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Les questions et leurs réponses

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.

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Question n°624
Ajouté par Michel FLANDRIN (MEYZIEU), le 22/06/2018
[Origine : Site internet ]

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 ?

Question en cours de traitement
Question n°623
Ajouté par Michel FLANDRIN (MEYZIEU), le 22/06/2018
[Origine : Site internet ]

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".

Question en cours de traitement
Question n°622
Ajouté par Michel FLANDRIN (MEYZIEU), le 22/06/2018
[Origine : Site internet ]

EDF est obligé de vendre à ses concurrents jusqu'au quart de sa production à un prix inférieur au prix de revient. EDF va perdre la gestion des barrages (fin des concessions), qui va passer à d'autres exploitants (éventuellement canadiens). Les ENR sont subventionnées, ENR qu'EDF est obligé d'acheter à un prix supérieur à celui du nucléaire. En quoi ces éléments qui fragilisent EDF contribuent-ils à la transition énergétique ?

Question en cours de traitement
Question n°403
Ajouté par Guillaume REMEUF (Grenoble), le 28/05/2018
[Origine : Site internet ]

En dépit du développement des moyens de stockage, la sûreté d’approvisionnement en électricité pourra difficilement être assurée au-delà d’un certain pourcentage d’intégration d’éolien et de photovoltaïque, qui sont des énergies intermittentes. A contrario, maintenir une part importante d’énergie nucléaire dans le mix énergétique permet d’assurer une production de base, pilotable et décarbonée. Sur le long terme, déployer des réacteurs nucléaires à sels fondus (filière thorium) permettrait de simplifier le confinement de la radioactivité et réduire la quantité de déchets, ainsi que leur temps de demi-vie. Ainsi, pourquoi ne pas allouer d’avantage de moyens pour faire aboutir les premiers prototypes en France ?

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

Nous vous remercions pour votre avis qui viendra enrichir notre réflexion.

Dans la communication du Conseil des Ministres du 7 novembre 2017, le Gouvernement a rappelé « son attachement à la diversification du mix électrique, qui se traduit par le double objectif d’une baisse à 50 % de la part du nucléaire dans la production d’électricité et d’une forte croissance des énergies renouvelables dont le potentiel économique est désormais démontré ».

Dans le cadre de l’élaboration de cette trajectoire, la question de l’intermittence des énergies renouvelables et de leur impact sur le système électrique fait l’objet d’une attention particulière. Un travail prospectif de RTE a comparé deux scénarios qui chacun s’interrogeaient sur les conséquences sur le système de niveaux d’électricité non pilotable de 18 % et de 25 % en métropole à l’horizon 2030. La conclusion est qu’il n’y aurait pas d’effet significatif sur la gestion du réseau. Cette conclusion est confirmée par 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. Cette étude montre également que l’intégration des énergies renouvelables non pilotables dans le système est déjà possible au moins jusqu’à 40 % d’intégration. Au fur et à mesure que leur place dans la production totale augmente, la gestion du réseau évolue pour en tenir compte. 

La question de la composition du mix envisageable à l’horizon de déclassement du parc actuel est donc encore ouverte à ce jour et différentes options pourront être combinées, y compris la poursuite du développement des énergies renouvelables, accompagné d’un renforcement des capacités de stockage et de pilotage de la consommation afin de faciliter leur intégration massive aux réseaux, ou bien la mise en service de nouveaux moyens de production pilotables.

Dans ce contexte, les réacteurs à sels fondus utilisant du thorium pour la production d’électricité nucléaire présentent des avantages potentiels, notamment en raison de l’abondance de la ressource thorium, de la facilité offerte de retraitement en continu du combustible liquide et d’une moindre production de déchets.

Néanmoins, ils possèdent également des inconvénients en termes de démonstration de sûreté et en raison de l’impossibilité d’amorcer un cycle thorium, matériau qui n’est pas fissile, sans disposer d’uranium 235 ou de plutonium. De nombreuses difficultés technologiques devront être résolues avant de pouvoir réaliser un réacteur de ce type : bien que la démonstration expérimentale sur un petit réacteur (8 MW thermique) ait été effectuée dans les années soixante aux États-Unis, l’extrapolabilité à un réacteur de puissance devant fonctionner cinquante ou soixante ans, en termes de quantité de sel à manipuler, de conception des gros composants, de tenue à la corrosion des matériaux et de conception de la ligne de retraitement, doit encore être démontrée. Par ailleurs, il n’existe pas d’études comparatives suffisamment étayées pour pouvoir juger de l’attractivité économique d’une telle source d’énergie.

