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
Afin d'assurer son alimentation électrique, la France doit disposer à chaque instant d'autant de puissance de production que de puissance consommée.
Les ENR intermittentes (solaire, éolien, usines marémotrices) n'offrent pas cette assurance car leur puissance produite varie à la hausse comme à la baisse (jusqu'à des puissances nulles) en fonction de facteurs naturels, indépendamment de la consommation.
La construction et le maintien de centrales pilotables (hydrauliques, nucléaires, thermiques à flamme) est donc nécessaire pour assurer la sécurité d'approvisionnement.
Une fois qu'elles sont construites, la France a le choix de les faire tourner à plein régime ou partiellement, ou bien de construire en complément des ENR intermittentes et de privilégier leur production.
Donc après avoir payé les coûts fixes des moyens de production pilotables nécessaires à la sécurité d'approvisionnement, se présente à nous le choix économique entre :
- payer en plus le coût marginal de l'électricité produite par ces centrales hydrauliques, nucléaires ou à gaz,
- ou bien payer en plus le coût complet des ENR intermittentes, càd leurs coûts fixes plus leurs coûts variables.
Le coût marginal de l'énergie nucléaire est d'environ 10€/MWh, et il devrait être inférieur pour les réacteurs EPR (notamment grâce à une consommation moindre de combustible par TWh d'électricité produite).
Le coût complet du solaire et de l'éolien ne descend en France jamais sous 60€/MWh, et ne pourra jamais descendre à un niveau aussi faible que 10€/MWh.
Pourquoi donc privilégier la construction d'ENR intermittentes si :
- elles n'ont pas la possibilité d'être rentables,
- elles n'apportent aucune sécurité d'approvisionnement supplémentaire,
- elles ne diminuent pas le moindre du monde le risque nucléaire puisqu'il faut toujours autant de centrales nucléaires avec autant de combustible en cuve, même si ces centrales tournent moins pour laisser la place aux ENR et gagnent ainsi moins d'argent pour payer leur maintenance,
- elles nécessitent des subventions pharaoniques (la Cours des Comptes parle de 120 milliards d'euros pour les ENR déjà installées),
- leur bénéfice environnemental est en France nul ou négatif ?
Merci par avance de me répondre autre chose que "pour diversifier notre approvisionnement", besoin réel mais auquel ces ENR intermittentes ne répondent pas.
Par ailleurs, je vous rappelle que RTE ne réussit dans ses scénario prévisionnels à faire baisser la place du nucléaire que grâce à une baisse de la consommation de pointe et une construction d'interconnexions supplémentaires avec nos voisins, éléments qui en eux-même ne justifient en rien la baisse de la part de cette énergie.
Concernant la sécurité d’approvisionnement
Le bilan prévisionnel de RTE publié en 2017 montre que des trajectoires de développement des énergies renouvelables électriques sont possibles, sans avoir recours à de nouveaux moyens de production pilotables, et en réduisant la part du nucléaire. Il s’agit notamment des scénarios « Ampère » et « Volt ».
Les éléments fournis par le bilan prévisionnel sur la sécurité d’approvisionnement reposent, comme vous l’indiquez, sur la baisse de la pointe de consommation et le développement des interconnexions, mais également sur la contribution des énergies renouvelables à la pointe (notamment éolien terrestre et en mer) et sur le développement de nouvelles flexibilités (dont l’effacement).
Vous pouvez en outre utilement vous référer au site Eco2Mix de RTE pour constater la participation des énergies renouvelables (notamment l'éolien) à la sécurité d’approvisionnement au cours de l’hiver.
Il pourrait par ailleurs être rappelé que la sécurité d’approvisionnement peut se définir comme la capacité du système énergétique à satisfaire de façon continue et à un coût raisonnable la demande prévisible du marché. Pour le système électrique, le critère de défaillance, ou critère de sécurité d’alimentation électrique, représente le niveau de délestage accepté chaque année par la collectivité. Il est défini comme « une durée moyenne de défaillance annuelle de trois heures pour des raisons de déséquilibre entre l'offre et la demande d'électricité ».
Ce critère signifie que chaque année, l’espérance, sur l’ensemble des scénarios de production et de consommation possibles, et en tenant compte de la contribution des interconnexions, de la durée pendant laquelle au moins un consommateur est délesté pour des raisons de déséquilibre offre-demande, doit être inférieure à trois heures.
Le respect du critère n’implique donc pas une absence totale de risque totale de défaillance, mais que le risque est contenu dans des limites définies. Ainsi, la sécurité d’approvisionnement doit s’apprécier de manière probabiliste sur plusieurs scénarios faisant évoluer la demande, la disponibilité de moyens de production renouvelables ou conventionnels y compris nucléaire.
La programmation pluriannuelle de l’énergie fera de plus l’objet d’une étude d’impact rendue publique (dite "évaluation environnementale stratégique"), portant sur les impacts économiques, sociaux et environnementaux. Cette étude d’impact prendra bien en compte l’impératif d’assurer la sécurité d’approvisionnement et chiffrera les coûts des éventuelles solutions de flexibilité du système électrique qui seraient nécessaires.
Concernant la rentabilité des énergies renouvelables intermittentes
Comme vous l’évoquez, le coût des énergies renouvelables électriques est encore supérieur aux prix de marché de l’électricité. L’Etat a mis en place plusieurs outils qui permettent de soutenir leur développement.
