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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°613
Ajouté par Bernard DURAND (Arvert), le 20/06/2018
[Origine : Site internet ]

On nous dit sans arrêt que les coûts à la production des ENR électriques baissent sans arrêt et vont devenir inférieurs au coût du nucléaire. Commet expliquez-vous alors que les prix de l'électricité pour les ménages ont augmenté dans tous les pays d'Europe de l'Ouest proportionnellement aux capacités installées par habitant d'ENR électriques, et continuent à le faire, y compris en France, où ce phénomène est net dès le début de la mise en oeuvre du Grenelle de l'environnement. Bien sûr, e phénomène ne sera plus visible en France puisque le coût des subventions est maintenant supporté en partie par des taxes,en particulier sur les carburants. Pourriez-vous évaluer l'augmetation du coût des carburants qui résultera de la mise en oeuvre des puissances éoliennes prévues par les scénarios de RTE ?

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

Le financement des compensations des charges du service public de l’énergie a été modifié en profondeur dans le cadre des lois de finances successives depuis la loi du 29 décembre 2015 de finances rectificatives pour 2015.

La Contribution au Service Public de l'Electricité (CSPE), taxe payée par les consommateurs d’électricité et qui historiquement finançait les charges du service public de l’électricité, notamment le coût du soutien public au développement des énergies renouvelables électriques (au travers des dispositifs d’obligation d’achat), n’est plus liée au financement des énergies renouvelables. Elle est désormais affectée directement au budget général de l’Etat. Son taux est resté fixé à 22,5 €/MWh depuis le début de la mise en œuvre de la réforme des charges du service de l’énergie en 2016.

Le financement des charges de soutien au développement des énergies renouvelables électriques est assuré par le compte d’affectation spéciale « Transition énergétique » qui est désormais alimenté par des taxes pesant sur les produits énergétiques les plus émetteurs de gaz à effet de serre : taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques (TICPE), qui pèse notamment sur les carburants fossiles essence et diesel, et taxe intérieure de consommation sur le charbon (TICC).

L’évolution du coût du soutien au développement des énergies renouvelables n’a donc plus d’impact aujourd’hui sur la facture d’électricité des consommateurs, il est intégralement porté par la fiscalité sur les énergies fossiles.

Les recettes de taxes intérieures de consommation sur les énergies fossiles devraient représenter environ 35 milliards d’euros en 2018, dont environ 7 milliards sont affectés au compte d’affectation spéciale transition énergétique pour assurer le financement des charges de service public de l’énergie. Le financement des charges de soutien au développement des énergies renouvelables électriques ne représente donc qu’une faible part des recettes de taxes intérieures de consommation. Les recettes des taxes intérieures de consommation sur les énergies fossiles représentent en revanche le quatrième poste de recettes fiscales de l’État, derrière la TVA, l’impôt sur le revenu et l’impôt sur les sociétés.

Les tarifs de la TICPE, de la Taxe intérieure de consommation sur le gaz naturel (TICGN) et de la TICC incluent, dans leurs modalités de calcul, une part fixe et une composante carbone, proportionnelle au contenu en dioxyde de carbone des produits énergétiques et dont le montant dépend de la valeur de la tonne de carbone, fixée à 44,6 € pour 2018. La loi de finances pour 2018 a prévu que la valeur de la tonne de carbone prise en compte dans les taxes intérieures de consommation (TICPE, TIGN, TICC) suivrait une trajectoire d’augmentation accélérée sur les 5 prochaines années : elle est ainsi fixée à 44,6 € pour 2018, 55 € pour 2019, 65,4 € pour 2020, 75,8 € pour 2021, et 86,2 € pour 2022. Ces dispositions visent à favoriser les comportements vertueux, en encourageant les usagers des énergies les plus polluantes à se tourner vers des usages plus propres en donnant de la visibilité sur le long terme aux acteurs économiques.