Cela ne remet toutefois pas en cause la poursuite de la recherche et des études concernant ces réacteurs dans lesquelles la France reste engagée.

Question n°128
Ajouté par Daniel TUBER (Vincennes), le 05/04/2018
[Origine : Site internet ]

EDF dispose des terrains pour réaliser un barrage STEP à Redenat (19) offrant la possibilité de stocker ou produire l'équivalent d'une tranche nucléaire (+1000 MWe) pour un investissement limité de l'ordre du milliard d'euros. Une installation STEP permet de stocker les surplus d'énergie produite aux heures creuses par les sources intermittentes (éolien, solaire...) ou permanentes (hydraulique fil de l'eau, nucléaire...) pour les restituer aux heures de pointes notamment lors des pics de consommation.

Plusieurs raisons pour lesquelles ce projet n'a jamais vu le jour :
- Un cadre réglementaire complexe,
- Le risque de perte de concessions hydrauliques en amont du barrage,
- La peur des écologistes radicaux zadistes,
- L'absence de volonté politique.

La PPE 2018 permettra-t-elle de résoudre ces difficultés pour pouvoir lancer enfin ce grand projet de développement durable ?

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

La France est déjà équipée de STEP pour une puissance totale d'environ 5 GW. Leur capacité de stockage et leur flexibilité jouent un rôle essentiel pour assurer l'équilibre du système électrique et pour l'intégration des énergies renouvelables intermittentes.

 

Le potentiel hydroélectrique restant est limité par le taux d'équipement important déjà existant et par les enjeux de protection de l’environnement. Pour les STEP en particulier, seuls des sites présentant une configuration particulière peuvent être envisagés, et ces aménagements se caractérisent par des coûts de génie civil et de technologie électrique importants.

 

Il existe toutefois une marge de progression et d'optimisation du parc. Dans ce cadre, le Gouvernement soutient la réalisation de nouveaux investissements de développement des STEP.

 

Dans le cadre de la Programmation pluriannuelle de l'énergie de 2016, l’État a commencé l'étude des sites qui pourraient accueillir la construction ou l'optimisation d'une station de transfert d’énergie par pompage, dont celui de Redenat, afin d’engager d’ici 2023 des projets en vue d’un développement de 1 à 2 GW de capacités supplémentaires à l’horizon 2030.

Question n°131
Ajouté par Lesfarges (Paris), le 05/04/2018
[Origine : Site internet ]

La communication du conseil des ministres du 7 novembre 2017 lance la PPE sur la base d’une baisse de la part du nucléaire en France. La phrase suivante me semble paradoxale : « La PPE définira également les modalités du maintien du recyclage du combustible nucléaire qui revêt un caractère stratégique pour la France ». Cette affirmation non explicitée par le communiqué me semble devoir être discutée dans le cadre de la concertation en cours. Le retraitement du combustible est une question fondamentale du débat énergétique en France. Quels sont les motifs de cette fin de non recevoir ?

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

 V2 du 22 juin 2018

Nous vous remercions de votre contribution qui nourrit notre réflexion pour l’élaboration de la Programmation pluriannuelle de l’énergie.

 

Le Gouvernement confirme que les enjeux autour du cycle du combustible nucléaire et en particulier autour de l’activité de retraitement seront abordés au cours de la prochaine PPE, comme il l’a souligné dans la communication du Conseil des ministres du 7 novembre 2017.

 

Le cycle du combustible repose actuellement sur le « mono recyclage » : les combustibles usés à l'uranium enrichi sont recyclés une fois afin d’en extraire le plutonium et l’uranium utilisés pour produire des combustibles recyclés : le Mox (pour Mélange d’OXyde de plutonium et d’OXyde d’uranium), actuellement chargés dans 22 des 58 réacteurs du parc électronucléaire français, dits moxés) et l’URE (pour Uranium de Retraitement Enrichi), actuellement autorisé dans 4 réacteurs du parc et dont l’emploi est en attente d’une consolidation de la filière industrielle de recyclage.

 

Le « mono recyclage » sous forme de MOx et d’URE permet une économie d’uranium naturel entre 20 et 25 % par rapport à un cycle ouvert sans recyclage, une valorisation du fort potentiel énergétique des matières radioactives (1 g de plutonium est énergétiquement équivalent à 1 t de pétrole), une diminution du nombre de combustibles usés à entreposer d’un facteur 4 avec un recyclage et un meilleur confinement des déchets ultimes après la séparation de l’uranium de retraitement et du plutonium puis la vitrification des déchets ultimes les plus dangereux ; il présente donc de multiples intérêts pour le système énergétique. Il constitue en outre une filière économique représentant près de 4000 emplois sur les sites de La Hague et Mélox sur laquelle la France dispose d’une compétence particulière.

