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
Si on en croit Sébastien Lecornu, Secrétaire d’Etat auprès du Ministre d’Etat, Ministre de la Transition Ecologique et Solidaire, l’ADEME a été chargée par le gouvernement d’une étude visant à vérifier que les hydroliennes ont trouvé leur modèle économique, en clair que cette source de production électrique est acceptable par le contribuable et le consommateur d’électricité.
Il paraît indispensable au terme d’une aventure qui a commencé il y a une dizaine d’années de pouvoir évaluer les performances des machines testées et des coûts enregistrés.
En France deux sites on fait l’objet d’expérimentations :
- Le Fromveur (Ouessant), SABELLA, où une machine a été connectée au réseau de l’île en 2015-2016, les données de production doivent donc pouvoir être communiquées par ENEDIS.
- Paimpol (NAVAL GROUP, précédé par EDF) où les machines successivement testées n’ont jamais été raccordées au continent, bien qu’un câble ait été mouillé à cet effet. Ont-elles débité l’énergie produite dans une résistance de charge et connaît-on le productible ?
Mais à ces deux sites français, s’ajoute celui de la Baie de Fundy, au Canada, où Cape Sharp Tidal, société fondée par NAVAL GROUP et le canadien EMERA expérimente une puis deux machines, dans le Minas Passage, site FORCE, à l’entrée de la baie. Des données officielles ont été publiées :
- 5,4 MWh entre le 7 novembre et le 31 décembre 2017, selon Nova Scotia, an EMERA Company Tidal FIT Annual Report, Matter N° MO592 du 31 janvier 2017. Soit moins de 3 heures à puissance nominale sur un total de 1276 heures.
- 41,4 MWh pendant l’année 2017, déclaration de Stacey Pineau, chargée de communication pour Cape Sharp Tidal et EMERA au New Wark Times du 16 février 2018, mais avec une précision : 111 MWh entre janvier et fin mars 2017, soit 55 heures à pleine puissance sur environ 2000 heures, mais dont les 2/3 ont été consommés par la machine.
Les investissements jusqu’ici consentis sont évalués par certains à 1 Md€. Pour le site de Paimpol, NAVAL GROUP avoue 300 M€, mais il a été précédé sur le site par EDF.
L’évaluation totale sera sans doute difficile à effectuer si on veut tenir compte des différentes aides reçues, régionales ou en provenance des collectivités, tant pour les machines que pour les infrastructures à terre : usine à Cherbourg, aménagements de terre pleins, en particulier à Brest (220 M€).
Pouvez-vous confirmer ces performances, très faibles : moins de 0,2% de productivité pour NAVAL GROUP et à notre connaissance du même ordre pour SABELLA ?
Pouvez-vous préciser les investissements consentis et les aides accordées par l’Etat et les collectivités, infrastructures incluses ?
Ces résultats sont-ils suffisants pour engager un développement industriel ?
Nous vous remercions pour cette contribution à la réflexion pour l’élaboration de la prochaine programmation pluriannuelle de l’énergie.
La loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte a fixé un objectif de 40% d’électricité renouvelable dans le mix électrique d’ici 2030. Le développement des énergies marines, indispensable à l’atteinte de cet objectif, constitue une composante majeure du succès de la transition énergétique. Le gisement est considérable, la production d’énergie est plus régulière et importante qu’à terre et ces technologies sont créatrices d’emplois en France.
Les industriels ont exploré plusieurs pistes technologiques, avec en particulier la filière de l’hydrolien pour laquelle des projets de fermes pilotes ont été soutenus par l’État. Les études et les démonstrateurs réalisés démontrent toutefois que cette filière n’est pas mature et présente des coûts de production très élevés dont les perspectives de baisse ne sont pas suffisantes pour assurer la compétitivité de la filière à long terme par rapport à d’autres technologies comme l’éolien en mer.
Les études commandées à la demande du Gouvernement par l’ADEME indiquent que le potentiel est limité à quelques zones propices au niveau mondial avec des courants particuliers, limitant cette industrie à une filière « de niche ».
Compte tenu de ces éléments, le Gouvernement estime qu’il n’est pas opportun d’encourager, le développement de cette filière à un stade commercial.