Il convient toutefois de noter que les résultats des derniers appels d’offres relèvent par exemple que les coûts des énergies renouvelables sont en très forte baisse, notamment pour le solaire photovoltaïque . A l’échelle mondiale également, le coût moyen des installations photovoltaïques et éoliennes est en forte baisse, comme le montre le graphique ci-dessous.
Pour le photovoltaïque, le coût de production des centrales au sol devrait être compris entre 40 et 50 €/MWh en 2030, et le coût sur bâtiment compris entre 60 et 70 €/MWh. Un coût de production compris entre 45 et 60 €/MWh est anticipé en 2030 pour l'éolien terrestre, et entre 50 et 100 €/MWh pour l’éolien en mer.
S’il est vrai que les services rendus au réseau ne sont pas les mêmes pour tous les moyens de production et qu’il convient d’être prudent dans la comparaison des coûts de production, il n’est pas correct de comparer le coût complet pour les énergies renouvelables et le coût marginal pour le nucléaire que vous établissez à 10 €/MWh ou moins pour les EPR, alors que ces dernières capacités n’ont pas encore été construites.
Concernant le bénéfice environnemental des énergies renouvelables intermittentes
Le tableau ci-dessous reprend les impacts environnementaux en analyse de cycle de vie de trois filières pour la production d’un kWh. Ces données sont issues de la base de données IMPACT tenue par l’ADEME. Elles montrent l’atout environnemental du photovoltaïque et de l’éolien, qui est d’un niveau comparable à celui du nucléaire.
Au lieu d'effectuer des installations éoliennes ou photovoltaïques dont la capacité de fournir de l’électricité reste aléatoire, pourquoi ne pas mettre à l'étude le moteur à induction magnétique ou celui à répulsion ou encore à aimants permanents qui permettent de faire tourner une turbine indéfiniment sans émission de CO2 ni impact sur l'environnement ? Ces moteurs peuvent aussi être adaptés aux camions et voitures...
Le soutien à la recherche & développement et à l’innovation est une composante fondamentale de l’action de l’Etat pour la mise en œuvre de la transition énergétique, inscrite dans la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte, qui prévoit l’élaboration d’une stratégie nationale de la recherche énergétique (SNRE). La SNRE constitue ainsi un nouvel outil de stratégie pour les acteurs français de la recherche et de l’innovation afin de permettre l’émergence du système énergétique de demain
Dans ce contexte, l’effort de financement public de la recherche réalisé par la France dans le domaine des nouvelles technologies de l’énergie (énergies renouvelables, efficacité énergétique, capture et usage du carbone, stockage et réseaux) a été de l’ordre de 440 M€ ces dernières années, selon la nomenclature proposée par l’Agence internationale de l’énergie, soit un peu plus de 40 % des dépenses de recherche réalisées par la France dans le domaine de l’énergie.
Parallèlement au financement des organismes de recherche, l’Etat soutient des actions de recherche & développement principalement via le programme « Investissements d’avenir » (PIA) opéré par l’ADEME (démonstrateurs de recherche et d’innovation) ou par l’Agence nationale de la recherche (Instituts pour la transition énergétique).
Projets financés par l’ADEME dans le cadre du PIA
Entre 2010 et 2017, l’ADEME a opéré les actions des deux premiers volets du PIA : « Démonstrateurs de la transition écologique et énergétique » et « Véhicules et transports du futur », couvrant ainsi de multiples thématiques se répartissant en quatre grands volets :
- la production d’énergies renouvelables, le stockage de l’énergie et les réseaux électriques intelligents ;
- l’efficacité énergétique dans le bâtiment, l’industrie et l’agriculture et la chimie du végétal ;
- l’économie circulaire et les déchets ;
- les transports dans toutes leurs composantes et la mobilité.
Différents outils de financement furent mis en œuvre, appels à projets pour démonstrateurs, initiative PME et interventions en fonds propres, permettant de financer, au travers de 85 appels à projets, 745 projets pour un montant global d’aides de 2,5 Md€ (budget global des projets : 7,22 Md€).
Dans la continuité des PIA 1&2, l’ADEME est opérateur de plusieurs actions dans le cadre du troisième volet du PIA (démarré en 2017), pour un montant total de 1 Md€ :
- « démonstrateurs territoriaux et d’innovation de grande ambition », avec 400 M€ de fonds propres et 300 M€ d’aides d’Etat (la Caisse des dépôts et consignations est également opérateur avec des crédits séparés sur le volet territorial). Cette action constitue pour l’ADEME la suite des actions PIA1&2 pour le soutien aux « démonstrateurs de la transition écologique et énergétique » ;
- « concours d’innovation » dédiés aux PME, avec 150 M€ d’aides d’Etat (la BPI est également opérateur avec 150 M€, qui doivent aussi couvrir le volet territorial) ;
- soutien aux « écosystèmes d’innovation » dans le domaine de la mobilité durable, avec 150 M€ d’aides d’Etat.
Actions incitatives destinées à stimuler la recherche et l’innovation associées aux énergies renouvelables - Les Instituts pour la Transition Energétique
Les Instituts pour la Transition Energétique (ITE) sont des plateformes publiques-privées qui visent à constituer des campus d’excellence rassemblant recherche académique, grands groupes et tissus de PME sur les thèmes spécifiques de la transition énergétique pour favoriser l’innovation en faisant converger les efforts publics de recherche & développement et les stratégies industrielles. Les ITE ciblent ainsi le développement industriel d’une filière complète, depuis l’innovation technologique jusqu’au démonstrateur et au prototype industriel.
