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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°632
Ajouté par 2571 (Château Gaillard), le 25/06/2018
[Origine : Site internet ]

Le 22 octobre 2015, la Commission Européenne a envoyé une lettre de mise en demeure à la France relative aux concessions hydroélectriques du pays attribuées principalement à EDF. Pour y répondre, le gouvernement a proposé d'ouvrir par lots à la concurrence les concessions arrivant à échéance. Cependant, pour éviter une position dominante d'EDF (les concessions sont actuellement exploitées à 80% environ par EDF), le gouvernement a envisagé de plafonner l'accès aux lots par candidat.
Ce choix est clairement défavorable à EDF et favoriserait l'arrivée d'opérateurs étrangers.

Pourtant, en droit européen de la concurrence, il n’est pas illégal de détenir une position dominante lorsque celle-ci est obtenue par des moyens concurrentiels légitimes.

De plus, la Commission européenne n’a fixé aucun calendrier et certains pays européens, tels l’Allemagne, l’Autriche et le Portugal, ont simplement refusé d'ouvrir à la concurrence les barrages hydroélectriques.

Mes questions sont les suivantes :

- Pourquoi les barrages hydroélectriques ne sont-ils pas exclus des concessions ouvertes à la concurrence ?

- Si l'ouverture à la concurrence devait s'appliquer pour les barrages hydroélectriques, quelle exigence (nationale et/ou européenne) oblige le gouvernement à empêcher EDF de candidater à l'ensemble des lots ouverts à la concurrence ?

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

La loi prévoit que toute installation hydroélectrique de plus de 4,5 MW est  la propriété de l'Etat. Les barrages ne peuvent donc pas être privatisés. Pour les exploiter, l'Etat établit un contrat de concession (une location à très long terme) avec un industriel qui exploite l'ouvrage et vend l'électricité produite, en contrepartie d'une redevance versée à l'État et aux collectivités riveraines (un loyer). Le concessionnaire a l'obligation de rendre en bon état de fonctionnement l'installation à l'État, qui en demeure propriétaire. C'est une différence importante avec d'autres pays où les installations hydroélectriques peuvent appartenir aux exploitants. Aujourd'hui, le principal industriel à qui les ouvrages sont concédés (le concessionnaire) est EDF, mais de nombreux autres acteurs existent.

Pour les contrats arrivés à échéance, la loi nationale et européenne prévoit que la désignation d'un nouveau concessionnaire fasse l'objet d'une mise en concurrence. Cette mise en concurrence permettra de sélectionner sur des bases ouvertes et transparentes le meilleur projet pour la poursuite de l'exploitation des aménagements.

 

Comme vous le rappelez, la Commission européenne a adressé en octobre 2015 une mise en demeure aux autorités françaises au sujet des concessions hydroélectriques. Elle considère que les mesures par lesquelles les autorités françaises ont attribué à EDF et maintenu à son bénéfice l’essentiel des concessions hydroélectriques en France sont incompatibles avec l’article 106, paragraphe 1er, du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne, lu en combinaison avec l’article 102 de ce traité, en ce qu'elles permettraient à l'entreprise de maintenir ou de renforcer sa position dominante en France sur les marchés de fourniture d'électricité au détail.

Le Gouvernement continue de contester le raisonnement selon lequel la possession de moyens de production hydroélectriques entraîne mécaniquement une rupture d'égalité sur le marché de la fourniture d'électricité au détail et le fait qu'il aurait accordé un quelconque avantage discriminatoire à EDF. Le Gouvernement met également en avant les enjeux sociaux, économiques et écologiques majeurs liés à l'hydroélectricité et en particulier à la gestion de l'eau et à la sécurité des ouvrages.

Dans le cadre des échanges avec la Commission européenne, le Gouvernement défend une application équilibrée de la loi de transition énergétique, qui a consolidé le régime des concessions et garantit le respect des enjeux de service public de l’hydroélectricité française, grâce à plusieurs outils: le regroupement des concessions dans une même vallée, la prolongation de certaines concessions dans le respect du droit national et européen et la possibilité de constituer des sociétés d'économie mixte lors du renouvellement des concessions lorsque les collectivités locales y sont intéressées.

Le principe de mise en concurrence des concessions échues découle du droit européen et national, le Gouvernement s'y prépare tout en défendant certains principes essentiels pour les enjeux publics de l'hydroélectricité.

