidaire. Plusieurs mesures visant à promouvoir le déploiement du réseau d’infrastructures de recharge pour les véhicules électriques sont déjà en place. Ces mesures ont d’ores et déjà permis une augmentation progressive des ventes de véhicules particuliers électriques et hybrides rechargeables en France. En 2017, le total des véhicules électriques immatriculés en métropole s’est élevé à 106 449, en augmentation de 33% par rapport à l’année 2016.
Pour l’avenir, tous les scénarios étudiés par RTE et présentés dans le dossier du maître d’ouvrage prennent en compte un développement important des véhicules électriques à l’horizon 2035. Ainsi dans le scénario Ampère, RTE prévoit par exemple le déploiement de 15 millions de véhicules électriques. En parallèle et compte tenu du développement des énergies renouvelables, l’équivalent de 16 réacteurs nucléaires de 900MW peuvent être mis à l’arrêt et les émissions de gaz à effet de serre du secteur électrique sont réduites par rapport à 2016. Il est donc possible de développer de manière importante le véhicule électrique tout en réduisant la part du nucléaire en France.
Sen'Helios, coopérative citoyenne de production d'électricité photovoltaique : 99kWc, investissement 120000 €HT, point d'injection à la sortie d'un transformateur MT/BT alimentant un quartier résidentiel, habitat individuel, pas de commerce ni entreprise. La quantité vendue depend de la consommation, forte production de mai à août 10-15h, moment de faible consommation. Ce type d'investissement paraît incompatible avec l'autoconsommation : ne faut-il pas faire un shéma de développement ?
La question porte sur l’éligibilité d’un projet particulier d’autoconsommation à des dispositifs de soutien et ne relève donc pas du débat public sur la PPE.
En 2017, un cadre législatif et réglementaire a été mis en place pour l'autoconsommation. Ce cadre a notamment 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 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, ce qui semble être le cas de ce projet.
En ce qui concerne les dispositifs de soutien à l’autoconsommation dont votre projet pourrait bénéficier, il existe, pour les installations de 100 à 500 kW en autoconsommation individuelle ou collective, un appel d’offres dédié à l’autoconsommation. Les lauréats peuvent consommer eux-mêmes l’électricité qu’ils produisent ou la valoriser auprès de tiers (par exemple en la vendant directement auprès d’un consommateur ou sur les marchés de l’électricité) et recevront un soutien sous forme de prime (complément de rémunération) pour l’énergie injectée et pour l’énergie autoconsommée, dont le niveau est défini par le candidat dans son offre. La rémunération est construite de façon telle qu’elle favorise l’autoconsommation plutôt que l’injection sur le réseau.
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. Parmi les mesures retenues, deux mesures concernent plus particulièrement les schémas collectifs d’autoconsommation : la première mesure consiste à élargir le périmètre actuel de l'autoconsommation collective aux projets dont l’ensemble des consommateurs et producteurs sont situés dans un rayon d’un kilomètre et la seconde mesure vise à accélérer le déploiement de l’autoconsommation en lançant un appel d’offres dédié uniquement à l’autoconsommation collective, auquel votre projet pourrait alors concourir.
Comment le développemment des ENR dans le mix énergétique ne fragilise-t-il pas la sécurité du réseau électrique ? En effet les heures de pointes sont le soir, à un moment où les ENR sont inefficientes (notamment l'énergie solaire), l'hydraulique insuffisant (notamment si privatisé), avec une baisse de l'énergie de base (aujourd'hui nucléaire). Par cette politique idéologique dans un domaine très technique, ne risque-t-on pas le black-out, soit un effondrement total du réseau ?
Comme vous l’évoquez, l’éolien et le photovoltaïque, qui représenteront l’essentiel des développements d’électricité renouvelable dans les prochaines années, sont en effet des sources d’énergie non pilotables : elles produisent en fonction du vent ou du soleil et pas de la consommation.
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 montre que l’intégration des énergies renouvelables non pilotables dans le système est déjà possible au moins jusqu’à 40 % d’intégration.
Le site Eco2Mix de RTE donne la composition du mix électrique pendant la période de janvier 2017 qui a été particulièrement tendue pour le système électrique. Sur cette période, l’éolien a ainsi contribué jusqu’à 7 GW à la production d’électricité. En journée, le solaire a contribué jusqu’à 3 GW. L’hydraulique a contribué jusqu’à 13 GW.