C’est l’Agence nationale de la recherche (ANR) qui, dans le cadre du programme des investissements d’avenir (PIA), assure le suivi de cette dizaine de structures, labellisées en 2011 et 2012 dans les domaines suivants :
- chimie verte et matériaux agrosourcés ;
- énergies marines renouvelables ;
- énergies solaires ;
- géothermie ;
- réseaux électriques intelligents ;
- efficacité énergétique ;
- bâtiment durable
- véhicule décarboné et mobilité.
Ce programme est doté d’une enveloppe de l’ordre du milliard d’euros finançant jusqu’à 50 % des activités de l'ITE.
Quel est le coût complet pour la collectivité nationale du développement des ENRs intermittentes ?
Parmi les questions à débattre, les participants à l'atelier préparatoire du 17 janvier avaient retenu les suivantes :
Que va coûter la transition énergétique ? Qui va payer ? Quels emplois peuvent être créés ?
Questions d'autant plus légitimes que l'information du public sur la PPE est l'un des trois objectifs du débat, tels que définis par la CNDP elle-même. Questions d'autant plus importantes que l'opinion – régulièrement invitée à se prononcer sur la Transition Energétique – est le plus souvent laissée dans l'ignorance de cette problématique.
Ce coût va en effet bien au-delà du coût d'achat et d'installation des éoliennes et des panneaux solaires. Plusieurs composantes de ce coût devraient être prises en considération et dans la mesure du possible, être chiffrées, par exemple celles-ci :
- Le coût de l'obligation d'achat et de son substitut, le complément de rémunération ;
- Le maintien en fonctionnement de moyens de production permettant de pallier les conséquences de l'intermittence, notamment la perte de valeur du parc nucléaire ;
- Le stockage de masse, notamment le stockage inter-saisonnier ;
- Le coût en investissement. Pour fixer les idées : 84 GW d'éolien et de solaire sont nécessaires pour produire autant d'énergie que 20 GW de nucléaire :
- Les nouveaux défis que doivent relever les gestionnaires du réseau pour en maintenir la stabilité ;
- Les dépenses fiscales, par exemple l'exonération de l'IRPP pour l'électricité envoyée sur le réseau par les auto-consommateurs qui disposent de surplus de production ;
Quant à l'emploi, il faut savoir que la construction de panneaux solaires a pratiquement disparu d'Europe et que, de ce fait, la majorité des emplois créés en France par le solaire sont ceux – éphémères – du montage ; reste la seule maintenance qui ne représente qu'une faible fraction du total. Quant aux parties nobles des éoliennes terrestres (rotors...) elles ne sont pas fabriquées en France.
Le contexte est aujourd'hui radicalement différent de ce qu'il pouvait être lors du démarrage du programme électronucléaire français : il est ici bien tard, les places sont déjà prises et la compétition est féroce.
Nous vous remercions de votre contribution qui nourrit notre réflexion pour l’élaboration de la Programmation pluriannuelle de l’énergie.
Les impacts macro-économiques de la Programmation pluriannuelle de l’énergie ont été modélisés à l’aide du modèle Three-ME[1], conjointement par l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (ADEME), l’Observatoire français des conjonctures économiques (OFCE) et la Direction générale de l’énergie et du climat (DGEC). Les effets de la Programmation pluriannuelle de l’énergie sur l’économie française dépendent :
- de l’effet de la baisse de la demande d’énergie sur la balance commerciale ;
- de la réduction de la production d’énergie ;
- de l’influence des prix de l’énergie sur les investissements d’efficacité énergétique et leur rentabilité ;
- de la modification des imports/exports des diverses filières ;
- des effets de la hausse du coût unitaire de production des entreprises sur les prix et la demande interne et externe ;
- des modalités de la redistribution des recettes fiscales environnementales ;
- de la variation de l’emploi.
L’impact de la Programmation pluriannuelle de l’énergie sur l’économie française est comparé à un scénario tendanciel de ce qui se serait passé sans la Programmation pluriannuelle de l’énergie. En 2030, la Programmation pluriannuelle de l’énergie de 2016 devrait avoir pour effet :
- d’augmenter le PIB de 1,1 % ;
- de créer 280 000 emplois supplémentaires ;
- d’augmenter le revenu disponible brut des ménages de 23 milliards d’euros (de 32 milliards d’euros en 2023) ;
- d’augmenter la valeur ajoutée dans l’industrie de 0,7 %.
Concernant plus particulièrement les énergies renouvelables intermittentes, les différentes évaluations des coûts de production de l’électricité montrent que, grâce notamment aux efforts menés dans la recherche et le développement et aux effets d’industrialisation, les technologies renouvelables qui se développent à grande échelle deviennent de plus en plus compétitives et que des objectifs ambitieux pour leur développement peuvent être atteints à un coût maîtrisé. La baisse des coûts de production sur le marché mondial est entraînée par la croissance importante des nouvelles installations à base de renouvelables. C’est particulièrement le cas pour le photovoltaïque et l’éolien, comme le montre le graphique ci-dessous.
En France, pour le photovoltaïque, le prix moyen proposé par les lauréats de la dernière période de candidature est de 85 €/MWh pour les installations sur bâtiments, contre 106,7 €/MWh début 2017 et 135,6 €/MWh en 2015. En 2030, le coût de production du photovoltaïque au sol devrait être compris entre 40 et 50 €/MWh et le coût du photovoltaïque sur bâtiment compris entre 60 et 70€/MWh.