Question n°210
Ajouté par Christian ANONYMISé (Montigny le bretoneux), le 17/04/2018
[Origine : Site internet ]

Le Turpe 4 (Tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité) propose une méthode de facturation de l'électricité consommée comprenant un abonnement et une taxation à la consommation en kWh. Cet abonnement croit avec la puissance souscrite et avec le choix simple ou double tarif. Ainsi il apparait que le petit consommateur paye plus cher le kWh que le gros consommateur à cause de la part importante de l'abonnement. Par exemple, le double tarif ne devient avantageux par rapport au simple que si l'on consomme beaucoup d'électricité. Ne serait-il pas opportun de revoir le turpe et de facturer d'autant plus cher le kWh que la consommation est importante ? Le turpe 5 qui s'appuie sur le compteur Linky va permettre de faire des tarifs à la carte (exemple spécial WE) mais rien ne présage que ces tarifs soient incitatifs de la sobriété énergétique recherchée !

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

Merci pour cette contribution qui viendra enrichir notre réflexion pour la PPE de 2018.

Votre question traite du calcul du tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité.

Les tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE) sont calculés afin que les recettes des gestionnaires de ces réseaux couvrent les charges engagées pour l’exploitation, le développement et l’entretien des réseaux. Le coût de l’utilisation du réseau est en général facturé au fournisseur par le gestionnaire de réseau auquel est raccordé le consommateur. Le fournisseur le refacture ensuite au consommateur. Le tarif d’acheminement représente près de 30 % de la facture TTC d’un utilisateur résidentiel.

La Commission de régulation de l’énergie (CRE) élabore les tarifs d’accès aux réseaux avec le souci de donner aux gestionnaires de réseaux les moyens d’accomplir au mieux leurs missions de service public et de s’assurer d’une maîtrise raisonnable des coûts pour ne pas alourdir excessivement les charges pesant sur les consommateurs. La tarification de l’accès au réseau répond à trois grands principes : la tarification « timbre-poste » (même tarif quelle que soit la distance parcourue par l’énergie électrique), la péréquation tarifaire (tarifs identiques sur l’ensemble du territoire) et la couverture des coûts engagés par les gestionnaires de réseaux dans la mesure où ces coûts correspondent à ceux d’un gestionnaire de réseau efficace.

La structure du tarif est élaborée afin de prendre en compte les coûts générés sur le réseau par les consommateurs d’électricité. Vous pouvez retrouver les modalités de ce calcul sur le site de la CRE, ainsi que des informations plus détaillées.

En tout état de cause, les coûts d’utilisation des réseaux ne sont pas directement proportionnels à la quantité d’électricité consommée en raison de la part majoritaire de coûts fixes dans le réseau qui est dimensionné pour permettre l’acheminement de l’électricité à tout moment, y compris au moment de la pointe. Les coûts du réseau ne dépendent en conséquence pas des quantités acheminées et il est important que la structure tarifaire soit liée à la réalité économique.

Question n°254
Ajouté par Michel ANONYMISé (Bois Colombes), le 26/04/2018
[Origine : Site internet ]

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 ?

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

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.

Question n°462
Ajouté par Jean-Louis ANONYMISé (TORTEZAIS), le 02/06/2018
[Origine : Site internet ]

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 ?

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

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.

Question n°505
Ajouté par Ghislaine ANONYMISé (Lorient), le 07/06/2018
[Origine : Site internet ]

Le gouvernement vient de modifier les aides au paiement de l'électricité en insistant sur le fait que leur montant est maintenant plus élevé, sauf que le plafond de ressources a été considérablement abaissé, mettant en difficultés nombre de ménages. Comment va-t-on maintenant régler ses factures sans cette aide ? A-t-on possibilité de recours et de quelle manière ?

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

L’accompagnement des ménages en situation de précarité énergétique, est un élément clé de la programmation pluriannuelle de l’énergie. Les pouvoirs publics ont prévu des mesures spécifiques pour lutter contre la précarité énergétique.