Les analyses proposées par RTE dans le scénario Ampère permettent d’évaluer les capacités en énergie renouvelable qu’il est nécessaire de développer pour substituer la fermeture de centrales nucléaires. Ces analyses montrent qu’il est possible d’atteindre des hauts niveaux d’intégration d’énergie renouvelable (jusqu’à 49% dans le scénario Ampère) tout en respectant les critères de la sécurité d’approvisionnement. Il n’y a donc pas de risque de black out ou d’effondrement total du réseau et en poursuivant la réduction des gaz à effet de serre du secteur électrique. Un développement important des ENR est donc possible en France, tout en la maintenant parmi les pays le moins émetteurs dans le secteur électrique. À de hauts niveaux d’intégration, le pilotage de la demande doit toutefois être actionné avec par exemple des « compteurs intelligents » et d’autres formes de flexibilité comme le stockage.
L'enjeu de la "transition énergétique" est, me semble-t-il, la maîtrise des impacts de l'activité humaine sur notre environnement de façon à maîtriser au mieux le "risque climatique". Sur le front de la production d'énergie il paraît clair que l'objectif premier est de réduire l'utilisation des combustibles fossiles (charbon, pétrole & gaz pour l'essentiel). Que vient faire ce focus permanent sur le "nucléaire" ? Quel rapport cela a-t-il ? La communication ministérielle est régulièrement sur le "risque nucléaire" mais si on pose rationnellement ce risque, quel est-il ? Quels sont les conséquences de santé publique par KWH produit du nucléaire comparativement aux autres sources énergétiques ? Cette peur du nucléaire est totalement irrationnelle. A la question du questionnaire sur le caractère cohérent et le caractère compréhensible de la politique gouvernementale, ma réponse est : cette politique n'est pas cohérente car elle ne se donne pas les moyens de la réduction des émissions de gaz à effet de serre. Une politique cohérente serait, d'abord de ne pas fermer Fessenheim (heureusement que le ridicule ne tue pas !), ensuite de prolonger la durée de vie des centrales existantes si les organismes indépendants de sûreté en donnent le feu vert, et ce jusqu'à ce qu'on construise de nouveaux EPR et surtout (ce qui n'est pas évoqué dans le questionnaire) que l'on développe les centrales de nouvelle génération. Cette politique gouvernementale est-elle compréhensible ? Oui, elle l'est, car il se trouve paradoxalement que les personnes spontanément les plus sensibilisées sur la question du changement climatique sont justement celles qui se montrent les plus sceptiques au regard du développement (science et technologies et leur utilisation au profit de l'industrie et de l'agriculture).
QUESTION : quelle est la cohérence entre la volonté, souhaitable, de réduire les émissions de gaz à effet de serre en développant une production d'énergie décarbonée, et la volonté (non fondée sur le plan de la sûreté) de réduire à 50% la part de notre électricité d'origine nucléaire ?
Il est important de rappeler que la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte (LTECV), votée en 2015, fixe l’objectif de 50 % de production d’électricité par du nucléaire à l’horizon 2025, ainsi que des objectifs ambitieux aux filières renouvelables. Le Plan climat a ensuite annoncé la fermeture des centrales électriques au charbon d’ici la fin du quinquennat actuel. Les objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre ne permettent pas d’envisager d’augmenter les autres productions d’origine fossile. Le Gouvernement doit donc organiser la substitution progressive des centrales nucléaires et à charbon par les filières renouvelables sans remettre en question la continuité de l’approvisionnement en électricité des consommateurs français.
La Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) n’a pas vocation à remettre en cause les objectifs déterminés par le Parlement, mais à les décliner de manière opérationnelle, de la manière la plus efficiente possible.
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 ». La PPE devra ainsi privilégier les filières de production d’énergies renouvelable les plus matures, ainsi que celles offrant les meilleurs potentiels à moyen terme, afin de mettre en œuvre les objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre.
Le développement des énergies renouvelables doit être apprécié au regard de la diversification du système électrique qui a vocation à renforcer la sécurité d'approvisionnement. Ainsi que l'a rappelé à plusieurs reprises l'Autorité de Sûreté Nucléaire, il est en effet important de disposer de marges suffisantes dans le système électrique pour faire face à l’éventualité de suspendre simultanément le fonctionnement de plusieurs réacteurs qui présenteraient un défaut générique grave. Un exemple de tel défaut générique est l’anomalie de concentration en carbone de l’acier qui a affecté les générateurs de vapeur de douze réacteurs à l'hiver 2016.