Sur les énergies marines, le Gouvernement souhaite donner la priorité à l’éolien en mer, filière qui a été confortée à la suite de la renégociation des contrats de deux des six premiers parcs et pour laquelle il convient désormais d’assurer la charge des usines déjà construites. L’éolien flottant est l’étape d’après et le Gouvernement considère qu’il s’agit d’une filière très prometteuse.
Le Turpe 4 (Tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité) propose une méthode de facturation de l'électricité consommée comprenant un abonnement et une taxation à la consommation en kWh. Cet abonnement croit avec la puissance souscrite et avec le choix simple ou double tarif. Ainsi il apparait que le petit consommateur paye plus cher le kWh que le gros consommateur à cause de la part importante de l'abonnement. Par exemple, le double tarif ne devient avantageux par rapport au simple que si l'on consomme beaucoup d'électricité. Ne serait-il pas opportun de revoir le turpe et de facturer d'autant plus cher le kWh que la consommation est importante ? Le turpe 5 qui s'appuie sur le compteur Linky va permettre de faire des tarifs à la carte (exemple spécial WE) mais rien ne présage que ces tarifs soient incitatifs de la sobriété énergétique recherchée !
Merci pour cette contribution qui viendra enrichir notre réflexion pour la PPE de 2018.
Votre question traite du calcul du tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité.
Les tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE) sont calculés afin que les recettes des gestionnaires de ces réseaux couvrent les charges engagées pour l’exploitation, le développement et l’entretien des réseaux. Le coût de l’utilisation du réseau est en général facturé au fournisseur par le gestionnaire de réseau auquel est raccordé le consommateur. Le fournisseur le refacture ensuite au consommateur. Le tarif d’acheminement représente près de 30 % de la facture TTC d’un utilisateur résidentiel.
La Commission de régulation de l’énergie (CRE) élabore les tarifs d’accès aux réseaux avec le souci de donner aux gestionnaires de réseaux les moyens d’accomplir au mieux leurs missions de service public et de s’assurer d’une maîtrise raisonnable des coûts pour ne pas alourdir excessivement les charges pesant sur les consommateurs. La tarification de l’accès au réseau répond à trois grands principes : la tarification « timbre-poste » (même tarif quelle que soit la distance parcourue par l’énergie électrique), la péréquation tarifaire (tarifs identiques sur l’ensemble du territoire) et la couverture des coûts engagés par les gestionnaires de réseaux dans la mesure où ces coûts correspondent à ceux d’un gestionnaire de réseau efficace.
La structure du tarif est élaborée afin de prendre en compte les coûts générés sur le réseau par les consommateurs d’électricité. Vous pouvez retrouver les modalités de ce calcul sur le site de la CRE, ainsi que des informations plus détaillées.
En tout état de cause, les coûts d’utilisation des réseaux ne sont pas directement proportionnels à la quantité d’électricité consommée en raison de la part majoritaire de coûts fixes dans le réseau qui est dimensionné pour permettre l’acheminement de l’électricité à tout moment, y compris au moment de la pointe. Les coûts du réseau ne dépendent en conséquence pas des quantités acheminées et il est important que la structure tarifaire soit liée à la réalité économique.
Le gouvernement vient de modifier les aides au paiement de l'électricité en insistant sur le fait que leur montant est maintenant plus élevé, sauf que le plafond de ressources a été considérablement abaissé, mettant en difficultés nombre de ménages. Comment va-t-on maintenant régler ses factures sans cette aide ? A-t-on possibilité de recours et de quelle manière ?
L’accompagnement des ménages en situation de précarité énergétique, est un élément clé de la programmation pluriannuelle de l’énergie. Les pouvoirs publics ont prévu des mesures spécifiques pour lutter contre la précarité énergétique.