Le chèque énergie remplace les tarifs sociaux de l’énergie depuis le 1er janvier 2018, après deux années d’expérimentation fructueuse. Il s’agit d’une aide au paiement des factures d’énergie, quelle qu’en soit la nature, ou des dépenses de rénovation énergétique du logement. Il concerne davantage de bénéficiaires que les précédents tarifs sociaux de l’énergie, grâce à un meilleur ciblage et à un meilleur taux de recours (3,6 millions de ménages ont reçu un chèque énergie en 2018, contre 3,2 millions bénéficiant du tarif social de l’énergie précédemment). Le chèque énergie permet également de couvrir des types de dépenses plus larges (électricité et gaz, mais aussi fioul, bois, travaux de rénovation énergétique, etc.).

L’éligibilité au chèque énergie, qui dépend des revenus et de la composition du ménage, est établie selon des critères différents de ceux des tarifs sociaux, et est recentrée sur les ménages les plus fragiles (environ 90 % des ménages du 1er décile sont ainsi bénéficiaires du chèque énergie, contre 74 % avec les tarifs sociaux). Certains ménages pouvaient donc être précédemment éligibles aux tarifs sociaux sans être désormais éligibles au chèque énergie.

Au-delà du chèque énergie, d’autres leviers pour lutter contre la précarité énergétique sont déployés :

  • des leviers préventifs : il s’agit d’agir sur la consommation d’énergie, notamment en améliorant la performance énergétique des logements ;
  • des leviers curatifs : il s’agit des mesures mises en place en cas de fortes difficultés ou d’impayés (trêve hivernale et fonds de solidarité logement).

Ces aides sont détaillées page 125 – 126 du dossier du maître d’ouvrage, avec notamment le renforcement en 2018 du dispositif « Habiter Mieux » déployé par l’Agence nationale de l’Habitat, le crédit d’impôt pour la transition énergétique (qui sera transformé en prime à partir de 2019), la mise en œuvre du nouveau dispositif de certificats d’énergie au bénéfice des ménages en situation de précarité énergétique.

Question n°226
Ajouté par Pierre ANONYMISé (Paris), le 23/04/2018
[Origine : Site internet ]

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.

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

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.

Question n°555
Ajouté par jean-François ANONYMISé (aubière), le 13/06/2018
[Origine : Site internet ]

En complément à la question n°353 : pouvez-vous préciser les méthodologies des travaux qui mentionnent bien des émissions de 66 g de CO2/KWh électrique nucléaire (Ademe, Base carbone, nov 2014, documentation des facteurs d'émission de la base carbone, page 93). Pourquoi de tels écarts d'un facteur 6 avec les données autour de 10g CO2/KWh. Quelle perplexité ! Cela ne nécessiterait-il pas des méthodologies et des données cartes sur table des travaux nationaux et internationaux ? Sur quoi s'appuyer de sûr, vérifié et admis par tous ? Merci d'avance de votre réponse.

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

Nous vous remercions de votre contribution.

Si le chiffre 66 est effectivement cité dans la documentation des facteurs d'émissions de la Base Carbone (page 93), il provient, comme mentionné dans le document, d’un article publié dans Energy Policy en 2008.

Cet article a examiné 103 études d’analyses en cycle de vie pour des centrales nucléaires et en a retenu 19 répondant aux critères de sélection suivants : études publiées, réalisées depuis 1998, accessibles au public, transparentes sur la méthodologie utilisée et fournissant des estimations claires des émissions de gaz à effet de serre selon les postes distincts du cycle de vie de la production d’électricité issue du nucléaire. Pour ces 19 études, la valeur moyenne est de 66 gCO2/kWh, avec une fourchette comprise entre 1,4 et 288 g, soit deux fois plus large que celle proposée par le GIEC.

Toutefois, l’article souligne des disparités importantes entre les méthodologies utilisées d’une étude à l’autre. La représentativité de cette valeur moyenne est donc fortement questionnée.

Par ailleurs, le chiffre 66 dans la documentation des facteurs d'émissions de la Base Carbone (page 93) n’est cité que pour mettre en avant la disparité des facteurs d’émissions disponibles dans la littérature internationale concernant la filière nucléaire. Il est effectivement retenu dans la base carbone (page 91) un facteur d’émission de 10 gCO2eq/kWh pour les centrales nucléaires, ce chiffre étant issu de la base de données European Life Cycle Database (données provenant de PE International). Il est de fait du même ordre de grandeur que le niveau d’émission moyen de la filière nucléaire, au niveau mondial (12 gCO2eq/kWh) défini en 2014 par le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC).