 

Suivant l’évolution du parc nucléaire existant qui pourrait être décidée dans le cadre de la PPE, une diminution de la quantité de MOx nécessaire au fonctionnement du parc entraînerait un moindre besoin en combustibles usés à retraiter et donc une baisse d’activité potentiellement préjudiciable d’un point de vue social et économique sur la filière de traitement-recyclage.

 

Ces éléments justifient l’appréciation portée par le Gouvernement sur le caractère stratégique de cette politique de recyclage du combustible nucléaire à l’horizon de la PPE à venir.

 

Le maintien de cette activité stratégique de recyclage n’est pour autant pas incompatible avec les orientations du Gouvernement en matière de baisse de la part du nucléaire dans le mix énergétique au regard du fait que la part de réacteurs moxés dans le parc ne représente qu’une partie de ce dernier.

 

Question n°40
Ajouté par Lesfarges (Paris), le 21/03/2018
[Origine : Site internet ]

Les réacteurs de 900 MW sont les plus vieux et sont les seuls autorisés à utiliser du MOx, combustible chimiquement et radioactivement le plus dangereux. Ces réacteurs seront les premiers à être arrêtés dans les prochaines années. Pourquoi continuer à fabriquer du MOx aujourd’hui ?

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

V3 en date du 22 juin 2018

Utilisé depuis 1987, le combustible MOX (ou MOx – Mélange d’OXydes) est un combustible nucléaire constitué d'environ 8,5 % de plutonium et 91,5 % d'uranium appauvri. Il permet de recycler une partie des matières nucléaires issues du traitement des combustibles à l’uranium naturel enrichi (UNE) à l’issue de leur utilisation dans les réacteurs électronucléaires.

 

Le MOx est actuellement chargé dans 22 des 58 réacteurs du parc électronucléaire français. Environ 120 t/an de MOx sont produits chaque année grâce au retraitement de 1100 t/an d’UOx usés. Les combustibles MOx usés sont ensuite entreposés dans l’attente d’une valorisation ultérieure. Le MOx est le maillon essentiel de l’activité de traitement-recyclage du combustible usé qui « revêt un caractère stratégique pour la France », comme l’a confirmé le Conseil des Ministres du 7 novembre 2017.

 

Bien qu’il ne représente qu’une fermeture incomplète du cycle, le « mono-recyclage » par le MOx seul permet par rapport au cycle « ouvert » sans recyclage de combustibles :

  • une économie de près de 10 % d’uranium naturel ;
  • une diminution du nombre de combustibles usés entreposés d’un facteur 8 ;
  • un meilleur confinement des déchets ultimes après séparation de l’uranium de retraitement et du plutonium, notamment en vitrifiant les déchets ultimes les plus dangereux.

 

La fabrication de MOx constitue en outre une filière économique sur laquelle la France dispose d’une compétence particulière. En effet, le surcoût du « monorecyclage » par rapport à un cycle ouvert est de l’ordre de 2 à 3 €/MWh, ce surcoût étant justifié par l’ensemble des avantages d’une telle stratégie évoqués précédemment.

Question n°39
Ajouté par Lesfarges (Paris), le 21/03/2018
[Origine : Site internet ]

Le débat politique s’est enlisé sur Fessenheim depuis près de 10 ans. Sans issue avec une loi improbable. Pourquoi si on veut réduire la part du nucléaire, ne pas commencer par réduire les crédits de recherche sur le nucléaire ? Pourquoi continuer de dépenser des sommes énormes sur Astrid, projet fumeux et pharaonique basé sur l’innefable Retour de Superphenix ?

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

V3 en date du 22 juin 2018

La filière nucléaire consacre près de 1,3 Md€ chaque année à la recherche et développement. L’État continue d’investir dans de nombreux projets de recherche dans l’énergie nucléaire, notamment au niveau européen. Le Gouvernement soutient la construction du réacteur de recherche Jules Horowitz qui vise à offrir une capacité expérimentale pour étudier le comportement sous irradiation des matériaux et à produire des radio-isotopes pour des applications médicales

 

La France contribue également au projet ITER sur la période 2007-2020 à hauteur de 15 % du budget total, soit près de 1 Mds€, ITER étant un programme de recherche international visant à démontrer la faisabilité de la fusion nucléaire par confinement magnétique avec la construction d’un réacteur en France.

