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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°607
Ajouté par Philippe SANSON (Avoine), le 20/06/2018
[Origine : Site internet ]

Les énergies renouvelables se heurtent au stockage de l'énergie alors que ce problème est contournable : hydroliennes et éolienne offshore produisent une électricité quasi continue. Les projets hydrauliques et haute et moyenne chute étant tous réalisés, n'y a-t-il pas des possibilités de création de retenues artificielles en bord de mer qui possèderaient le triple avantage de protéger les côtes, produire de l'électricité, et développer des activités touristiques ? Ne se heurte-t-on pas plutôt à un lobby nucléaire ?

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

La France est déjà équipée de stations de transfert d'énergie par pompage (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. Elles sont donc complémentaires des autres sources d'énergies, y compris nucléaire.

 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 donc commencé l'étude des  sites qui pourraient accueillir la construction ou l'optimisation d'une station de transfert d’énergie par pompage 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. Cet objectif sera réévalué et affiné dans le cadre de la mise à jour de la Programmation pluriannuelle de l'énergie.

 Dans tous les cas, la faisabilité technique, environnementale et économique des projets nécessitera une analyse détaillée. A ce stade, il n'apparaît pas que les projets de retenue artificielle en bord de mer présenteraient, pour la France métropolitaine, un intérêt particulier par rapport aux sites déjà intégrés dans des vallées hydroélectriques.

Question n°618
Ajouté par Hervé LESCANNE (MONTEVRAIN), le 20/06/2018
[Origine : Site internet ]

Pourquoi concentrer le débat sur la production d'électricité sans l'étendre (ou alors timidement) à l'utilisation de l'énergie pour les transports, la production industrielle ?

Question en cours de traitement
Question n°617
Ajouté par Renaud JOYES (Versailles), le 19/06/2018
[Origine : Site internet ]

Je constate la grande richesse de ce débat, et il serait dommage que celui-ci s’arrête brutalement, un peu comme si l’on avait ouvert une porte ou une fenêtre aux citoyens leur permettant de s'exprimer pour la refermer aussitôt. Ne faudrait-il pas que ce débat constitue le point de départ d’une implication continue des citoyens dans la politique énergétique de notre pays ? Ma proposition est de le prolonger. Comment ? Par des formes adaptées, éventuellement au niveau régional, mais bien sûr une fois qu’il aura été répondu aux questions de fond qui ont été posées au gouvernement, notamment par les Académies.

La réponse de La CPDP, le

Monsieur,

Nous vous suggérons de vous reporter à la réponse donnée à la question n°565, vous y trouverez des éléments répondant à vos interrogations.

La CPDP vous remercie pour votre participation et votre implication dans le débat.

Question n°614
Ajouté par Jean-Louis GABY (TORTEZAIS), le 20/06/2018
[Origine : Site internet ]

Ce 20 juin, un accord a été trouvé concernant les appels d'offres de 2012 et de 2014, aussi les six premiers parcs éoliens en mer français vont pouvoir se poursuivre.
Selon cet accord, l'Etat va réduire de 15 milliards d'euros le soutien public dont ils vont bénéficier, et le tarif d’achat de l'électricité sera réduit de 30%".
Question 1 : Quelle était la hauteur initiale du soutien public, et à combien se monte-t-il actuellement ?
Question 2 : Comment est réparti ce soutien public entre les différents acteurs ?
Question 3 : Quels sont les nouveaux prix d’achat de l’électricité ?
Question 4 : A qui revient la charge des postes de transformation en mer?
Question 5 : A qui revient la charge du raccordement au réseau ?

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

1-2. Les six projets de parcs éoliens en mer ont fait l’objet de deux appels d’offre du ministère en charge de l’énergie, attribués en 2012 et 2014. La compétitivité du prix d’achat de l’électricité proposé par les candidats sur chaque lot a été évaluée en tenant compte des conditions particulières d’implantation de chaque zone et de l’émergence de la filière. Les tarifs moyens accordés en 2012 et 2014 étaient de l’ordre de 200 €/MWh produit. En faisant l’hypothèse d’un prix de marché d’environ 40 €/MWh, le coût du soutien public non actualisé sur 20 ans était de l’ordre de 40 Mds€. Il convient de noter que cette valeur somme des dépenses réalisées en 2020 avec des dépenses réalisées en 2040 et doit donc être prise avec précaution.