Enfin, si la fourchette [3,7-110] gCO2eq/kWh définie par le GIEC est effectivement importante, elle est toutefois à relativiser au regard de la fourchette plus large des niveaux d’émissions de CO2eq/kWh des différentes filières énergétiques.

Question n°469
Ajouté par Henri ANONYMISé (Lyon), le 04/06/2018
[Origine : Site internet ]

D'après les derniers chiffres de l'Agence Internationale de l'Energie (« Key World Energy Statistics 2017 »), si l'on compare France et Allemagne en termes d'émissions de CO2, on obtient :
Emissions annuelles de CO2 : France : 290,5 MTCO2 Allemagne 729,8 MTCO2
Emissions annuelles de CO2/habitant : France : 4,37 TCO2/h Allemagne 8,93 TCO2/h
Emissions annuelles de CO2/Unité de PIB : France : 0,1 kgCO2/2010 US $ Allemagne 0,2 kgCO2/2010 US $
On constate donc un rapport de 1 à 2 pour ces différents chiffres.
Il y a aussi un rapport de 1 à 2 du prix de l'électricité pour les particuliers entre France et Allemagne.
Ma question : Pourquoi y a-t-il en France un dénigrement permanent sur le « retard » de la France par rapport à l'Allemagne en termes de politique climatique ? La France n'est-elle pas nettement plus efficiente ?

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

Nous vous remercions pour cette contribution à la réflexion pour l’élaboration de la prochaine programmation pluriannuelle de l’énergie.

Les émissions globales de l’Allemagne sont effectivement bien supérieures à celles de la France. Ainsi, en 2016, les émissions de l’Allemagne étaient de 909 MtCO2e (hors secteur des terres[1]), en baisse de 27 % par rapport à 1990, alors que les émissions françaises étaient de 458 MtCO2e en 2016, en baisse de 16 % par rapport à 1990.

Rapportées au nombre d’habitants, les émissions en 2016 étaient de 11 tCO2e par habitant en Allemagne contre 6,8 tCO2e par habitant en France. Rapportées au PIB, les émissions allemandes sont de 0,29 kgCO2/€ alors que les françaises sont de 0,21 kgCO2/€.

Ces différences s’expliquent notamment par les émissions du secteur énergétique, beaucoup plus émetteur en Allemagne, qui représente 33 % des émissions allemandes contre 8 % des émissions françaises.

Les émissions françaises sont donc sensiblement inférieures aux émissions allemandes, y compris quand elles sont rapportées au PIB ou au nombre d’habitants. Il n’y a donc pas de raison de parler de retard de la France sur l’Allemagne.

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[1] Secteur dit UTCATF en français : Utilisation des terres, changements d’affectation des terres et forêt, prenant en compte les émissions et absorptions liées, LULUCF en anglais
Question n°521
Ajouté par Didier ANONYMISé (RIVESALTES), le 08/06/2018
[Origine : Site internet ]

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...

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

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.

Question n°312
Ajouté par Hervé ANONYMISé (Vizille), le 04/05/2018
[Origine : Site internet ]

Votre réponse ne répond pas à ma question. Je me suis peut-être mal fait comprendre. Soyons concrets et précis. Prenons un 31 décembre en soirée (disons 20h). La production PV est nulle et par temps froid la demande atteint 100 GW. La puissance éolienne n'est que 10% de la puissance éolienne installée. Que seraient alors les puissances pilotables nécessaires pour faire face à la demande ? Charbon, fuel, gaz, nucléaire ?

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

Un mix à 50 % de nucléaire et 40 % d’énergies renouvelables est un mix annuel moyen. Il ne présume pas du mix ponctuel au jour le jour en fonction des conditions climatiques. Les énergies renouvelables ne sont pas toutes intermittentes : l’énergie renouvelable la plus utilisée pour produire de l’électricité est l’hydroélectricité qui est parfaitement pilotable. En conditions climatiques particulières, en soirée, les centrales nucléaires et thermiques gaz vont vraisemblablement être davantage appelées que leur participation au mix moyen annuel. Les interconnexions entre pays européens ont également pour effet de lisser les impacts de phénomènes climatiques par foisonnement sur l’ensemble du continent.

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