Pour l'éolien, le tarif d’achat de l’électricité produite par les parcs de moins de 6 éoliennes et de moins de 3 MW de puissance unitaire est actuellement compris entre 72 à 74 €/MWh, ce dispositif inclut par ailleurs un système de plafonnement de la rémunération. Le prix moyen proposé par les lauréats de la première période de candidature à l'appel d'offres éolien terrestre, destiné aux plus grandes installations, est de 65,9 €/MWh.
Comme vous l’indiquez, le coût des énergies renouvelables à grande échelle doit aussi prendre en compte, en raison du caractère décentralisé et de l’intermittence de certaines filières, un coût supplémentaire lié à l’adaptation des réseaux et à une évolution des modes de gestion du système en nécessitant plus de flexibilité. L’Agence internationale de l’énergie considère que les besoins d’évolution du réseau, à partir de 45 % d’énergies non pilotables, augmentent les coûts de réseau d’un ordre de grandeur compris entre 12 % et 40 % des coûts de production.
À de hauts niveaux d’intégration, le pilotage de la demande doit être actionné avec par exemple des « compteurs intelligents » et d’autres formes de flexibilité que vous évoquez comme le stockage d’électricité à grande échelle qui est en train de devenir une réalité technologique. Il permet d’équilibrer la production et la consommation en stockant de l’électricité lorsque la consommation est faible et à l’inverse, lors d’une consommation plus forte, il rend de l’électricité au réseau. Le développement du stockage d’électricité devrait aider à gérer un réseau comportant davantage d’énergies renouvelables dont la production dépend des conditions de climat (vent, ensoleillement…).
Cependant, les moyens de stockage décentralisés présentent encore un coût d’investissement élevé qui ne permet pas leur rentabilité en métropole continentale. Le coût des batteries baisse toutefois rapidement, en même temps que le développement des énergies renouvelables. C’est pourquoi la Programmation pluriannuelle de l’énergie prévoit d’accompagner le développement des systèmes de stockage.
La révision de la programmation pluriannuelle de l’énergie fera l’objet d’une étude d’impact qui étudiera notamment la mobilisation des finances publiques à déployer pour respecter les objectifs qui seront définis. Tous ces chiffres seront intégrés dans la PPE.
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[1] Toutes les informations concernant le modèle se trouvent sur le site : http://threeme.org/
La récupération des rejets thermiques de centrales nucléaires est lourde. Pourquoi ne pas "transporter (train, réseau...)" la chaleur collectée en sortie du réacteur (350/400°) vers une centrale thermique proche de la ville, quitte à surchauffer le fluide caloporteur à l'arrivée par des énergies intermittentes (simple résistance haute température) ou fossiles pour obtenir un rendement bien supérieur, les rejets thermiques en sortie turbine pouvant être injectés dans le réseau de chaleur de la ville, une façon de redorer le blason du nucléaire qui rejette 100 Mds€ de chaleur au prix du fioul ? De plus, on pourrait imaginer réduire la température de sortie de réacteur sur les installations vétustes pour limiter les risques tout en les prolongeant.
Les centrales nucléaires, dont le rendement moyen n’est que de 33 %, présentent en théorie une capacité d’amélioration en termes d’efficacité énergétique. 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, le déploiement industriel de la cogénération nucléaire à grande échelle pose encore question. D’une part, le parc nucléaire français a été construit pour produire de l’électricité et non pas pour produire de la chaleur, le réacteur étant directement associé à un groupe turbo-alternateur sur site et raccordé aux réseaux électriques. D’autre part, même si on venait à changer l’usage du réacteur, les pertes de chaleur lors du transport risqueraient d’être très importantes car les centrales nucléaires sont le plus souvent implantées à distance des lieux d’habitation ou même des centrales thermiques proches des villes. Par ailleurs, la récupération de chaleur 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 une fois de plus de l’éloignement des centrales vis-à-vis des centres urbains. Enfin, des enjeux contraignants de sûreté sont également à prendre en compte en cas de modifications apportées à la centrale.
Pour produire de l'énergie à partir des huiles, on utilise la combustion (phénomène physique) qui produit du CO2 que cela soit de l'huile de palme, de colza, de tournesol, etc. Donc le gouvernement encourage et subventionne les GES et tolère un geste indigne de certaines personnes. Pourquoi ?
Les huiles végétales (colza, palme, tournesol…) peuvent être utilisées pour la production de biocarburants : elles sont transformées en esters méthyliques d’acides gras (EMAG) ou en hydrocarbures (par hydrotraitement).
La transformation en esters d’acide gras se fait par une réaction chimique de transestérification qui consiste à faire réagir un corps gras (les triglycérides contenus dans les huiles ou les graisses) avec un alcool (méthanol ou éthanol) pour obtenir un ester d’acide gras. Les huiles peuvent également être hydrotraitées, c’est-à-dire traitées à l’hydrogène pour permettre leur transformation en hydrocarbures.
Le biocarburant émet des gaz à effet de serre lors de la phase de combustion. Il convient cependant d’analyser le bilan des émissions de gaz à effet de serre associées aux biocarburants dans le cadre d’une analyse du cycle de vie. Une telle analyse tient notamment compte du fait que la totalité du carbone issu de la matière organique utilisée pour produire le biocarburant provient d’une captation du dioxyde de carbone atmosphérique par le processus de photosynthèse. Elle intègre par ailleurs les émissions associées à certaines étapes de la production du biocarburant, mais également les émissions évitées, notamment par le biais de la baisse des importations de carburants fossiles.