Le développement des énergies renouvelables contribue ainsi au renforcement des marges d'approvisionnement susceptibles de pouvoir palier à de tels événements, dont l'impact sur l'équilibre du système électrique est susceptible de diminuer à la mesure de la réduction de la part du nucléaire dans le mix électrique.
2 questions :
1°) Pourquoi ne m'a-t-on pas demandé mon avis, avant que l'Etat et la Région Bretagne tentent d'imposer une centrale à cycle combiné gaz en Bretagne à Landivisiau ?
Ce projet de centrale à cycle combiné gaz trouve son origine dans le Pacte Electrique Breton du 14/12/2010 qui n'a aucune valeur juridique et qui est en permanence élevé comme un dogme.
Ce projet n'a fait l'objet d'aucune discussion, ni de débat. Tout a été décidé dans la plus grande discrétion, sans que les citoyens n'aient leur mot à dire. Or, cette centrale va les concerner de près pendant 20 ans, voire 40 ans, si l'autorisation d'exploiter la centrale est renouvelée.
Il y a bien eu une enquête publique en 2014, mais elle n'a pas permis aux citoyens de se faire entendre. 2 500 d'entre eux se sont opposés à ce projet, contre seulement 500 qui ont émis un avis favorable. La commission d'enquête publique a émis un avis favorable, ce qui est intolérable. Nous avons joué le jeu de cette enquête publique, mais les lobbys ont encore été plus forts...
Nous savons que ce modèle de production d'électricité basé sur une énergie fossile est dépassé, obsolète, polluant et participe au réchauffement climatique.
2°) Le Président Macron a annoncé lors de l'ouverture de la COP23 à Bonn, que l'Europe devait réduire ses gaz à effet de serre, que la France développerait les énergies renouvelables et qu'elle ne construirait plus de nouvelles centrales thermiques.
Ce mercredi 20 juin 2018, Il a donné au Cap Fréhel (Côtes d'Armor en Bretagne) le feu vert pour les énergies renouvelables et a confirmé les six projets de parcs éoliens en mer tant attendus.
Ces six projets, de 500 MW chacun (3000 MW au total), sont prévus à Courseulles-sur-Mer (Calvados), Fécamp (Seine-Maritime), Saint-Brieuc (Côtes-d'Armor), Saint-Nazaire (Loire-Atlantique), le Tréport (Seine-Maritime) et Yeu/Noirmoutier (Vendée).
Le chef de l'Etat a également annoncé que « la Bretagne allait devenir, non plus une pointe avancée mais une plaque tournante des énergies renouvelables... notamment au cœur du réseau d'interconnexion européen Celtic, avec l'Irlande ».
Pourquoi M. Macron s'est-il abstenu d'évoquer ce projet de centrale lors de sa visite en Bretagne ? Ce sujet brûlant était pourtant bien au cœur de l'actualité régionale.
Alors, pourquoi l'Etat français persiste encore à nous imposer cette centrale à cycle combiné gaz à Landivisiau, qui fait suite à un appel d'offres d'Etat de juin 2011 ? Cela fait 7 ans... mais il est encore temps de stopper ce projet qui est en contradiction avec les propos de M. Macron ?
Pourquoi cet entêtement ?
La Bretagne connaît une situation de fragilité électrique liée à la faiblesse de sa production régionale, qui ne couvre, en 2016, que 14 % de sa consommation. La Bretagne, péninsule électrique, est donc tributaire pour son alimentation en électricité des sites de production éloignés que sont les centrales nucléaires de la vallée de la Loire et les centrales thermiques de Loire-Atlantique. La croissance régionale de la consommation est, quant à elle, en moyenne plus importante que la tendance nationale (plus de 3 fois sur les 10 dernières années) du fait notamment du dynamisme démographique breton. Ce déséquilibre structurel entre la production et la consommation n’est compensé qu’en partie par le réseau de transport d’électricité.