 

Les crédits pour la recherche et le développement sont indispensables si l’on souhaite conserver une filière d’excellence. A ce titre, les crédits ne sont pas utilisés uniquement pour développer des réacteurs de recherche mais aussi pour maintenir un haut niveau de qualité et de compétences dans des domaines aussi variés que le contrôle non destructif, la fabrication des composants, la qualité des matériaux…La recherche et le développement participent ainsi à l’amélioration de la compétitivité des entreprises, mais aussi à l’amélioration de la sûreté des installations nucléaires.

Question n°10
Ajouté par Olivier (Vincennes), le 19/03/2018
[Origine : Site internet ]

Pendant des années, la France a mis en avant le nucléaire, et toute une industrie de pointe s'est développée autour. Le nucléaire est écologique, il ne rejette pas de CO2. Le coût d'un stockage pérenne et de la sécurisation ont-il été sous-évalués ? Une réévaluation le rend-il moins compétitif ? Plus globalement, pourquoi remettre en cause cette source d'énergie et casser un savoir faire acquis ?

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

V3 en date du 22 juin 2018

Nous vous remercions de votre contribution qui nourrit notre réflexion pour l’élaboration de la Programmation pluriannuelle de l’énergie.

 

Selon les méthodes de calcul et les périmètres retenus, le coût de production des centrales nucléaires existantes, qui prend bien en compte les provisions pour le démantèlement, est évalué entre 32€/MWh (si l’on ne considère que les coûts « restant à engager », à savoir les investissements de jouvence du Grand Carénage de l’ordre de 10 €/MWh, les coûts d’exploitation de l’ordre de 17 €/MWh et le coût du combustible de l’ordre de 5 €/MWh) et 60€/MWh (pour des méthodes de coût complet économique intégrant, en plus des coûts précédemment listés, le remboursement des investissements passés sur la durée de vie des réacteurs). À titre d’illustration, ces coûts sont à comparer à ceux qui ressortent des dernières procédures d’appel d’offre pour de nouvelles installations d’énergie renouvelable comme le photovoltaïque (dont les coûts de production pour les grandes centrales est de l’ordre de 55 €/MWh) et l’éolien (de l’ordre de 65 €/MWh).

 

Comme l’a démontré la Cour des Comptes dans ses analyses publiques, le coût de production de l’électricité nucléaire est peu sensible aux évolutions du prix de l’uranium, de même qu’à une évolution des coûts du démantèlement et de stockage des déchets.

Dans la communication du Conseil des Ministres du 7 novembre 2017, le Gouvernement a rappelé « son attachement à la diversification du mix électrique, qui se traduit par le double objectif d’une baisse à 50 % de la part du nucléaire dans la production d’électricité et d’une forte croissance des énergies renouvelables dont le potentiel économique est désormais démontré ». Cette diversification a en effet vocation à renforcer la sécurité d'approvisionnement en électricité, ainsi que l'a rappelé à plusieurs reprises l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN). Il est en effet important de disposer de marges suffisantes dans le système électrique pour faire face à l’éventualité de suspendre simultanément le fonctionnement de plusieurs réacteurs qui présenteraient un défaut générique grave. Un exemple de tel défaut générique est l’anomalie de concentration en carbone de l’acier qui a affecté les générateurs de vapeur de douze réacteurs à l'hiver 2016. Le développement des énergies renouvelables contribue ainsi au renforcement des marges d'approvisionnement susceptibles de pouvoir palier à de tels événements.

 

Les enjeux des différentes solutions de production d'électricité en matière de sécurité d'approvisionnement sont également de différentes natures :

 

  • D’une part, la baisse de la part du nucléaire dans le mix électrique permet de réduire le risque lié à l’utilisation dominante d’une seule technologie et les conséquences qu’auraient des dysfonctionnements éventuels de cette technologie ;
  • D’autre part, l’intermittence des énergies renouvelables peut être un élément de fragilisation de la sécurité d'approvisionnement ; la question de l'équilibre entre offre et demande se posant en raison du décalage entre les pics de consommation et les pics de production renouvelable, ce qui soulève également la question du développement des solutions de stockage.
Question n°14
Ajouté par Lesfarges (Paris), le 19/03/2018
[Origine : Site internet ]

Quand va-t-on fermer La Hague ? Retraiter le combustible nucléaire est une hérésie française. Pas d’intérêt économique !

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

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.

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