Le chèque énergie remplace les tarifs sociaux de l’énergie depuis le 1er janvier 2018, après deux années d’expérimentation fructueuse. Il s’agit d’une aide au paiement des factures d’énergie, quelle qu’en soit la nature, ou des dépenses de rénovation énergétique du logement. Il concerne davantage de bénéficiaires que les précédents tarifs sociaux de l’énergie, grâce à un meilleur ciblage et à un meilleur taux de recours (3,6 millions de ménages ont reçu un chèque énergie en 2018, contre 3,2 millions bénéficiant du tarif social de l’énergie précédemment). Le chèque énergie permet également de couvrir des types de dépenses plus larges (électricité et gaz, mais aussi fioul, bois, travaux de rénovation énergétique, etc.).
L’éligibilité au chèque énergie, qui dépend des revenus et de la composition du ménage, est établie selon des critères différents de ceux des tarifs sociaux, et est recentrée sur les ménages les plus fragiles (environ 90 % des ménages du 1er décile sont ainsi bénéficiaires du chèque énergie, contre 74 % avec les tarifs sociaux). Certains ménages pouvaient donc être précédemment éligibles aux tarifs sociaux sans être désormais éligibles au chèque énergie.
Au-delà du chèque énergie, d’autres leviers pour lutter contre la précarité énergétique sont déployés :
- des leviers préventifs : il s’agit d’agir sur la consommation d’énergie, notamment en améliorant la performance énergétique des logements ;
- des leviers curatifs : il s’agit des mesures mises en place en cas de fortes difficultés ou d’impayés (trêve hivernale et fonds de solidarité logement).
Ces aides sont détaillées page 125 – 126 du dossier du maître d’ouvrage, avec notamment le renforcement en 2018 du dispositif « Habiter Mieux » déployé par l’Agence nationale de l’Habitat, le crédit d’impôt pour la transition énergétique (qui sera transformé en prime à partir de 2019), la mise en œuvre du nouveau dispositif de certificats d’énergie au bénéfice des ménages en situation de précarité énergétique.
En réponse à une précédente question demandant :
"Pourquoi dépenser autant d'argent sur le développement des ENR intermittentes (environ une trentaine de milliards d'euros depuis 10 ans), alors que notre production électrique n'émet que très peu de GES grâce à l'hydro et au nucléaire ? ",
vous aviez répondu :
"Si l'énergie nucléaire constitue d'un point de vue des émissions de gaz à effet de serre un atout, sa forte proportion est également susceptible de dégrader la robustesse du système électrique. L'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) a ainsi rappelé à plusieurs reprises qu'une des vocations de la diversification du mix électrique était de renforcer aussi la sécurité d'approvisionnement en électricité. 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".
Alors pourquoi la PPE envisage-t-elle de se reposer sur des sources d'énergies aléatoires et intermittentes (vent et soleil) qui risquent de faire justement défaut en cas de défaut de fonctionnement de plusieurs réacteurs nucléaires ?
Dans ce cas, pourquoi ne pas constituer cette marge de sécurité avec des réacteurs EPR de conceptions différentes qui ne souffriraient pas du même défaut générique ?
Ou par des centrales à gaz de secours "en assurance" et qui ne fonctionneraient qu'en cas d'absolue nécessité comme l'éventualité d'un défaut générique sur une dizaine de réacteurs comme le suggère l'ASN ?
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 non de la consommation.
A moyen terme, la gestion de l’équilibre offre-demande doit être appréciée en prenant en compte l’ensemble des moyens de production disponible, l’évolution de la consommation et des usages (amélioration de l’efficacité énergétique, chauffages plus performants…) et l’ensemble des flexibilités du système (stockage, effacement…). Le bilan prévisionnel 2017 publié par RTE montre que la sécurité d’approvisionnement électrique peut être assurée avec des taux d’énergies renouvelables importants à l’horizon 2035 (jusqu’à 49 % dans le scénario Ampère), des fermetures de centrales nucléaires (jusqu’à 16 réacteurs d’ici 2035) et sans recours à des centrales thermiques. Le détail de ces analyses est public et disponible sur le site de RTE.
Le prix du gas-oil pour véhicule diesel a violemment augmenté, ce qui conduit le marché à basculer vers les véhicules à essence. Pourquoi une telle violence dans cette évolution de la fiscalité, ce qui conduit à davantage de C02 (puisque les véhicules diesel consomment moins), à des importations de moteur essence et à des importations de carburant ? Les véhicules diesel ayant la réputation d'une plus longue durée de vie n'y a-t-il pas aussi une plus grande empreinte écologique à renouveler plus fréquemment les véhicules à essence ?
