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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 Raphaël (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 ROZé (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°299
Ajouté par Pierre AUDIGIER (Paris), le 03/05/2018
[Origine : Site internet ]

Quel est le coût complet pour la collectivité nationale du développement des ENRs intermittentes ?

Parmi les questions à débattre, les participants à l'atelier préparatoire du 17 janvier avaient retenu les suivantes :
Que va coûter la transition énergétique ? Qui va payer ? Quels emplois peuvent être créés ?
Questions d'autant plus légitimes que l'information du public sur la PPE est l'un des trois objectifs du débat, tels que définis par la CNDP elle-même. Questions d'autant plus importantes que l'opinion – régulièrement invitée à se prononcer sur la Transition Energétique – est le plus souvent laissée dans l'ignorance de cette problématique.

Ce coût va en effet bien au-delà du coût d'achat et d'installation des éoliennes et des panneaux solaires. Plusieurs composantes de ce coût devraient être prises en considération et dans la mesure du possible, être chiffrées, par exemple celles-ci :
- Le coût de l'obligation d'achat et de son substitut, le complément de rémunération ;
- Le maintien en fonctionnement de moyens de production permettant de pallier les conséquences de l'intermittence, notamment la perte de valeur du parc nucléaire ;
- Le stockage de masse, notamment le stockage inter-saisonnier ;
- Le coût en investissement. Pour fixer les idées : 84 GW d'éolien et de solaire sont nécessaires pour produire autant d'énergie que 20 GW de nucléaire :
- Les nouveaux défis que doivent relever les gestionnaires du réseau pour en maintenir la stabilité ;
- Les dépenses fiscales, par exemple l'exonération de l'IRPP pour l'électricité envoyée sur le réseau par les auto-consommateurs qui disposent de surplus de production ;
Quant à l'emploi, il faut savoir que la construction de panneaux solaires a pratiquement disparu d'Europe et que, de ce fait, la majorité des emplois créés en France par le solaire sont ceux – éphémères – du montage ; reste la seule maintenance qui ne représente qu'une faible fraction du total. Quant aux parties nobles des éoliennes terrestres (rotors...) elles ne sont pas fabriquées en France.
Le contexte est aujourd'hui radicalement différent de ce qu'il pouvait être lors du démarrage du programme électronucléaire français : il est ici bien tard, les places sont déjà prises et la compétition est féroce.

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.

Les impacts macro-économiques de la Programmation pluriannuelle de l’énergie ont été modélisés à l’aide du modèle Three-ME[1], conjointement par l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (ADEME), l’Observatoire français des conjonctures économiques (OFCE) et la Direction générale de l’énergie et du climat (DGEC). Les effets de la Programmation pluriannuelle de l’énergie sur l’économie française dépendent :

  • de l’effet de la baisse de la demande d’énergie sur la balance commerciale ;
  • de la réduction de la production d’énergie ;
  • de l’influence des prix de l’énergie sur les investissements d’efficacité énergétique et leur rentabilité ;
  • de la modification des imports/exports des diverses filières ;
  • des effets de la hausse du coût unitaire de production des entreprises sur les prix et la demande interne et externe ;
  • des modalités de la redistribution des recettes fiscales environnementales ;
  • de la variation de l’emploi.

L’impact de la Programmation pluriannuelle de l’énergie sur l’économie française est comparé à un scénario tendanciel de ce qui se serait passé sans la Programmation pluriannuelle de l’énergie. En 2030, la Programmation pluriannuelle de l’énergie de 2016 devrait avoir pour effet :

  • d’augmenter le PIB de 1,1 % ;
  • de créer 280 000 emplois supplémentaires ;
  • d’augmenter le revenu disponible brut des ménages de 23 milliards d’euros (de 32 milliards d’euros en 2023) ;
  • d’augmenter la valeur ajoutée dans l’industrie de 0,7 %.

Concernant plus particulièrement les énergies renouvelables intermittentes, les différentes évaluations des coûts de production de l’électricité montrent que, grâce notamment aux efforts menés dans la recherche et le développement et aux effets d’industrialisation, les technologies renouvelables qui se développent à grande échelle deviennent de plus en plus compétitives et que des objectifs ambitieux pour leur développement peuvent être atteints à un coût maîtrisé. La baisse des coûts de production sur le marché mondial est entraînée par la croissance importante des nouvelles installations à base de renouvelables. C’est particulièrement le cas pour le photovoltaïque et l’éolien, comme le montre le graphique ci-dessous.