Concernant les coûts du soutien au développement des énergies renouvelables, compte tenu de la baisse des coûts des technologies renouvelables, en particulier solaires et éoliennes (cf. graphique ci-dessous), le développement de nouveaux projets renouvelables a un impact beaucoup plus faible sur les charges de service public que celui des projets soutenus par le passé. Cette baisse des coûts devrait se poursuivre. Toutefois, l’effet de cette baisse des coûts des technologies renouvelables se fera ressentir de façon décalée dans le temps. En effet, les contrats au titre des soutiens aux énergies renouvelables électriques ont une durée allant jusqu’à 15 ou 20 ans, ce qui signifie que les charges de soutien aux énergies renouvelables comporteront encore pour plusieurs années une part des charges liées aux projets les plus anciens. En revanche, grâce à la baisse des coûts des technologies renouvelables, le coût des engagements futurs est beaucoup plus faible que celui des engagements passés, ce qui contribue à ralentir la hausse des charges de service public.

Question n°385
Ajouté par CHIFFLET HUGUES (Vedene), le 25/05/2018
[Origine : Site internet ]

Pourquoi, à l'image des champions du nucléaire que sont EDF et ORANO, massivement soutenus par l'Etat, ne créons-nous pas un champion du renouvelable ? Et pourquoi pas à l'échelle de l’Europe, sur un modèle type Airbus ?

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

Nous vous remercions pour votre suggestion qui vient enrichir notre réflexion en vue de l’élaboration de la programmation pluriannuelle de l’énergie.

Remplir les engagements pris par la France dans le cadre de l’accord de Paris, à savoir limiter l’élévation de température moyenne à 2°C maximum, et par conséquent être en mesure de réduire de 75 % les émissions de gaz à effet de serre à l'échelle de la France d’ici à 2050, est un défi majeur. Pour y répondre, une pluralité d’actions est nécessaire et il importe notamment que la nation tout entière s’engage dans la voie de l’innovation technologique, économique et sociétale.

Plus encore, les enjeux climatiques auxquels nos sociétés sont confrontées doivent être un moteur pour maintenir la France dans le peloton de tête des pays proposant des solutions compétitives pour une transition écologique accessible à tous.

Dans ce contexte, le gouvernement est pleinement mobilisé pour mettre en œuvre les conditions d’un soutien puissant de l’action publique au profit de la recherche, du développement et de l’innovation, notamment dans les domaines des nouvelles technologies de l’énergie et de la mobilité propre.

Dès 2009, le Grand Plan d’investissement a été lancé pour constituer à ce jour un programme de 57 milliards d’euros, afin d’accompagner les réformes structurelles et transformer l’économie et les territoires en répondant à quatre défis majeurs : 1. Accélérer la transition écologique, 2. Ancrer la compétitivité sur l’innovation, 3. L’accès à l’emploi pour les personnes les moins qualifiées, 4. La construction d’un Etat en phase avec la société digitale en devenir. 

A titre d’exemple, l’ADEME a opéré entre 2010 et 2017, les actions des deux premiers volets du Programme d’investissement d’avenir : « Démonstrateurs de la transition écologique et énergétique » et  « Véhicules et transports du futur », couvrant de multiples thématiques et 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 Banque publique d'investissement 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.

Ainsi, la politique d’innovation menée par la France depuis une dizaine d’années a été l’objet d’une mobilisation et d’un effort budgétaire sans précédent. Toutefois, des évolutions sont aujourd’hui nécessaires pour la simplifier, renforcer sa transversalité, fédérer les acteurs, rapprocher les structures et susciter des synergies. Elle doit également s’inscrire dans le cadre européen qui prépare un agenda de l’innovation ambitieux, qui se traduira notamment par de nouvelles actions appelées à soutenir l’innovation de rupture.

C’est pourquoi le gouvernement s’est fixé une feuille de route de l’innovation fixant trois priorités : 1. Soutenir l’innovation de rupture, 2. Simplifier le paysage des aides à l’innovation, 3. Accélérer la croissance des entreprises par l’innovation.

De cette ambition est né le conseil de l’innovation qui, grâce à la présence en son sein de personnalités reconnues pour la richesse de leurs expériences et leur vision en matière d’innovation, va fixer les priorités stratégiques, en assumant une prise de risque élevée.

Comme vous pouvez le constater, ce gouvernement, dans la lignée de ces prédécesseurs, s’est fixé des objectifs ambitieux pour donner à la France une stature de leader européen en matière d’innovation grâce à une recherche à l’avant-garde et au renforcement d’un éco-système de start-ups, PME, ETI et grands groupes, modeleurs de la nouvelle économie sur la scène internationale.