Cette situation, identifiée tant par le gestionnaire du réseau de transport d’électricité RTE dans les bilans prévisionnels de l’équilibre offre/demande que par l’Etat, a nécessité de prendre des mesures spécifiques à la Bretagne de manière à garantir la sécurité d’approvisionnement de cette zone. C’est dans ce contexte qu’a été élaboré le pacte électrique breton signé le 14 décembre 2010 par les partenaires – Etat, Conseil Régional de Bretagne, RTE, ADEME (Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie) et ANAH (Agence nationale de l’amélioration de l’habitat), proposant un plan d’actions équilibré selon trois grandes orientations de politique énergétique, récemment confirmées dans la programmation pluriannuelle de l’énergie :
- des efforts importants de maîtrise de la demande en électricité,
- un développement ambitieux de la production des énergies renouvelables,
- la sécurisation indispensable de l’alimentation électrique (renforcement du réseau, développement de la production et expérimentations sur le stockage et les réseaux intelligents).
Le pacte électrique breton a été élaboré dans le cadre d’une large concertation s’inscrivant dans la Conférence bretonne de l'Énergie mise en place en janvier 2010 à l'initiative du préfet de région et du président du Conseil régional de Bretagne. Cette instance réunit l'ensemble des acteurs de l'énergie sur le territoire dans un souci de transparence et de concertation : services de l'Etat et instances publiques, élus et représentants des collectivités territoriales, acteurs du monde économique et professionnel, organisations syndicales et patronales, société civile et associations.
Au regard des études de RTE, l’option retenue, à l’époque, a été l’implantation d’une centrale à cycle combiné gaz (CCG) d’environ 450 MW dans l’aire de Brest. Les conditions économiques ne permettant pas la construction « spontanée » d’une centrale au gaz, un appel d’offres a été lancé mi-2011 sous l’égide de la Commission de Régulation de l’Energie. Le cahier des charges de l’appel d’offres a également fait l’objet d’une consultation, ouverte à tous, mise en ligne sur le site du ministère. Cet appel d’offres a conduit à la sélection en février 2012 d’un consortium (Direct Energie et Siemens) pour la construction d’une centrale à Landivisiau.
La nécessité d’une nouvelle centrale à Landivisiau a été récemment réexaminée par le Ministère et par RTE, dans le cadre de la notification de l’appel d’offres au titre des aides d’État à la Commission européenne, qui a approuvé le projet en mai 2017.
Ainsi, malgré les récentes évolutions du système électrique favorables à la sécurisation de la zone bretonne (renforcement des efforts d’efficacité énergétique, baisse de la part du chauffage électrique, raccordement à venir des parcs éoliens offshore), les évolutions du parc thermique français (fermeture des groupes fioul à court terme et charbon à l’horizon 2022 tel que prévu dans le Plan Climat) justifient la nécessité de maintenir des marges suffisantes sur le système électrique pour assurer la sécurité d’approvisionnement en électricité. Dans le cadre de son dernier bilan prévisionnel, RTE a ainsi réitéré son message de vigilance sur la période 2018-2022, notamment en cas de nouvelles indisponibilités du parc nucléaire, comme cela a été le cas durant l’hiver 2016-2017. A plus long terme et en lien avec l’accroissement du parc ENR, le bilan prévisionnel de RTE met l’accent sur le besoin de flexibilité pour le système électrique.
Du point de vue environnemental, la technologie employée fait partie des meilleures techniques disponibles. Pour l’ensemble des rejets (NOx, CO, SO2 et poussières), le candidat s’est engagé à respecter des niveaux d’émissions plus faibles que ceux imposés par la réglementation. Sur la base de ces éléments et de l’avis de l’Autorité environnementale, la commission d’enquête publique, saisie sur ce projet soumis à la législation des Installations Classées pour la Protection de l’Environnement, a émis un avis favorable à la demande d’autorisation d’exploiter de la centrale.
Enfin, la construction de la centrale de Landivisiau ne se fera pas au détriment des efforts portés dans le développement des énergies renouvelables et de l’efficacité énergétique, comme en témoignent les ambitions de la programmation pluriannuelle de l’énergie actuelle dans ces domaines.
Dans vos réponses au sujet de la réduction de la part de production d'électricité nucléaire (en particulier votre réponse V3 du 04/04/18 à la question 10 du 19/03/18), votre argument est, je cite :
- "qu'il convient de réduire le risque lié à l'utilisation dominante d'une seule technologie et les conséquences qu'auraient des dysfonctionnements éventuels de cette technologie.