En France, pour le  photovoltaïque, le prix moyen proposé par les lauréats de la dernière période de candidature est de 85 €/MWh pour les installations sur bâtiments, contre 106,7 €/MWh début 2017 et 135,6 €/MWh en 2015. En 2030, le coût de production du photovoltaïque au sol devrait être compris entre 40 et 50 €/MWh et le coût du photovoltaïque sur bâtiment compris entre 60 et 70€/MWh.

Pour l'éolien, le tarif d’achat de l’électricité produite par les parcs de moins de 6 éoliennes et de moins de 3 MW de puissance unitaire est actuellement compris entre 72 à 74 €/MWh, ce dispositif inclut par ailleurs un système de plafonnement de la rémunération. Le prix moyen proposé par les lauréats de la première période de candidature à l'appel d'offres éolien terrestre, destiné aux plus grandes installations, est de 65,9 €/MWh.

Comme vous l’indiquez, le coût des énergies renouvelables à grande échelle doit aussi prendre en compte, en raison du caractère décentralisé et de l’intermittence de certaines filières, un coût supplémentaire lié à l’adaptation des réseaux et à une évolution des modes de gestion du système en nécessitant plus de flexibilité. L’Agence internationale de l’énergie considère que les besoins d’évolution du réseau, à partir de 45 % d’énergies non pilotables, augmentent les coûts de réseau d’un ordre de grandeur compris entre 12 % et 40 % des coûts de production.

À de hauts niveaux d’intégration, le pilotage de la demande doit être actionné avec par exemple des « compteurs intelligents » et d’autres formes de flexibilité que vous évoquez comme le stockage d’électricité à grande échelle qui est en train de devenir une réalité technologique. Il permet d’équilibrer la production et la consommation en stockant de l’électricité lorsque la consommation est faible et à l’inverse, lors d’une consommation plus forte, il rend de l’électricité au réseau. Le développement du stockage d’électricité devrait aider à gérer un réseau comportant davantage d’énergies renouvelables dont la production dépend des conditions de climat (vent, ensoleillement…).

Cependant, les moyens de stockage décentralisés présentent encore un coût d’investissement élevé qui ne permet pas leur rentabilité en métropole continentale. Le coût des batteries baisse toutefois rapidement, en même temps que le développement des énergies renouvelables. C’est pourquoi la Programmation pluriannuelle de l’énergie prévoit d’accompagner le développement des systèmes de stockage.

La révision de la programmation pluriannuelle de l’énergie fera l’objet d’une étude d’impact qui étudiera notamment la mobilisation des finances publiques à déployer pour respecter les objectifs qui seront définis. Tous ces chiffres seront intégrés dans la PPE.

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[1] Toutes les informations concernant le modèle se trouvent sur le site : http://threeme.org/

Question n°561
Ajouté par Jean LAFARGUE (Boutx), le 13/06/2018
[Origine : Site internet ]

La récupération des rejets thermiques de centrales nucléaires est lourde. Pourquoi ne pas "transporter (train, réseau...)" la chaleur collectée en sortie du réacteur (350/400°) vers une centrale thermique proche de la ville, quitte à surchauffer le fluide caloporteur à l'arrivée par des énergies intermittentes (simple résistance haute température) ou fossiles pour obtenir un rendement bien supérieur, les rejets thermiques en sortie turbine pouvant être injectés dans le réseau de chaleur de la ville, une façon de redorer le blason du nucléaire qui rejette 100 Mds€ de chaleur au prix du fioul ? De plus, on pourrait imaginer réduire la température de sortie de réacteur sur les installations vétustes pour limiter les risques tout en les prolongeant.

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

Les centrales nucléaires, dont le rendement moyen n’est que de 33 %, présentent en théorie une capacité d’amélioration en termes d’efficacité énergétique. On peut citer le cas de la Région Hauts-de-France où une récupération de la chaleur fatale de la centrale nucléaire de Gravelines est effectuée pour le chauffage de l’eau de pisciculture à proximité.