Pour être valorisés dans les carburants, les biocarburants produits à partir d’huiles doivent respecter des critères de durabilité et en particulier assurer au minimum un gain d’émissions de gaz à effet de serre de 50 % sur leur cycle de vie par rapport au carburant fossile.
L'Autorité de Sureté Nucléaire (ASN) a écrit que "le système électrique doit disposer de marges pour pouvoir faire face à une anomalie générique affectant le parc nucléaire", et on peut comprendre son souci de préserver la sérénité de ses actions. Lorsque le Maître d'Ouvrage, pour justifier le remplacement de tranches nucléaires par des ENR intermittentes, invoque la satisfaction ainsi donnée à l'ASN, il me semble qu'il lui fait dire ce qu'elle n'a pas dit. Dans le même ordre d'idées : que doit penser l'ASN des deux premières décisions prises dans le cadre de la LTECV 2015 : fermeture des deux tranches de Fessenheim et fermeture de toutes les tranches au charbon ?
L’objectif fixé par le législateur d’augmenter la part d’énergies renouvelables et de réduire la part du nucléaire répond à plusieurs impératifs.
L’un de ces impératifs est bien celui mentionné par l’ASN qui vise à fournir une meilleure résilience du système électrique, en disposant de marges suffisantes pour faire face entre autres à une anomalie générique.
Vous pouvez vous référez à cette vidéo, dans laquelle le président de l’ASN précise bien (autour de la vingtième minute) que le système électrique a besoin « de marges, quelles qu’elles soient, quelle qu’en soit leur origine », pour pallier la fermeture de plusieurs réacteurs liée à une anomalie générique.
La loi de transition énergétique pour la croissance verte n’a pas programmé de fermeture de tranches nucléaires, mais elle a instauré un plafond de la puissance nucléaire installée en France. La fermeture des tranches de Fessenheim sera donc concomitante à la mise en service du réacteur de Flamanville 3, la puissance du parc nucléaire étant inchangée lors de cette opération.
Le choix de la fermeture de centrales au charbon a été annoncé par Nicolas Hulot dans le plan Climat afin de répondre aux engagements climatiques de la France qui font également partie de la loi. Bien que cette fermeture se traduise en effet par une réduction des capacités installées, les analyses réalisées par RTE dans le cadre de son bilan prévisionnel illustrent que la fermeture de ces centrales est possible au regard de la sécurité d’approvisionnement.
1/ Energie et services funéraires : avons-nous évalué l'empreinte carbone de l'activité des établissements publics et privés de Pompes Funèbres ?
2/ Energie et P.L.U. rural : avons-nous évalué l'empreinte carbone du trou réglementaire (ni POS, ni PLU) sur l'urbanisme en milieu rural ?
1/ La fédération française de la crémation fournit pour information à l’État le nombre de corps incinérés annuellement, ce qui permet de tenir compte des émissions de la crémation. Les émissions de gaz carbonique issues de ces corps étant d’origine organique, elles ne sont pas anthropogéniques et ne sont pas comptabilisées dans l’inventaire des gaz à effet de serre. Les émissions de méthane et de protoxyde d’azote sont supposées négligeables.
Une étude publiée le 12 octobre 2017 par les Services funéraires de la Ville de Paris (SFVP) apporte des éléments sur l’empreinte carbone et sur les émissions de la crémation. Elle conclut que l’inhumation équivaut en moyenne à 3,6 crémations. En moyenne, la crémation ne produirait que 233 kg de CO2. Pour étudier les impacts de l’empreinte carbone de l’inhumation, l’étude a pris en compte plusieurs éléments : la fabrication du cercueil, son transport, sa destination (type de caveau et origine du monument), l’entretien du cimetière, l’altération du corps du défunt à la fin d’une concession de 30 ans, et enfin les émissions liées à sa crémation ou sa mise en ossuaire des ossements à l’issue de la période de concession. Pour l’incinération, la fabrication du cercueil, de l’urne et leur transport, l’altération du corps du défunt à la remise de l’urne cinéraire jusqu’à sa destination finale (columbarium, cavurne, caveau, dispersion) ont été pris en compte.
Il apparaît selon cette étude que, dans une approche d'analyse de cycle de vie (ACV), l’inhumation serait bien plus émissive que la crémation. En effet, une mise en terre correspond environ à 3,6 crémations, soit plus de 830 kilos d’émissions de CO2, en particulier du fait de la destination (88 % des émissions selon un scénario moyen) contre 233 kg de CO2 pour la crémation. En effet, le caveau est souvent fabriqué à l’aide de matériaux particulièrement émissifs en gaz à effet de serre (le béton est très énergivore à sa fabrication), et la sépulture également dans le cas de granit importé.
Le choix du crématorium serait également déterminant : certains seraient plus émetteurs de gaz à effet de serre que d’autres. Par ailleurs, l’enquête relève que la crémation permettrait de chauffer les bâtiments ou de récupérer les prothèses réalisées à partir de matériaux précieux en vue de les recycler.
Plusieurs pistes sont avancées pour réduire l’impact écologique des rites funéraires comme : la diminution du poids des cercueils, la réduction des quantités de vernis et de teinte, l’amélioration des performances des équipements ou encore la réduction des trajets. Cette étude doit permettre aux familles d’être guidées dans leurs choix qui ne reposeront désormais plus uniquement sur des critères économiques et culturels mais aussi sociaux et environnementaux.
2/ Les documents d’urbanisme ont un impact sur les émissions de gaz à effet de serre liées au changement d’affectation des sols et aux besoins en énergie générés par l’urbanisation (chauffage des bâtiments, mobilité, production locale d’énergie).