Question n°139
Ajouté par Thomas (Marseille), le 05/04/2018
[Origine : Site internet ]

L'article BFM Business* publié ce jour sur le site fait état de la position d'EDF sur la fermeture des centrales nucléaires, position qui n'est pas en phase avec les orientations prévues par le gouvernement pour réduire la part du nucléaire. EDF semble visiblement mettre la pression à l'Etat en réclamant des compensations si des centrales venaient à être fermées plus tot qu'EDF le souhaite (extrait : "En fonction de l'évolution des prix de l'électricité, les spécialistes estiment que cette compensation pourrait atteindre environ 1 milliard d'euros sur vingt ans...").

Questions :
- Au nom de quelle loi EDF peut reclamer de telles compensations à l'Etat ? Est-ce réellement légal ?
- L'Etat est l'actionnaire majoritaire d'EDF, pourquoi se laisserait-il dicter les règles par EDF qui semble encore ne pas croire aux autres types d'EnR ?
- De la même manière, pourquoi les producteurs d'énergies renouvelables ne pourraient pas utiliser le même pretexte en se basant sur le fait que si l'Etat ne lance pas des appels d'offres EnR sur les 10 prochaines années, c'est un manque à gagner pour eux ?

Cette tentative de passage en force d'EDF est assez désastreuse je trouve et peut faire perdre tout l'intérêt du debat actuel.
Est-ce que la CNDP ne pourrait pas clarifier la situation avec l'Etat pour être sûr que le débat est bien ouvert et que EDF ne sera pas le seul acteur entendu in fine ? Une intervention publique du MO serait bienvenue.

* http://bfmbusiness.bfmtv.com/entreprise/apres-fessenheim...

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

S’agissant du droit à indemnisation concernant la fermeture de la centrale de Fessenheim, le Conseil constitutionnel a confirmé que la société EDF était fondée à demander à l’État une indemnisation à l’occasion de son examen de la loi de transition énergétique[1], en vertu du principe du respect du droit de propriété, qui est protégé en France par la Constitution[2].

Ce n’est pas le cas des producteurs ENR dans le cas particulier évoqué. Par ailleurs pour être indemnisable, le justiciable doit démontrer que le préjudice qu’il subit a un lien direct et certain avec la mesure introduite dans l’ordre juridique. Ces caractéristiques ne sont pas réunies dans le cas particulier évoqué.

L’État régulateur définit un cadre réglementaire et de long terme dans lequel toutes les entreprises intervenant dans le secteur énergétique, et notamment EDF, doivent s’inscrire. Dans ce cadre, la société EDF a aujourd’hui pleinement intégré les objectifs poursuivis par le gouvernement s’agissant de la politique énergétique. En témoignent les importantes annonces faites par le groupe récemment, qui concernent à la fois le développement de l’énergie solaire en France et la mise en œuvre d’un grand plan stockage. Le groupe a ainsi annoncé, en décembre dernier, son intention de développer, dans le cadre de son plan solaire, 30 GW de capacités photovoltaïques en France d’ici à 2035. Un volume qui correspond à quatre fois les capacités actuelles de production d’énergie solaire installées en France. En parallèle, le groupe a également présenté, le 27 mars 2018, son plan stockage, par lequel il entend développer 10 GW de nouvelles capacités de stockage d’ici à 2035, faisant passer sa capacité de stockage installée de 5 à 15 GW.

L’État détient 83.5% des parts de la société EDF, mais d’autres actionnaires sont également au capital d’EDF, et ces derniers ont des droits, que la loi française protège. En effet, en cas de fautes commises envers l’entreprise dans leur gestion, l’article L. 225-252 du code de commerce prévoit que « les actionnaires peuvent intenter, [outre l'action en réparation du préjudice subi personnellement,] l'action sociale en responsabilité contre les administrateurs ou le directeur général. Les demandeurs sont habilités à poursuivre la réparation de l'entier préjudice subi par la société, à laquelle, le cas échéant, les dommages-intérêts sont alloués. ».