Néanmoins, le déploiement industriel de la cogénération nucléaire à grande échelle pose encore question. D’une part, le parc nucléaire français a été construit pour produire de l’électricité et non pas pour produire de la chaleur, le réacteur étant directement associé à un groupe turbo-alternateur sur site et raccordé aux réseaux électriques. D’autre part, même si on venait à changer l’usage du réacteur, les pertes de chaleur lors du transport risqueraient d’être très importantes car les centrales nucléaires sont le plus souvent implantées à distance des lieux d’habitation ou même des centrales thermiques proches des villes. Par ailleurs, la récupération de chaleur doit aussi pouvoir trouver une rentabilité économique. Or, elle nécessiterait de réaliser des investissements en termes de soutirage de la vapeur sur la centrale et de raccordement sur de très longues distances à un réseau de chaleur en raison une fois de plus de l’éloignement des centrales vis-à-vis des centres urbains. Enfin, des enjeux contraignants de sûreté sont également à prendre en compte en cas de modifications apportées à la centrale.

Question n°543
Ajouté par georges VALLéE (Nègrepelisse ), le 11/06/2018
[Origine : Site internet ]

Pour produire de l'énergie à partir des huiles, on utilise la combustion (phénomène physique) qui produit du CO2 que cela soit de l'huile de palme, de colza, de tournesol, etc. Donc le gouvernement encourage et subventionne les GES et tolère un geste indigne de certaines personnes. Pourquoi ?

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

Les huiles végétales (colza, palme, tournesol…) peuvent être utilisées pour la production de biocarburants : elles sont transformées en esters méthyliques d’acides gras (EMAG) ou en hydrocarbures (par hydrotraitement).

La transformation en esters d’acide gras se fait par une réaction chimique de transestérification qui consiste à faire réagir un corps gras (les triglycérides contenus dans les huiles ou les graisses) avec un alcool (méthanol ou éthanol) pour obtenir un ester d’acide gras. Les huiles peuvent également être hydrotraitées, c’est-à-dire traitées à l’hydrogène pour permettre leur transformation en hydrocarbures.

Le biocarburant émet des gaz à effet de serre lors de la phase de combustion. Il convient cependant d’analyser le bilan des émissions de gaz à effet de serre associées aux biocarburants dans le cadre d’une analyse du cycle de vie. Une telle analyse tient notamment compte du fait que la totalité du carbone issu de la matière organique utilisée pour produire le biocarburant provient d’une captation du dioxyde de carbone atmosphérique par le processus de photosynthèse. Elle intègre par ailleurs les émissions associées à certaines étapes de la production du biocarburant, mais également les émissions évitées, notamment par le biais de la baisse des importations de carburants fossiles.

Pour être valorisés dans les carburants, les biocarburants produits à partir d’huiles doivent respecter des critères de durabilité et en particulier assurer au minimum un gain d’émissions de gaz à effet de serre de 50 % sur leur cycle de vie par rapport au carburant fossile.

Question n°470
Ajouté par Frédéric ESPINOZA (Bourgoin-Jallieu), le 03/06/2018
[Origine : Site internet ]

1/ Energie et services funéraires : avons-nous évalué l'empreinte carbone de l'activité des établissements publics et privés de Pompes Funèbres ?

2/ Energie et P.L.U. rural : avons-nous évalué l'empreinte carbone du trou réglementaire (ni POS, ni PLU) sur l'urbanisme en milieu rural ?

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

1/ La fédération française de la crémation fournit pour information à l’État le nombre de corps incinérés annuellement, ce qui permet de tenir compte des émissions de la crémation. Les émissions de gaz carbonique issues de ces corps étant d’origine organique, elles ne sont pas anthropogéniques et ne sont pas comptabilisées dans l’inventaire des gaz à effet de serre. Les émissions de méthane et de protoxyde d’azote sont supposées négligeables.