Sur les territoires non couverts par un document d’urbanisme, c’est le règlement national de l’urbanisme qui s’applique. Il est basé sur la règle de constructibilité limitée, décrite à l’article L111-3 du code de l’urbanisme, qui n’autorise les constructions nouvelles que dans les zones déjà urbanisées. Ce principe permet de limiter l’étalement urbain en développant la construction à l’intérieur ou en continuité immédiate de l’enveloppe urbaine existante. Les exceptions sont limitées, en l’absence de schéma de cohérence territorial (SCoT), au développement des installations agricoles ou à la construction d’habitation dans les anciens hameaux agricoles. Dans ce cas, les projets sont soumis à l’avis de la commission départementale de préservation des espaces naturels, agricoles et forestiers (CDPENAF) prévue à l'article L112-1-1 du code rural et de la pêche maritime.
Seulement un quart des communes où le règlement national s’applique est couvert par un SCoT. Sur ces territoires, il est également possible de déroger à la règle de constructibilité limitée pour les constructions incompatibles avec le voisinage des zones habitées ou sur délibération motivée du conseil municipal, pour développer la zone urbaine. La loi pour l’accès au logement et un urbanisme rénové de 2015 a restreint cette dernière possibilité aux cas où il se présente un risque de diminution de la population communale. Ces projets ne doivent alors porter atteinte ni à la sauvegarde des espaces naturels et des paysages, ni à la salubrité et à la sécurité publique, ni entraîner un surcroît important de dépenses publiques ; ils doivent également faire l’objet d’un avis conforme de la CDPENAF.
Les possibilités d’extension urbaine sont donc très limitées dans les communes qui ne sont pas couvertes par des documents d’urbanisme. De plus, si les territoires non couverts par des documents d’urbanisme représentent 10 % de la superficie nationale, ils sont pour plus des deux-tiers hors de l’influence des pôles urbains et accueillent moins de 1 % de la population. Ils ne sont donc pas au cœur des dynamiques d’urbanisation générant une augmentation des émissions de gaz à effet de serre.
Faisons l'hypothèse d'un mix de 50% de nucléaire sans centrales à combustible fossile – stratégie bas carbone oblige - et cela en 2030/2035. Cette hypothèse correspond à peu de chose près à ce qu'on peut déduire des déclarations de N. Hulot. Les autres 50% seraient donc le fait des renouvelables, les unes intermittentes, les autres pilotables. Soit, 35 % d'intermittence (éolien et solaire) ; le reste, soit 15%, pour l'hydraulique et autres ENRs pilotables : hypothèse raisonnable et qui tient compte du caractère éminemment variable d'une année sur l'autre de l'hydraulicité dans le pays.
Le nucléaire devrait alors être dimensionné pour garantir à 85% la sécurité d'approvisionnement face à l'intermittence, compte tenu du fait que l'éolien peut descendre à un productible très bas et que la faisabilité d'un stockage de masse de l'électricité à un coût abordable n'est pas démontrée.
Ce qui conduit à un nucléaire en capacité de produire 85% des 102 GWs de la pointe extrême observée à ce jour (février 2012), les 15% restant était le fait des ENRs pilotables. Ce faisant le parc sera utilisé loin de sa pleine capacité dès lors que les ENRs intermittentes ont la priorité d'injection dans le réseau.
Un tel scénario repose sur des hypothèses simplificatrices, comme tout scénario d'ailleurs. Mais, commençons par là et, ensuite, on pourra ajouter le potentiel d'effacement, les interconnections, les perspectives d'évolution du marché et du nombre d'heures à prix négatifs, etc.
Question : Quel pourrait être, dans ces conditions, le bilan économique du parc nucléaire, autrement dit sa perte de valeur due à l'intermittence ? Et, dans ces conditions, comment trouver des investisseurs (le nucléaire est en effet fait pour tourner en base) ?
Si on ajoute l'hypothèse selon laquelle le parc actuel pourra être autorisé à fonctionner 50 ans, c'est au milieu de la prochaine décennie qu'une décision devra être prise.
Nous vous remercions de votre contribution qui nourrit notre réflexion pour l’élaboration de la Programmation pluriannuelle de l’énergie.
A travers le monde, les réacteurs nucléaires fonctionnent le plus souvent à un niveau de puissance constant pour des motifs économiques : il est plus rentable de faire fonctionner les réacteurs à pleine puissance que de ne pas les utiliser car il n’y a pas de gain économique sur le combustible en cas d’arrêt d’un réacteur, contrairement aux énergies fossiles.
A contrario, en France, le parc nucléaire a été conçu pour fonctionner en suivi de charge et ainsi ajuster en permanence la production d’électricité à la consommation. Aujourd’hui, le coefficient de charge moyen du parc français est ainsi relativement bas si on le compare à d’autres références à l’international : il est ainsi de 72 % alors que le parc de l’opérateur Exelon aux Etats-Unis a un coefficient de charge de 90 %. Outre les enjeux technologiques et opérationnels que représente ce fonctionnement en suivi de charge, le parc français s’est ajusté économiquement à un tel fonctionnement.
Avec l’intégration croissante des énergies renouvelables, le parc nucléaire devra s’adapter demain à de nouveaux facteurs de variabilité, dans un contexte où la progression concomitante des interconnexions permettra de bénéficier de manière renforcée des capacités flexibles de nos voisins européens pour notre propre sécurité d’approvisionnement.