- "qu'il est important de disposer de marges suffisantes dans le système électrique pour faire face à l'éventualité de suspendre plusieurs réacteurs qui présenteraient un défaut générique grave".
Se pose alors les questions de savoir quelle est la marge actuelle et que se passerait-il si on découvrait aujourd'hui un défaut générique sur les 34 réacteurs de 900 MW ou sur les 20 réacteurs de 1300 MW ?
Merci de vos réponses.
L’évolution de la marge pour les prochaines années est donnée par RTE dans son bilan prévisionnel : elle est de l’ordre de 300MW pour l’hiver 2018.
Compte tenu de ce niveau, si un défaut générique conduisait l’ASN à demander l’arrêt de l’ensemble du palier de 900MW ou de 1300 MW, des mesures exceptionnelles devraient prises par les pouvoirs publics et le gestionnaire de réseau de transport afin de garantir l’approvisionnement électrique.
L'Etat a-t-il la réelle volonté de créer une filière française des Energies Marines Renouvelables aussi puissante que celle du nucléaire ?
Les énergies marines, notamment l’éolien en mer posé et flottant, représentent un enjeu majeur pour la transition énergétique et le développement des énergies renouvelables : le gisement est considérable, la production d’énergie est plus régulière et importante qu’à terre et ces technologies sont créatrices d’emploi en France. Elles contribueront à l’atteinte de l’objectif de 40 % d’énergies renouvelables dans la consommation d’électricité en 2030.
Cette énergie ne pourra cependant être développée massivement que si des prix compétitifs sont obtenus, ce qui nécessite de réduire le coût des projets engagés, de moderniser le cadre réglementaire et de donner une visibilité pluriannuelle.
Dans cette perspective et afin de donner naissance à une filière française des énergies marines renouvelables, le Gouvernement a engagé diverses mesures :
1/ Compte tenu de la baisse des coûts de l’éolien partout en Europe, le Gouvernement a engagé en mars 2018 une négociation avec les porteurs de projets pour réduire le coût pour la collectivité de ses projets, tout en confortant la filière de l’éolien en mer.
Les négociations avec les trois porteurs de projets ont permis de réduire les tarifs à la mise en service de 30 % et le coût de soutien public de 40 % sur la durée des contrats d’achat. Le Président de la République a annoncé le 20 juin dernier la poursuite des 6 projets, avec les mêmes engagements industriels, tout en réduisant leurs coûts pour la collectivité de plus de 15 milliards d’euros.
2/ Compte tenu de notre retour d’expérience et en se fondant sur les meilleures pratiques internationales, le Gouvernement a modernisé le cadre réglementaire pour les prochains appels d’offres.
De nombreuses réformes ont été mises en œuvre depuis 2016 : réalisation par l’Etat d’études de levée des risques en amont de la désignation du lauréat, procédure de dialogue concurrentiel, accélération du traitement des contentieux, simplification du régime assurantiel des projets d’énergies marines et financement du raccordement à la charge de RTE et non du producteur.
Dans la continuité de ces réformes, la loi pour un Etat au service d'une société de confiance permet l’organisation d’un débat public et la réalisation d’études techniques et environnementales en amont de l’appel d’offres. Il donne également la possibilité au lauréat de l’appel d’offres de demander un « permis enveloppe » permettant d’intégrer des évolutions et d’adapter le projet, dans des limites définies, après avoir obtenu les autorisations.
L'implication plus importante de l'Etat en amont des projets et leur flexibilité permet de mieux prendre en compte les attentes du public, de sécuriser leur réalisation, de bénéficier de toutes les avancées technologiques, de faciliter leur autorisation et d'accélérer leur développement. Ces mesures sont inspirées des cadres existants dans les pays étrangers ayant développé l'éolien en mer et obtenu les meilleurs résultats en termes de baisse des soutiens publics (Royaume-Uni, Allemagne, Belgique, Pays-Bas...).
3/ Dans ce contexte, la révision de la PPE sera l’occasion d’acter un calendrier pluriannuel pour développer la filière.
Pour mémoire, le tableau de la page 73 du dossier du maître d’ouvrage présente les objectifs de développement des filières renouvelables électriques de la Programmation pluriannuelle de l’Énergie de 2016 et notamment ceux de l’éolien en mer posé et des énergies marines.