[1] N°2015-718 DC du 13 août 2015, considérant 59

[2] L’article 2 de la déclaration des droits de l’homme et du citoyen dispose que : « Le but de toute association politique est la conservation des droits naturels et imprescriptibles de l'Homme. Ces droits sont la liberté, la propriété, la sûreté, et la résistance à l'oppression. » Et l’article 17 indique quant à lui que « La propriété étant un droit inviolable et sacré, nul ne peut en être privé, si ce n'est lorsque la nécessité publique, légalement constatée, l'exige évidemment, et sous la condition d'une juste et préalable indemnité. »

Question n°477
Ajouté par Jean louis FéNOLLAND (Sailhan), le 04/06/2018
[Origine : Site internet ]

Les diverses solutions envisagées pour l'évolution du mix de production d'électricité comportent presque toutes des augmentations très importantes des aides financières qui, en tout état de cause, seront acquittées par les ménages et les entreprises consommateurs d’électricité. Pour soutenir essentiellement le développement des EnR intermittentes, les ménages ont déjà subi des augmentations de plus de 10% de la CSPE pour chacune de ces dernières années. En 2017, la CSPE représente déjà près de 35% du prix réglé au producteur (35.6% dans mon cas personnel). Quels sont les augmentations prévues pour les ménages de ces contributions pour les différents scénarii étudiés ? Quelle augmentation de ces taxes et contributions est considérée comme acceptable pour l'ensemble des ménages et pour les entreprises du pays par la Maîtrise d'ouvrage ?

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

Nous vous remercions pour votre contribution qui vient enrichir le débat sur la programmation pluriannuelle de l’énergie.

 

Le financement des compensations des charges du service public de l’énergie a été modifié en profondeur dans le cadre des lois de finances successives depuis la loi du 29 décembre 2015 de finances rectificatives pour 2015.

La CSPE, taxe payée par les consommateurs d’électricité et qui historiquement finançait les charges du service public de l’électricité, notamment le coût du soutien public au développement des énergies renouvelables électriques (au travers des dispositifs d’obligation d’achat), n’est plus liée  au financement des énergies renouvelables. Elle est désormais affectée directement au budget général de l’Etat. Son taux est resté fixé à 22,5 €/MWh depuis le début de la mise en œuvre de la réforme des charges du service de l’énergie en 2016.

Le financement des charges de soutien au développement des énergies renouvelables électriques est assuré par le compte d’affectation spéciale « Transition énergétique » qui est désormais alimenté par des taxes pesant sur les produits énergétiques les plus émetteurs de gaz à effet de serre : taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques qui pèse notamment sur les carburants fossiles essence et diesel et taxe intérieure de consommation sur le charbon.

Question n°651
Ajouté par Marie KIRCHNER (LA HAGUE), le 29/06/2018
[Origine : Site internet ]

Certains pays, comme les États-Unis, sont en train de s’orienter vers le stockage à sec des combustibles nucléaires usés. La filière française permet de recycler des matières nobles, l’uranium et le plutonium, qu’elles soient d’origine civile ou militaire, pour les transformer en énergie civile. Quid de l’état des emballages de stockage à sec dans 200 ou 300 ans, et de la difficulté pour les générations futures de reprendre des combustibles qui pourront être ruptés ou fragilisés ?

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

Comme vous l’indiquez, les États-Unis s’orientent vers un entreposage à sec de longue durée de leurs combustibles nucléaires usés dans l’attente d’une gestion pérenne de ces combustibles. Ce choix est cohérent avec leur orientation nationale en matière de cycle du combustible : ils sont effectivement défavorables au traitement-recyclage des combustibles usés depuis les années 1970 pour des questions relatives à la non-prolifération du plutonium.

A contrario, les combustibles usés sont entreposés sous eau en France. Ce choix est cohérent avec l’orientation industrielle du retraitement des combustibles prise par la France.

Comme l’indique l’IRSN, dans un rapport[1] comparant l’entreposage à sec ou sous eau des combustibles usés récemment publié, les deux types d’entreposage ne répondent en effet pas aux mêmes besoins et dépendent du choix de gestion des combustibles usés. L’entreposage en piscine est indispensable pour les combustibles peu refroidis et l’entreposage à sec convient bien aux combustibles très refroidis. D’un point de vue de la sûreté, le paramètre déterminant est en effet la puissance thermique des combustibles entreposés. Dans le cas d’un entreposage à sec, les gaines d’assemblages combustibles chauds, qui représentent la première barrière de confinement de la radioactivité, seraient plus sollicitées thermiquement alors que leur tenue mécanique n’est pas encore démontrée sur le long-terme.