Le Plan Climat vise la fin de la vente des voitures neuves émettant des gaz à effets de serre d’ici 2040. La priorité du Gouvernement est de favoriser le décollage et à l’amplification massive des ventes de véhicules zéro émission.
Alors que les émissions moyennes de CO2 ont diminué de 2009 à 2015, ces émissions tendent aujourd’hui à stagner voire augmenter tant pour les véhicules essence que pour les véhicules diesel. Ainsi, les émissions moyennes des voitures diesel ont augmenté de 1 g CO2/km entre 2016 et 2017 et de 0,3 g CO2/km pour les voitures essence sur la même période. Par ailleurs, la masse des voitures neuves tend à augmenter alors que les pouvoirs publics promeuvent l’allègement des véhicules, notamment à travers le Programme d'Investissements d'Avenir (PIA). La révision régulière du barème écologique incite les acheteurs de voitures neuves à se tourner vers les voitures les plus sobres.
D’autres outils ont été mis en place pour encourager le recours aux véhicules les moins polluants, tels que les certificats qualité de l’air ou encore la taxe sur les véhicules de société.
Les taxes sur les carburants marquent notamment la volonté du Gouvernement de faire porter la fiscalité sur les énergies fossiles et carbonées, afin de contribuer à la lutte contre le changement climatique et la pollution atmosphérique.
Pour y parvenir, le Plan Climat prévoit une augmentation accélérée, lisible et durable du prix du carbone sur 5 ans. Elle doit permettre d’influencer les choix des acteurs économiques et de favoriser l’innovation verte, notamment en développant l’utilisation de produits énergétiques moins carbonés.
Le Plan Climat prévoit également la convergence de la fiscalité essence-gazole au cours du quinquennat. Ce mouvement, engagé en 2015, doit faire disparaître l’avantage fiscal dont bénéficie le gazole alors même qu’il s’agit d’un carburant plus polluant que l’essence. Il est donc prévu, en complément de l’augmentation de la composante carbone, de rapprocher la fiscalité du gazole et de l’essence avec un rythme de +2,6 c€/L par an entre 2018 et 2021.
Ces mesures ont entraîné au 1er janvier 2018 une augmentation du prix des carburants.
En complément à la question n°353 : pouvez-vous préciser les méthodologies des travaux qui mentionnent bien des émissions de 66 g de CO2/KWh électrique nucléaire (Ademe, Base carbone, nov 2014, documentation des facteurs d'émission de la base carbone, page 93). Pourquoi de tels écarts d'un facteur 6 avec les données autour de 10g CO2/KWh. Quelle perplexité ! Cela ne nécessiterait-il pas des méthodologies et des données cartes sur table des travaux nationaux et internationaux ? Sur quoi s'appuyer de sûr, vérifié et admis par tous ? Merci d'avance de votre réponse.
Nous vous remercions de votre contribution.
Si le chiffre 66 est effectivement cité dans la documentation des facteurs d'émissions de la Base Carbone (page 93), il provient, comme mentionné dans le document, d’un article publié dans Energy Policy en 2008.
Cet article a examiné 103 études d’analyses en cycle de vie pour des centrales nucléaires et en a retenu 19 répondant aux critères de sélection suivants : études publiées, réalisées depuis 1998, accessibles au public, transparentes sur la méthodologie utilisée et fournissant des estimations claires des émissions de gaz à effet de serre selon les postes distincts du cycle de vie de la production d’électricité issue du nucléaire. Pour ces 19 études, la valeur moyenne est de 66 gCO2/kWh, avec une fourchette comprise entre 1,4 et 288 g, soit deux fois plus large que celle proposée par le GIEC.
Toutefois, l’article souligne des disparités importantes entre les méthodologies utilisées d’une étude à l’autre. La représentativité de cette valeur moyenne est donc fortement questionnée.