Une étude publiée le 12 octobre 2017 par les Services funéraires de la Ville de Paris (SFVP) apporte des éléments sur l’empreinte carbone et sur les émissions de la crémation. Elle conclut que l’inhumation équivaut en moyenne à 3,6 crémations. En moyenne, la crémation ne produirait que 233 kg de CO2. Pour étudier les impacts de l’empreinte carbone de l’inhumation, l’étude a pris en compte plusieurs éléments : la fabrication du cercueil, son transport, sa destination (type de caveau et origine du monument), l’entretien du cimetière, l’altération du corps du défunt à la fin d’une concession de 30 ans, et enfin les émissions liées à sa crémation ou sa mise en ossuaire des ossements à l’issue de la période de concession. Pour l’incinération, la fabrication du cercueil, de l’urne et leur transport, l’altération du corps du défunt à la remise de l’urne cinéraire jusqu’à sa destination finale (columbarium, cavurne, caveau, dispersion) ont été pris en compte.

Il apparaît selon cette étude que, dans une approche d'analyse de cycle de vie (ACV), l’inhumation serait bien plus émissive que la crémation. En effet, une mise en terre correspond environ à 3,6 crémations, soit plus de 830 kilos d’émissions de CO2, en particulier du fait de la destination (88 % des émissions selon un scénario moyen) contre 233 kg de CO2 pour la crémation. En effet, le caveau est souvent fabriqué à l’aide de matériaux particulièrement émissifs en gaz à effet de serre (le béton est très énergivore à sa fabrication), et la sépulture également dans le cas de granit importé. 

Le choix du crématorium serait également déterminant : certains seraient plus émetteurs de gaz à effet de serre que d’autres. Par ailleurs, l’enquête relève que la crémation permettrait de chauffer les bâtiments ou de récupérer les prothèses réalisées à partir de matériaux précieux en vue de les recycler.

Plusieurs pistes sont avancées pour réduire l’impact écologique des rites funéraires comme : la diminution du poids des cercueils, la réduction des quantités de vernis et de teinte, l’amélioration des performances des équipements ou encore la réduction des trajets. Cette étude doit permettre aux familles d’être guidées dans leurs choix qui ne reposeront désormais plus uniquement sur des critères économiques et culturels mais aussi sociaux et environnementaux.

 

2/ Les documents d’urbanisme ont un impact sur les émissions de gaz à effet de serre liées au changement d’affectation des sols et aux besoins en énergie générés par l’urbanisation (chauffage des bâtiments, mobilité, production locale d’énergie).

Sur les territoires non couverts par un document d’urbanisme, c’est le règlement national de l’urbanisme qui s’applique. Il est basé sur la règle de constructibilité limitée, décrite à l’article L111-3 du code de l’urbanisme, qui n’autorise les constructions nouvelles que dans les zones déjà urbanisées. Ce principe permet de limiter l’étalement urbain en développant la construction à l’intérieur ou en continuité immédiate de l’enveloppe urbaine existante. Les exceptions sont limitées, en l’absence de schéma de cohérence territorial (SCoT), au développement des installations agricoles ou à la construction d’habitation dans les anciens hameaux agricoles. Dans ce cas, les projets sont soumis à l’avis de la commission départementale de préservation des espaces naturels, agricoles et forestiers (CDPENAF) prévue à l'article L112-1-1 du code rural et de la pêche maritime.

Seulement un quart des communes où le règlement national s’applique est couvert par un SCoT. Sur ces territoires, il est également possible de déroger à la règle de constructibilité limitée pour les constructions incompatibles avec le voisinage des zones habitées ou sur délibération motivée du conseil municipal, pour développer la zone urbaine. La loi pour l’accès au logement et un urbanisme rénové de 2015 a restreint cette dernière possibilité aux cas où il se présente un risque de diminution de la population communale. Ces projets ne doivent alors porter atteinte ni à la sauvegarde des espaces naturels et des paysages, ni à la salubrité et à la sécurité publique, ni entraîner un surcroît important de dépenses publiques ; ils doivent également faire l’objet d’un avis conforme de la CDPENAF.

Les possibilités d’extension urbaine sont donc très limitées dans les communes qui ne sont pas couvertes par des documents d’urbanisme. De plus, si les territoires non couverts par des documents d’urbanisme représentent 10 % de la superficie nationale, ils sont pour plus des deux-tiers hors de l’influence des pôles urbains et accueillent moins de 1 % de la population. Ils ne sont donc pas au cœur des dynamiques d’urbanisation générant une augmentation des émissions de gaz à effet de serre.

Question n°254
Ajouté par Michel PIN (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 GABY (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°226
Ajouté par Pierre AUDIGIER (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°505
Ajouté par Ghislaine LE BELLER (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.

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