Ainsi, l’entreposage en piscine convient très bien à la stratégie française de gestion du combustible usé en termes de procédés puisque les ateliers de traitement sont directement reliés aux piscines et en termes de refroidissement du combustible MOx usé dont la puissance thermique unitaire est bien plus élevée que celle d’un combustible UNE usé et décroît plus vite sous eau que dans l’air. Il permet également de laisser ouverte les options de reprise pour retraitement ou stockage définitif sur de longues périodes.

Question n°516
Ajouté par Michel SIMON (MESSIMY), le 06/06/2018
[Origine : Site internet ]

La réponse donnée par le MO à la question N°231 relative aux risques sanitaires liés aux divers moyens de production d'électricité est en fait un commentaire général sur le sujet évoqué. Qu'il en soit remercié !
Pour autant, la question posée est totalement éludée, et je crois utile de la reposer, en espérant obtenir une réponse plus construite :

"Ma question : quelle raison objective ou quelle analyse sociologique permet de justifier les contre-vérités répétées à l'envi par les opposants, voire certaines personnalités politiques, sans que celles-là ne soient démenties auprès de l'opinion publique par les organismes d'Etat compétents (ASN, IRSN, CEA, Académies, etc) ? "

En outre, dans sa réponse, le MO indique que "l'enjeu pour le Gouvernement est avant tout de s'assurer que l'ensemble de ces risques est maîtrisé". Par quel miracle la promotion du gaz pour le chauffage peut-elle favoriser la maîtrise des émissions de CO2 ? La contradiction semble flagrante ! Merci de m'expliquer.

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

Nous vous remercions pour votre contribution au débat.

La réponse à la question n° 231 couvre la première partie de votre question. Les organismes que vous évoquez dispensent l’information nécessaire relative à leurs domaines de compétence respectifs et n’ont pas vocation à aller au-delà de cette mission en matière d’information.

Les principaux arguments avancés pour ou contre telle ou telle énergie reposent le plus souvent sur la nature du risque encouru. Le Gouvernement souligne qu’il est difficile de comparer les énergies entre elles sur ce point et que la question porte davantage sur la maîtrise de ces risques. Le risque climatique fait également partie des risques à maîtriser :  la loi de transition énergétique pour la croissance verte y fait explicitement référence en se fixant plusieurs objectifs ambitieux, parmi lesquels une réduction de 40 % des émissions totales de gaz à effet de serre (GES) à l’horizon 2030 et de 75 % à l’horizon 2050 par rapport à 1990. Nous vous renvoyons à la réponse à la question 436 s’agissant de la place du gaz dans le chauffage résidentiel et tertiaire.

Question n°472
Ajouté par GEORGES LIONNE (Dieulefit), le 04/06/2018
[Origine : Site internet ]

Suite à l'accident de Fukushima, les exploitants de centrale nucléaire prennent des dispositions pour gérer ce type d'accident qui est passé d'hypothétique à possible puisqu'il est survenu au moins une fois sur une centrale dans le monde. Cet accident devenant possible, les modifications des installations des centrales nucléaires françaises prévoient la gestion de la fusion du cœur (par la surveillance et le pilotage du corium) et la perte de la réfrigération normale des piscines de stockage du combustible. A Fukushima la gestion post-accidentelle a entraîné des rejets d’effluents liquides radioactifs dans l’environnement. Comment la gestion post-accidentelle d’un accident type Fukushima est-elle prévue sur les centrales françaises pour garantir l’absence de rejet non-maîtrisé d’effluents liquides radioactifs dans l’environnement ? Les centrales françaises seront-elles autonomes pour stocker et traiter ces effluents liquides radioactifs dans cette situation : leurs capacités de stockage et leurs installations de traitement des effluents liquides radioactifs sont-elles suffisantes et résistent-elles aux conditions amenant la fusion du cœur / perte de réfrigération des piscines de stockage du combustible dont la modification des installations est prévue pour piloter ce type d’accident ?