 Les tarifs attribués aux différents acteurs ne sont pas publics.

 3. Compte tenu de la baisse du coût de production observée ces dernières années, le Gouvernement a souhaité mener des négociations avec les lauréats des appels d’offres pour réévaluer le montant des tarifs d’achat, qui ont ainsi pu être ramené de 200 €/MWh à environ 150 €/MWh sur vingt ans. Le coût du soutien public non actualisé sur 20 ans atteint alors de l’ordre de 25 Mds€.

 4-5. Lors des deux premiers appels d'offres, il était prévu que le raccordement au réseau soit réalisé par RTE et financé par le candidat retenu pour la réalisation du parc. Le poste de transformation en mer était considéré comme intégré au parc éolien et donc sous la responsabilité du candidat.

Depuis le 3ème appel d'offres pour le parc éolien au large de Dunkerque, la charge des postes de transformation en mer et du raccordement au réseau revient intégralement à RTE, en tant que gestionnaire du réseau français public de transport d’électricité.

A l’issue de la renégociation des tarifs, il a été décidé que le financement du raccordement au réseau soit transféré à RTE et aucune modification n’a été opérée sur le poste de transformation en mer.

Question n°615
Ajouté par Jérôme BLANC (Canet), le 21/06/2018
[Origine : Site internet ]

Pourquoi ne pas inverser les mécanismes en donnant directement les aides publiques aux collectivités territoriales qui sont, sans aucun doute, les acteurs majeurs du succès de la transition énergétique ?

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

Les territoires ont effectivement un rôle majeur à jouer dans la transition énergétique, caractérisée par une multiplicité de décisions locales de maîtrise de l’énergie et le développement de projets d’énergie renouvelable locaux. Cette évolution correspond également à l’aspiration d’un nombre croissant de citoyens de mieux s’approprier les questions énergétiques.

 La loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte (LTECV), adoptée en août 2015, déploie notamment les Territoires à Énergie Positive pour la Croissance Verte, un label qui permet d’attribuer aux collectivités lauréates une aide financière d’au moins 500 000 euros sous la forme de subventions pour soutenir leurs actions. Ce dispositif est géré par la Caisse des dépôts. Depuis 2015, 547 territoires ont été labellisés territoires à énergie positive pour la croissance verte :

  • Plus de 600 M€ ont été distribués aux lauréats ;
  • 810 000 t CO2 évitées par an ;
  • 1,4 M de nouveaux foyers alimentés en Énergies nouvelles et renouvelables ;
  • 1 500 bâtiments publics rénovés selon la norme Bâtiment basse consommation (BBC) ;
  • 65 000 logements rénovés BBC ;
  • 3 500 véhicules électriques ou hybrides sur le parc public ;
  • 5 500 bornes de recharge ;
  • 800 projets éoliens ;
  • 4 M m² de surface photovoltaïque déployée ;
  • 200 territoires zéro pesticide ;
  • 1 M ampoules led distribuées aux ménages.

 La LTECV rénove également la gouvernance des documents de planification. A l’instar du niveau national, doté de nouveaux outils de planification portés par l’État, le dispositif évolue au niveau régional et intercommunal, pour une meilleure intégration des politiques du climat, de l’air et de l’énergie, et une cohérence entre l’ensemble des secteurs, tels que l’urbanisme, les transports, etc.

 En particulier, les collectivités ont la responsabilité de la planification (spécialement à l’échelle régionale) et de l’animation (spécialement à l’échelle intercommunale) de la transition énergétique.

Ces compétences peuvent s’exercer à plusieurs échelles à travers divers outils, spécifiquement dédiés aux questions Climat-Air-Énergie (SRADDET, PPA, PCAET, schéma directeur des réseaux de chaleur ou de froid), ou à d’autres thématiques sectorielles (SCoT, PLUi, PLH, PDU).