Par ailleurs, le chiffre 66 dans la documentation des facteurs d'émissions de la Base Carbone (page 93) n’est cité que pour mettre en avant la disparité des facteurs d’émissions disponibles dans la littérature internationale concernant la filière nucléaire. Il est effectivement retenu dans la base carbone (page 91) un facteur d’émission de 10 gCO2eq/kWh pour les centrales nucléaires, ce chiffre étant issu de la base de données European Life Cycle Database (données provenant de PE International). Il est de fait du même ordre de grandeur que le niveau d’émission moyen de la filière nucléaire, au niveau mondial (12 gCO2eq/kWh) défini en 2014 par le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC).
Enfin, si la fourchette [3,7-110] gCO2eq/kWh définie par le GIEC est effectivement importante, elle est toutefois à relativiser au regard de la fourchette plus large des niveaux d’émissions de CO2eq/kWh des différentes filières énergétiques.
Votre réponse ne répond pas à ma question. Je me suis peut-être mal fait comprendre. Soyons concrets et précis. Prenons un 31 décembre en soirée (disons 20h). La production PV est nulle et par temps froid la demande atteint 100 GW. La puissance éolienne n'est que 10% de la puissance éolienne installée. Que seraient alors les puissances pilotables nécessaires pour faire face à la demande ? Charbon, fuel, gaz, nucléaire ?
Un mix à 50 % de nucléaire et 40 % d’énergies renouvelables est un mix annuel moyen. Il ne présume pas du mix ponctuel au jour le jour en fonction des conditions climatiques. Les énergies renouvelables ne sont pas toutes intermittentes : l’énergie renouvelable la plus utilisée pour produire de l’électricité est l’hydroélectricité qui est parfaitement pilotable. En conditions climatiques particulières, en soirée, les centrales nucléaires et thermiques gaz vont vraisemblablement être davantage appelées que leur participation au mix moyen annuel. Les interconnexions entre pays européens ont également pour effet de lisser les impacts de phénomènes climatiques par foisonnement sur l’ensemble du continent.
Il est souvent reproché au nucléaire de dissiper dans la nature une grande partie de l'énergie sous forme de chaleur, reproche que l'on pourrait faire de la même façon aux centrales à combustibles fossiles, mais que, curieusement, on ne fait pas. Cependant, les centrales à combustibles fossiles fonctionnent parfois, c'est souvent le cas au Danemark, en cogénération, ce qui permet de récupérer pour des besoins de chauffage, via des réseaux de chaleur, une grande partie de la chaleur perdue. Je crois savoir que la cogénération nucléaire a déjà été utilisée en Europe de l'Est, et que la Finlande l'envisage pour l'avenir.
Question : qu'est-ce qui s'oppose à l'utilisation de la cogénération nucléaire en France, et est-elle envisagée dans le cadre de la PPE et de celui de la LTECV ?
Comme vous le soulignez à juste titre, la cogénération permet de récupérer la chaleur perdue lors de la production d’électricité et d’augmenter le rendement à plus de 80 % pour une centrale thermique fossile par exemple, tout en réduisant la consommation d’énergie primaire, et de réduire ainsi potentiellement les émissions de gaz à effet de serre issues d’un chauffage au gaz. Dans le même esprit de valorisation de la chaleur perdue, la récupération de chaleur fatale est l’un des enjeux de développement traités par la programmation pluriannuelle de l’énergie. Une étude de l’ADEME[1] a été réalisée sur les gisements de chaleur fatale industrielle en France et fait état d’un potentiel maximum de 109,5 TWh au niveau national. Environ 15 % de ce gisement est situé à proximité d’un réseau de chaleur existant qui pourrait permettre sa valorisation.
Les centrales nucléaires, dont le rendement moyen n’est que de 33 % du fait de leur seule production électrique, pourraient en effet représenter une piste à étudier pour la cogénération. Elle a effectivement été mise en œuvre en Europe de l’Est et étudiée en Finlande pour fournir en chaleur les villes situées aux alentours des centrales. Le potentiel de récupération de chaleur est bien présent en France et 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. Néanmoins, l’opportunité d’un déploiement à d’autres réacteurs dépend de plusieurs conditions.