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

Pour toutes ses centrales nucléaires, EDF prévoit avant tout d’éviter toute contamination de nappe en prévenant la fusion du cœur, le percement de la cuve puis le percement du radier du bâtiment réacteur par étalement à sec du corium et par renoyage du corium stabilisé. EDF prévoit également un dispositif de collecte des fuites provenant des circuits faisant transiter l’eau contaminée en provenance du bâtiment du réacteur.

Dans le cadre des 4èmes réexamens périodiques des réacteurs de 900 MWe, l’ASN a interrogé EDF sur les conséquences d’un percement du radier du bâtiment réacteur et sur la possibilité et la nécessité de mettre en place des enceintes géotechniques afin de confiner les rejets qui se retrouveraient dans l’environnement. EDF prévoit ainsi de renforcer ces enceintes géotechniques en les associant à des bâches de stockage et des unités mobiles de traitement en cas de rejets dans l’environnement.

Par ailleurs, les déchets produits au cours d’un accident nucléaire grave présentent des spécificités. La gestion de ces déchets fait ainsi l’objet d’un groupe de travail pluraliste au sein du Comité directeur pour la gestion de la phase post-accidentelle (CODIRPA) dont les travaux sont consultables sur cette page. Les travaux du groupe de travail se poursuivent en 2018.

Question n°666
Ajouté par Henri CAZALBOU (Villefontaine), le 29/06/2018
[Origine : Site internet ]

Je découvre ce forum à l'instant et je n'ai pas eu le temps de tout lire. Donc, pardon si doublon. Ma question :

Pourquoi peu de recherche en France vers des centrales au Thorium ou aux sels fondus qui sont plus sûres, plus écolos... ? Voir les reportages d'Arte ou les liens

http://future.arte.tv/fr/les-reacteurs-sels-fondus-du-nucleaire-plus-ecolo

http://future.arte.tv/fr/thorium/reacteurs-sels-fondus-et-economie

et un interview d'un chercheur de Grenoble qu'on voit dans le film qui se résume à : il manque une volonté politique mais faisable à court terme :
http://www.lyoncapitale.fr/Journal/Lyon/Actualite/Actualites/Accident/Av....

Merci de votre réponse.

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

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°406
Ajouté par guy MARTIN (la rochelle), le 28/05/2018
[Origine : Site internet ]

J'ai lu plusieurs réponses concernant le coût estimé de l'électricité produite par l'énergie nucléaire allant de 60€/Mwh pour les centrales existantes (intégrant provisions de démantèlement, de traitement des déchets et de recherche publique) jusqu'à 120€/Mwh pour les futurs EPR britanniques. Des comparaisons sont effectuées avec les coûts de production en Enr (éolien, PV). Or sur ces filières, les parcs sont obligatoirement assurés contre les risques d'accident. Pour effectuer de telles comparaisons, il est donc indispensable d'intégrer le coût laissé au contribuable pour le risque d'accident de centrale nucléaire. Les rapports du Sénat et de la Cour des comptes en font état en mentionnant la totale insuffisance des provisions imposées aux opérateurs. En intégrant ce risque réel d'accident (cf three miles island, Tchernobyl et Fukushima), le prix de revient du Mwh nucléaire dépasserait les 200€/Mwh selon des estimations d'assureurs. Pourquoi omettre ce risque dans les présentations du coût du nucléaire ?

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

L’estimation du coût global d’un accident nucléaire est difficile. Il faut considérer un certain nombre de coûts : coût radiologique, coût de la contamination du site et des territoires voisins, coût en termes d’image et coût post-accidentel sur la gestion du parc dans son ensemble. L’IRSN a publié des estimations[1] reprises par la Cour des Comptes[2]. Ainsi, suivant la typologie de l’accident et le niveau de contamination, le coût varie de 120 Md€ à 450 Md€ par accident grave ou majeur (les dernières estimations de l’accident de Fukushima font état d’un montant entre 100 et 300 Md€ selon la prise en compte de l’ensemble des dépenses qui s’écoulent sur de nombreuses années après l’accident[3]).