A l’horizon 2030-2035, les études de RTE ont ainsi confirmé la possibilité pour le système électrique d’intégrer de 40 à 49 % d’énergies renouvelables intermittentes, sans dégradation significative du coefficient de charge du parc nucléaire.
C'est suite à ma question n°277 "L’Ademe entre au capital d’entreprises privées". Concernant les interventions en fonds propres, n'y a-t-il a pas un risque de confllit d'intérêt entre l'ADEME investisseur privé et l'ADEME conseiller du gouvernement et dispensateur de fonds publics pour la promotion de nouvelles technogies ? Si oui, comment ce conflit d'intérêt est-il géré ?
Les objectifs de l’intervention en fonds propres
Le soutien de l’ADEME en fonds propres a pour objectif d'accompagner les premières mises en œuvre commerciales des développements. Ces fonds propres doivent permettre d'investir dans des projets d'infrastructures innovantes tant en France qu'à l'export, aux côtés d'investisseurs privés afin de permettre le partage des risques technologiques inhérents au lancement de ce type d'opérations. Ces prises de participations ont pour ambition d'accélérer encore le déploiement des nouvelles technologies :
- en accompagnant les premières unités commerciales dont le bouclage du financement demeure complexe en raison d'un risque additionnel lié à la nouveauté de la technologie ou du service mis en œuvre ;
- en faisant la démonstration du caractère avisé de l'opération (dans les conditions d'intervention d'un investisseur avisé en conditions de marché telles que définies par la pratique décisionnelle de la Commission européenne), qui doit ensuite permettre un relais plein et entier par le marché.
Les thématiques d'intervention en fonds propres concernent toutes celles qui concourent à la décarbonation de l'économie. L'objectif est de soutenir la mise en œuvre sur les marchés mondiaux de solutions développées ou intégrées par des acteurs disposant d'activités industrielles ou d'ingénierie ou de recherche sur le territoire national.
Une activité très encadrée par l’Etat qui évite tout conflit d’intérêt
Au-delà de satisfaire les objectifs généraux rappelés supra, la décision d’intervention de l’Ademe en fonds propres répond à un processus formel défini dans le cadre de la convention entre l'Etat et l'ADEME relative au programme d'investissements d'avenir (PIA), action « Démonstrateurs et territoires d'innovation de grande ambition ».
La gestion des fonds propres est confiée à une société par actions simplifiée créée à cet effet et dont le capital est initialement souscrit par l'ADEME agissant au nom et pour le compte de l'Etat au titre du PIA. Cette société, dénommée le « Véhicule d'Investissement », a pour objet, en France ou à l'étranger :
- l'acquisition, la souscription, la détention, la gestion et la cession d’actifs dans toutes sociétés ou entités juridiques, françaises ou étrangères, et plus généralement tout concours au financement d'entreprise industrielle ou commerciale dans le domaine de la transition énergétique et écologique ;
- toutes opérations relatives aux études, aux recherches, à la gestion de marchés dans le domaine de la transition énergétique et écologique ;
- et généralement, toutes opérations commerciales, financières, juridiques, mobilières ou immobilières, pouvant se rattacher directement ou indirectement à l'objet social ou à tous objets similaires ou connexes et susceptibles d'en favoriser le développement ou de contribuer à la réalisation de cet objet.
Le véhicule d’investissement est dirigé par un président (rôle assuré par l’ADEME) et est placé sous le contrôle d'un conseil de surveillance composé :
- d'un(e) représentant(e) du ministère en charge de l'énergie ;
- d'un(e) représentant(e) du ministère en charge de l'économie ;
- d'un(e) représentant(e) du ministère en charge de l'écologie et du développement durable ;
- du directeur général du Trésor ou de son/sa représentant(e) ;
- du secrétaire général pour l'investissement ou de son/sa représentant(e).
Pour chaque opportunité d'investissement ou de désinvestissement identifiée, le Véhicule d'Investissement conduit, avec le concours de l'ADEME, une première analyse en termes d'éligibilité et d'opportunité des dossiers reçus. Au terme de cette analyse, le comité de pilotage (COPIL) en charge de l’action « Démonstrateurs et territoires d'innovation de grande ambition » du PIA peut proposer au président du Véhicule d'Investissement l'entrée en instruction approfondie du projet, qui est conduite le cas échéant sous la responsabilité du Véhicule d'Investissement avec le concours de l'ADEME.
L’instruction achevée, le Véhicule d'Investissement présente au COPIL les conclusions de l'instruction comprenant notamment les recommandations et propositions de soutien. Le COPIL pourra alors émettre à l'intention du Secrétariat général pour l'investissement (SGPI), du Véhicule d'Investissement et notamment de son conseil de surveillance un avis relatif aux projets d'investissement et de désinvestissement qui lui sont présentés.
La réalisation des investissements et désinvestissements proposés par le COPIL relève de la responsabilité du Véhicule d'Investissement, sous réserve de leur validation par le conseil de surveillance. Toutefois, il appartient au Premier ministre, sur proposition du SGPI, d’autoriser l'ADEME à financer le Véhicule d'Investissement dans une limite fixée.
On peut ainsi constater que donner à l’ADEME l’opportunité d’intervenir par la prise de participations auprès d’entreprises contribuant à la décarbonation de l’économie, est une activité dont la finalité s’inscrit en complète cohérence avec l’ensemble des attributions de cet opérateur de l’Etat.
