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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°627
Ajouté par Michel PUIGREDO (ORANGE), le 24/06/2018
[Origine : Site internet ]

Dans vos réponses au sujet de la réduction de la part de production d'électricité nucléaire (en particulier votre réponse V3 du 04/04/18 à la question 10 du 19/03/18), votre argument est, je cite :
- "qu'il convient de réduire le risque lié à l'utilisation dominante d'une seule technologie et les conséquences qu'auraient des dysfonctionnements éventuels de cette technologie.
- "qu'il est important de disposer de marges suffisantes dans le système électrique pour faire face à l'éventualité de suspendre plusieurs réacteurs qui présenteraient un défaut générique grave".

Se pose alors les questions de savoir quelle est la marge actuelle et que se passerait-il si on découvrait aujourd'hui un défaut générique sur les 34 réacteurs de 900 MW ou sur les 20 réacteurs de 1300 MW ?

Merci de vos réponses.

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

L’évolution de la marge pour les prochaines années est donnée par RTE dans son bilan prévisionnel : elle est de l’ordre de 300MW pour l’hiver 2018.

 Compte tenu de ce niveau, si un défaut générique conduisait l’ASN à demander l’arrêt de l’ensemble du palier de 900MW ou de 1300 MW, des mesures exceptionnelles devraient prises par les pouvoirs publics et le gestionnaire de réseau de transport afin de garantir l’approvisionnement électrique.

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°521
Ajouté par Didier ZAZZI (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°330
Ajouté par Jean-Louis GABY (TORTEZAIS), le 10/05/2018
[Origine : Site internet ]

C'est suite à la question n°147 "Coopératives de production d'électricité renouvelable". Question : En France, les coopératives de production d'électricité renouvelable représentent quelle puissance raccordée, quelle est leur production annuelle, et leur part dans la production d'électricité renouvelable ?

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

Des éléments de réponse peuvent être trouvés dans ce document de l’ADEME. Les projets des sociétés coopératives d’intérêt collectif représentent 23 % des projets participatifs.

Selon le même document, les projets participatifs représentent :

  • « Pour l’éolien, une puissance totale de 260 MW, soit 3 % de la puissance totale installée en France (chiffres 2014-15 / Source EDF, FEE), ou encore une production moyenne de 520 000 MWh (consommation annuelle d'environ 430 000 habitants hors chauffage et eau chaude sanitaire).
  • Pour le photovoltaïque, une puissance de 38 MWc soit 0,7% de la puissance totale installée en France (chiffres provisoires 2014 / Source SOeS), soit une production moyenne de 38 000 MWh (consommation annuelle de 30 000 hab. hors chauffage et ECS). »
Question n°323
Ajouté par Thomas VULLIOD (PARIS), le 09/05/2018
[Origine : Site internet ]

Afin d'assurer son alimentation électrique, la France doit disposer à chaque instant d'autant de puissance de production que de puissance consommée.

Les ENR intermittentes (solaire, éolien, usines marémotrices) n'offrent pas cette assurance car leur puissance produite varie à la hausse comme à la baisse (jusqu'à des puissances nulles) en fonction de facteurs naturels, indépendamment de la consommation.

La construction et le maintien de centrales pilotables (hydrauliques, nucléaires, thermiques à flamme) est donc nécessaire pour assurer la sécurité d'approvisionnement.

Une fois qu'elles sont construites, la France a le choix de les faire tourner à plein régime ou partiellement, ou bien de construire en complément des ENR intermittentes et de privilégier leur production.

Donc après avoir payé les coûts fixes des moyens de production pilotables nécessaires à la sécurité d'approvisionnement, se présente à nous le choix économique entre :
- payer en plus le coût marginal de l'électricité produite par ces centrales hydrauliques, nucléaires ou à gaz,
- ou bien payer en plus le coût complet des ENR intermittentes, càd leurs coûts fixes plus leurs coûts variables.

Le coût marginal de l'énergie nucléaire est d'environ 10€/MWh, et il devrait être inférieur pour les réacteurs EPR (notamment grâce à une consommation moindre de combustible par TWh d'électricité produite).