La révision de la PPE permettra de définir les objectifs de la filière jusqu’en 2028.
Le 22 octobre 2015, la Commission Européenne a envoyé une lettre de mise en demeure à la France relative aux concessions hydroélectriques du pays attribuées principalement à EDF. Pour y répondre, le gouvernement a proposé d'ouvrir par lots à la concurrence les concessions arrivant à échéance. Cependant, pour éviter une position dominante d'EDF (les concessions sont actuellement exploitées à 80% environ par EDF), le gouvernement a envisagé de plafonner l'accès aux lots par candidat.
Ce choix est clairement défavorable à EDF et favoriserait l'arrivée d'opérateurs étrangers.
Pourtant, en droit européen de la concurrence, il n’est pas illégal de détenir une position dominante lorsque celle-ci est obtenue par des moyens concurrentiels légitimes.
De plus, la Commission européenne n’a fixé aucun calendrier et certains pays européens, tels l’Allemagne, l’Autriche et le Portugal, ont simplement refusé d'ouvrir à la concurrence les barrages hydroélectriques.
Mes questions sont les suivantes :
- Pourquoi les barrages hydroélectriques ne sont-ils pas exclus des concessions ouvertes à la concurrence ?
- Si l'ouverture à la concurrence devait s'appliquer pour les barrages hydroélectriques, quelle exigence (nationale et/ou européenne) oblige le gouvernement à empêcher EDF de candidater à l'ensemble des lots ouverts à la concurrence ?
La loi prévoit que toute installation hydroélectrique de plus de 4,5 MW est la propriété de l'Etat. Les barrages ne peuvent donc pas être privatisés. Pour les exploiter, l'Etat établit un contrat de concession (une location à très long terme) avec un industriel qui exploite l'ouvrage et vend l'électricité produite, en contrepartie d'une redevance versée à l'État et aux collectivités riveraines (un loyer). Le concessionnaire a l'obligation de rendre en bon état de fonctionnement l'installation à l'État, qui en demeure propriétaire. C'est une différence importante avec d'autres pays où les installations hydroélectriques peuvent appartenir aux exploitants. Aujourd'hui, le principal industriel à qui les ouvrages sont concédés (le concessionnaire) est EDF, mais de nombreux autres acteurs existent.
Pour les contrats arrivés à échéance, la loi nationale et européenne prévoit que la désignation d'un nouveau concessionnaire fasse l'objet d'une mise en concurrence. Cette mise en concurrence permettra de sélectionner sur des bases ouvertes et transparentes le meilleur projet pour la poursuite de l'exploitation des aménagements.
Comme vous le rappelez, la Commission européenne a adressé en octobre 2015 une mise en demeure aux autorités françaises au sujet des concessions hydroélectriques. Elle considère que les mesures par lesquelles les autorités françaises ont attribué à EDF et maintenu à son bénéfice l’essentiel des concessions hydroélectriques en France sont incompatibles avec l’article 106, paragraphe 1er, du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne, lu en combinaison avec l’article 102 de ce traité, en ce qu'elles permettraient à l'entreprise de maintenir ou de renforcer sa position dominante en France sur les marchés de fourniture d'électricité au détail.
Le Gouvernement continue de contester le raisonnement selon lequel la possession de moyens de production hydroélectriques entraîne mécaniquement une rupture d'égalité sur le marché de la fourniture d'électricité au détail et le fait qu'il aurait accordé un quelconque avantage discriminatoire à EDF. Le Gouvernement met également en avant les enjeux sociaux, économiques et écologiques majeurs liés à l'hydroélectricité et en particulier à la gestion de l'eau et à la sécurité des ouvrages.
Dans le cadre des échanges avec la Commission européenne, le Gouvernement défend une application équilibrée de la loi de transition énergétique, qui a consolidé le régime des concessions et garantit le respect des enjeux de service public de l’hydroélectricité française, grâce à plusieurs outils: le regroupement des concessions dans une même vallée, la prolongation de certaines concessions dans le respect du droit national et européen et la possibilité de constituer des sociétés d'économie mixte lors du renouvellement des concessions lorsque les collectivités locales y sont intéressées.
Le principe de mise en concurrence des concessions échues découle du droit européen et national, le Gouvernement s'y prépare tout en défendant certains principes essentiels pour les enjeux publics de l'hydroélectricité.