Le scénario Négatwatt se pose en trois points. Economie d'énergie, efficacité énergétique des bâtiments et énergie renouvelable a 100%. Le gouvernement compte faire en sorte de réduire le gaspillage d'énergie en demandant aux citoyens de modifier leur consommation en faisant attention. Or il nous impose le Linky qui n'est pas l'outil le plus utile pour faire des économies pour plusieurs raisons.
Premièrement : Nos compteurs actuels fonctionnent très bien et la perte d'énergie que nous pouvons avoir sur ceux-ci est payée par nos propres deniers. Le relevé de juillet faisant un rattrapage nous payons de toute façon les pertes engendrées par le réseaux.
Deuxièmement : La fabrication et l'installation des Linky consommera plus d'énergie et ne nous permettra pas d'ajuster notre consommation puisque ceux-ci nous donnent l'estimation de notre consommation du jour... le jour d'après. Impossible donc de réduire notre consommation pour faire des économies. En même temps quand on a besoin d'énergie pour faire fonctionner un ustensile on ne se demande pas combien ca va nous coûter, on consomme... Et tout le monde ne peut pas acheter des ustensiles très chers avec une indice énergétique AAA+ inclus.
Troisièmement : Les déchets des anciens compteurs (de 50 ans) seront rejoints 20 ans après par ceux des Linky. D'où encore une perte d'énergie dans la fabrication.
Quatrièmement : Les Linky ne sont là que pour vendre des objets connectés pour soit disant une maison "intélligente" ou smart house. Or ces objets connectés ne sont pas indispensables. Un réelle économie d'énergie consiste à avoir le moins d'objets électriques possible. Sinon il ne sert à rien de parler de transition écologique (qui soit dit en passant est une belle c...).
Quand le gouvernement compte-t-il mettre en place une véritable politique de sobriété énergétique basée sur la retenue et non sur l'hyper consommation d'objets connectés en plus ?
Plus largement, l’amélioration de l’efficacité énergétique est un objectif majeur de la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte (LTECV) de 2015 et de la Programmation pluriannuelle de l’énergie. Ainsi la LTECV fixe un objectif en 2030 de réduction de la consommation d’énergie finale à 20 %. Le dossier du maître d’ouvrage dresse l’ensemble des mesures mises en œuvre ou prévues en ce sens, pages 30 à 54. Il est effectivement essentiel de donner les bons signaux aux consommateurs pour favoriser la sobriété énergétique et aux producteurs pour favoriser l’efficacité énergétique. C’est un des objectifs de la PPE. C’est également un des aspects sur lesquels le maître d’ouvrage avait des attentes vis-à-vis du débat public : des idées pour inciter les citoyens à maîtriser leurs consommations d’énergie.
Concernant la durée de vie de Linky, il convient de distinguer la durée de vie garantie et la durée de vie effective d’un appareil. Les compteurs Linky sont conçus pour avoir une durée de vie de 20 ans minimum. Enedis a réalisé des tests méticuleux permettant de s’assurer que les compteurs communicants respectent les exigences de robustesse et de fiabilité sur toute leur durée de vie. Pour cela, un système de qualification du matériel a été mis en place, à la fois par les fabricants et par Enedis. Les compteurs ont également été testés à la fois en laboratoires et sur le terrain. Celui-ci met à l’épreuve une centaine de compteurs Linky par jour afin de tester les compteurs en situations réelles (résistance à la chaleur, au froid, l’hygrométrie…).
Les compteurs déployés par Enedis (les anciens compteurs dits « bleus » ou « CBE » notamment) ont toujours fait l’objet d’une garantie d’au minimum 20 ans de la part des constructeurs et ont éprouvé la même démarche de qualification : cela a donné des résultats probants avec des durées de vie moyennes dépassant effectivement les 20 ans. Le compteur Linky obéit aux mêmes règles et sa durée de vie pourra donc dépasser les 20 ans.
La mise en œuvre des nouveaux compteurs Linky pour l’électricité et Gazpar pour le gaz doit permettre de mieux connaître les consommations des usagers et d’améliorer la qualité du service qui leur est rendu. Les deux compteurs permettront une mesure plus fine de la consommation et des informations relatives à la qualité de l’énergie. Linky permettra un pilotage à distance par le gestionnaire de réseau de distribution qui, en cas de problème, pourra cibler la coupure d’une maison par exemple plutôt que d’un quartier.
Linky et Gazpar permettront notamment d’effectuer des opérations de maintenance préventive sur le réseau en ayant des informations plus tôt et plus précises. Cela devrait dégager des économies sur la gestion du réseau et améliorer son efficacité.
Le compteur améliorera la gestion du réseau basse tension, en proposant notamment un suivi plus fin du niveau de la tension et une détection plus rapide des pannes ainsi que des anomalies de consommation. Le compteur communicant permettra ainsi d’optimiser la gestion et le développement du réseau de distribution et facilitera l’intégration massive d’énergies renouvelables et de véhicules électriques.
Du point de vue du consommateur, les relevés seront effectués à distance et permettront des facturations sur la base de données réelles et non plus estimées.
Le compteur permettra de simplifier certaines opérations (changements de contrat, de fournisseur).
Il favorisera également l’émergence de services de maîtrise des consommations : grâce à Linky, un fournisseur pourrait par exemple proposer à ses clients un service rémunéré d’effacement pendant la pointe électrique en baissant la consommation des seuls congélateurs pendant une demi-heure.
Linky devrait également permettre l’apparition de nouvelles offres tarifaires afin d’inciter à la maîtrise de la consommation à la pointe et en permettant le contrôle à distance.