Tout d’abord, la distance avec les consommateurs de chaleur doit être telle que les pertes ne soient pas trop importantes, or les centrales nucléaires sont souvent implantées à distance des lieux d’habitation. Par ailleurs, la cogénération nucléaire doit aussi pouvoir trouver une rentabilité économique. Or, elle nécessiterait de réaliser des investissements en termes de soutirage de la vapeur sur la centrale et de raccordement sur de très longues distances à un réseau de chaleur en raison de l’éloignement des centrales vis-à-vis des centres urbains, et génèrerait un coût supplémentaire lié au déficit de production d’électricité causé par le prélèvement de chaleur. Enfin, des enjeux contraignants de sûreté sont également à prendre en compte du fait des modifications qu’il faudrait apporter à la centrale.
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[1] Etude intitulée « La chaleur fatale », Edition 2017, ADEME
C'est suite à la question n°147 "Coopératives de production d'électricité renouvelable". Question : En France, les coopératives de production d'électricité renouvelable représentent quelle puissance raccordée, quelle est leur production annuelle, et leur part dans la production d'électricité renouvelable ?
Des éléments de réponse peuvent être trouvés dans ce document de l’ADEME. Les projets des sociétés coopératives d’intérêt collectif représentent 23 % des projets participatifs.
Selon le même document, les projets participatifs représentent :
- « Pour l’éolien, une puissance totale de 260 MW, soit 3 % de la puissance totale installée en France (chiffres 2014-15 / Source EDF, FEE), ou encore une production moyenne de 520 000 MWh (consommation annuelle d'environ 430 000 habitants hors chauffage et eau chaude sanitaire).
- Pour le photovoltaïque, une puissance de 38 MWc soit 0,7% de la puissance totale installée en France (chiffres provisoires 2014 / Source SOeS), soit une production moyenne de 38 000 MWh (consommation annuelle de 30 000 hab. hors chauffage et ECS). »
D'après les derniers chiffres de l'Agence Internationale de l'Energie (« Key World Energy Statistics 2017 »), si l'on compare France et Allemagne en termes d'émissions de CO2, on obtient :
Emissions annuelles de CO2 : France : 290,5 MTCO2 Allemagne 729,8 MTCO2
Emissions annuelles de CO2/habitant : France : 4,37 TCO2/h Allemagne 8,93 TCO2/h
Emissions annuelles de CO2/Unité de PIB : France : 0,1 kgCO2/2010 US $ Allemagne 0,2 kgCO2/2010 US $
On constate donc un rapport de 1 à 2 pour ces différents chiffres.
Il y a aussi un rapport de 1 à 2 du prix de l'électricité pour les particuliers entre France et Allemagne.
Ma question : Pourquoi y a-t-il en France un dénigrement permanent sur le « retard » de la France par rapport à l'Allemagne en termes de politique climatique ? La France n'est-elle pas nettement plus efficiente ?
Nous vous remercions pour cette contribution à la réflexion pour l’élaboration de la prochaine programmation pluriannuelle de l’énergie.
Les émissions globales de l’Allemagne sont effectivement bien supérieures à celles de la France. Ainsi, en 2016, les émissions de l’Allemagne étaient de 909 MtCO2e (hors secteur des terres[1]), en baisse de 27 % par rapport à 1990, alors que les émissions françaises étaient de 458 MtCO2e en 2016, en baisse de 16 % par rapport à 1990.
Rapportées au nombre d’habitants, les émissions en 2016 étaient de 11 tCO2e par habitant en Allemagne contre 6,8 tCO2e par habitant en France. Rapportées au PIB, les émissions allemandes sont de 0,29 kgCO2/€ alors que les françaises sont de 0,21 kgCO2/€.
Ces différences s’expliquent notamment par les émissions du secteur énergétique, beaucoup plus émetteur en Allemagne, qui représente 33 % des émissions allemandes contre 8 % des émissions françaises.
Les émissions françaises sont donc sensiblement inférieures aux émissions allemandes, y compris quand elles sont rapportées au PIB ou au nombre d’habitants. Il n’y a donc pas de raison de parler de retard de la France sur l’Allemagne.
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