Ramené à la production électrique d’un parc qui fonctionnerait sur 40 ou 50 ans en moyenne, le coût d’un accident serait de 1 à 3 €/MWh dans une approche non probabiliste en cas de couverture annuelle par un fonds dédié dont le rendement serait de 5 %[2]. Il est donc faible par rapport aux autres composantes du coût de production en considérant la faible probabilité d’occurrence d’un tel évènement (de 10-5 à 10-4 par an par réacteur en cas d’accident de fusion de cœur, y compris partielle et sans rejets d’éléments radioactifs, selon l’IRSN[4]).

Le coût associé au risque d’un accident nucléaire se matérialise pour les exploitants nucléaires par une prime d’assurance versée chaque année. Le risque nucléaire est régi au niveau international par un régime de responsabilité civile particulier, qui prévoit la responsabilité du seul exploitant sans que sa faute ait à être démontrée et limite en contrepartie son montant par des plafonds de durée et de montants d’indemnisation des dommages causés aux personnes et aux biens.

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[1] Estimation des coûts d’accidents nucléaires en France : Méthodologie appliquée par l’IRSN (avril 2014)

[2] Coût de l’électricité nucléaire, actualisation 2014 (mai 2014)

[3] D’après le rapport « Estimation of Accident Risk Cost in Nuclear Power Plant » publié en japonais par Tepco en novembre 2011 

[4] Les accidents de fusion de cœur des réacteurs nucléaires de puissance, IRSN, 2013

Question n°529
Ajouté par Stéphane PROUHET (St Branchs), le 10/06/2018
[Origine : Site internet ]

Quels sont les programmes de recherche et quels sont les financements publics qui sont engagés pour la captation et la résorption des gaz carbonés dans l'atmosphère ? Y a-t-il des programmes de recherche en cours avec financement public pour la captation et la transformation des gaz carbonés atmosphériques en source d'énergie ?

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

Vous avez bien voulu appeler notre attention sur l’intérêt que vous portez à l’innovation dans le domaine du captage, valorisation et stockage du dioxyde de carbone dans le cadre de la lutte contre le changement climatique et plus particulièrement les financements publics qui y sont dédiés. Nous vous en remercions.

 

Le soutien à la R&D et l’innovation est une composante fondamentale de l’action de l’État 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 (EnR, Efficacité énergétique, capture et usage du carbone, stockage et réseaux) a été de l’ordre de 440 M€/an 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.

 

S’agissant plus particulièrement du développement des technologies liées au captage, valorisation et stockage du dioxyde de carbone, la stratégie nationale de la recherche en énergie (SNRE) couvre cette thématique qui constitue, selon le GIEC et les modélisations de l’Agence Internationale de l'énergie (AIE), un levier important d’action au regard des cibles de réduction des émissions de gaz à effet de serre. 

 

Dans ce contexte, les grandes actions nationales en faveur de l’innovation, telles que le programme des investissements d'avenir, le fonds unique interministériel et les programmes recherche de l'ADEME et de l'ANR sont ouvertes aux projets de recherche et de démonstration que les entreprises françaises et les organismes de recherches seraient susceptibles de proposer sur cette thématique.

 

Au niveau européen, il en est de même avec le programme cadre H2020 et le système d'aide NER 300, ainsi que leurs successeurs qui seront mis en place au-delà de 2020.

 

Par ailleurs, l’ADEME, opérateur de l’État, travaille actuellement à la révision de sa feuille de route sur le captage le transport et le stockage géologique du CO2. La révision de ce document permettra notamment d'étendre le panel des voies de valorisation envisagées, de souligner l'intérêt d'une analyse de cycle de vie complète pour juger de leur bénéfice sur le potentiel de CO2 évité dans un premier temps et de réduction des émissions de GES dans un deuxième temps. En ce qui concerne le stockage géologique de CO2, elle permettra de placer au premier plan l'enjeu de l’acceptabilité sociétale.

 

Enfin, la France, participe au sein de l'initiative Mission Innovation à une réflexion internationale de grande ampleur visant à dégager des priorités pour la recherche et l'innovation dans le champ de la valorisation et du stockage de CO2 du CO2.

 

Ainsi, comme vous pouvez le constater, la France est engagée dans de multiples actions qui permettent le soutien à l’innovation pour le captage, le transport, l’utilisation et le stockage du CO2.

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