 Pour autant, le niveau national demeure pertinent pour mettre en œuvre la transition énergétique, notamment afin d’assurer l’équité entre les territoires, et permettre une péréquation au niveau national des dispositifs de soutien, au niveau des contributeurs comme des bénéficiaires

Question n°619
Ajouté par Bernard DURAND (Arvert), le 21/06/2018
[Origine : Site internet ]

Hosannah au plus haut des cieux, faîtes résonner les Cloches. Les Français se réjouissent que leur gouvernement ait réussi à réduire de 40 milliards à 25 milliards sur 20 ans le coût à payer pour les 6 centrales éoliennes en mer programmées à ce jour.
Mais regardons cela de plus près. Tout d'abord, le tour de passe-passe : les 3 milliards destinés à payer la construction des 6 lignes à haute-tension nécessaires pour évacuer l'électricité de ces parcs seront à la charge de RTE, qui se remboursera par une augmentation de nos taxes d'acheminement.
Et que se passera-t-il au bout de 20 ans ? Il faudra remplacer les éoliennes corrodées par le sel marin. Coût prévisible : environ 15 milliards d'euros actuels. 20 ans après, il faudra recommencer. Total 25+2x15+ 3 (lignes à haute tension), nous voici déjà à 58 millions. Mais il fut aussi prévoir la maintenance, environ 5 % du coût total : pales cassées ou à remplacer, incendies, roulements à billes usés, collisions de bateaux, accidents d'hélicoptères.... Il y a aussi le démantèlement final, environ 100 millions d'euros par parc pour un « retour à l'algue ». Au total, plus de 60 milliards d'euros, pour une production d'environ 450 TWh au total de 60 ans.
Comparons à l'EPR, d'un coût exorbitant paraît-il. 10,5 milliards de première mise, 3 milliards de maintenance, 500 millions de démantèlement (mise au gazon). Total 14 milliards sur 60 ans, pour une production totale de 600 TWh.
Comme on dit, il n'y a pas photo : le coût de l'électricité de cet éolien en mer nous coûtera 6 fois plus que celui de l'EPR sur ces 60 ans. Et encore n'a-t-on pas compté toutes les gracieusetés faites à l'éolien, mais pas à l'EPR : construction de «facilités» et subventions cachées par les collectivités territoriales, déductions fiscales etc... Et bien sûr le coût des « externalités », dégradation de l'environnement, difficultés pour les pêcheurs etc.
Ma question au MO : pouvez-vous nous faire le calcul avec vos propres chiffres ?

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

Les calculs réalisés se fondent sur des éléments non comparables. En particulier, les coûts donnés pour l’éolien en mer intègrent les coûts de raccordement au réseau (qui ne sont pas nuls pour les nouveaux projets nucléaires, le projet de Flamanville 3 ayant conduit à des renforcements sur le réseau de RTE), les coûts de financement (qui sont significatifs sur ce type de projet compte tenu de la forte intensité capitalistique et de la longue durée d’amortissement) et la marge du producteur. Ces coûts ne sont pas inclus dans l’analyse présentée sur les EPR.

 Même si elle est imparfaite, une meilleure comparaison peut se fonder sur le tarif d’achat garanti de l’électricité :

  • Dans le cas de l’EPR, la dernière référence est le projet Hinkley Point qui bénéficie d’un tarif d’environ 110 €/MWh pour une durée de 35 ans ;
  • Dans le cas des premiers projets d’éolien en mer, la renégociation lancée par le Gouvernement a permis de réduire le tarif moyen de 200 €/MWh à environ 150 €/MWh sur une durée de 20 ans. Ce tarif élevé s’explique par le fait que ces projets se traduiront par la construction d’usines d’équipements en France pour fournir ces parcs.

Néanmoins, les prix pour les prochains appels d'offres de parcs éoliens en mer sont attendus en forte baisse, à l'image des prix obtenus lors d'appels d'offres pour des parcs à l'étranger, par exemple en mer du Nord où certains projets sont à présent lancés sans subvention publique. Il est donc probable que ces premiers parcs éoliens, s’ils font l’objet d’un renouvellement à l’issue des 20 ans, soient renouvelés à un tarif beaucoup plus bas.

Il n’est donc pas exact d’affirmer que le coût de l'électricité de cet éolien en mer nous coûtera 6 fois plus que celui de l'EPR sur ces 60 ans, compte tenu des références actuelles et des dynamiques existant sur les deux filières.

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°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°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°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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