Le coût complet du solaire et de l'éolien ne descend en France jamais sous 60€/MWh, et ne pourra jamais descendre à un niveau aussi faible que 10€/MWh.

Pourquoi donc privilégier la construction d'ENR intermittentes si :
- elles n'ont pas la possibilité d'être rentables,
- elles n'apportent aucune sécurité d'approvisionnement supplémentaire,
- elles ne diminuent pas le moindre du monde le risque nucléaire puisqu'il faut toujours autant de centrales nucléaires avec autant de combustible en cuve, même si ces centrales tournent moins pour laisser la place aux ENR et gagnent ainsi moins d'argent pour payer leur maintenance,
- elles nécessitent des subventions pharaoniques (la Cours des Comptes parle de 120 milliards d'euros pour les ENR déjà installées),
- leur bénéfice environnemental est en France nul ou négatif ?

Merci par avance de me répondre autre chose que "pour diversifier notre approvisionnement", besoin réel mais auquel ces ENR intermittentes ne répondent pas.

Par ailleurs, je vous rappelle que RTE ne réussit dans ses scénario prévisionnels à faire baisser la place du nucléaire que grâce à une baisse de la consommation de pointe et une construction d'interconnexions supplémentaires avec nos voisins, éléments qui en eux-même ne justifient en rien la baisse de la part de cette énergie.

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

Concernant la sécurité d’approvisionnement

Le bilan prévisionnel de RTE publié en 2017 montre que des trajectoires de développement des énergies renouvelables électriques sont possibles, sans avoir recours à de nouveaux moyens de production pilotables, et en réduisant la part du nucléaire. Il s’agit notamment des scénarios « Ampère » et « Volt ».

Les éléments fournis par le bilan prévisionnel sur la sécurité d’approvisionnement reposent, comme vous l’indiquez, sur la baisse de la pointe de consommation et le développement des interconnexions, mais également sur la contribution des énergies renouvelables à la pointe (notamment éolien terrestre et en mer) et sur le développement de nouvelles flexibilités (dont l’effacement).

Vous pouvez en outre utilement vous référer au site Eco2Mix de RTE pour constater la participation des énergies renouvelables (notamment l'éolien) à la sécurité d’approvisionnement au cours de l’hiver.

Il pourrait par ailleurs être rappelé que la sécurité d’approvisionnement peut se définir comme la capacité du système énergétique à satisfaire de façon continue et à un coût raisonnable la demande prévisible du marché. Pour le système électrique, le critère de défaillance, ou critère de sécurité d’alimentation électrique, représente le niveau de délestage accepté chaque année par la collectivité. Il est défini comme « une durée moyenne de défaillance annuelle de trois heures pour des raisons de déséquilibre entre l'offre et la demande d'électricité ». 

Ce critère signifie que chaque année, l’espérance, sur l’ensemble des scénarios de production et de consommation possibles, et en tenant compte de la contribution des interconnexions, de la durée pendant laquelle au moins un consommateur est délesté pour des raisons de déséquilibre offre-demande, doit être inférieure à trois heures.

Le respect du critère n’implique donc pas une absence totale de risque totale de défaillance, mais que le risque est contenu dans des limites définies. Ainsi, la sécurité d’approvisionnement doit s’apprécier de manière probabiliste sur plusieurs scénarios faisant évoluer la demande, la disponibilité de moyens de production renouvelables ou conventionnels y compris nucléaire.

La programmation pluriannuelle de l’énergie fera de plus l’objet d’une étude d’impact rendue publique (dite "évaluation environnementale stratégique"), portant sur les impacts économiques, sociaux et environnementaux. Cette étude d’impact prendra bien en compte l’impératif d’assurer la sécurité d’approvisionnement et chiffrera les coûts des éventuelles solutions de flexibilité du système électrique qui seraient nécessaires.

Concernant la rentabilité des énergies renouvelables intermittentes

Comme vous l’évoquez, le coût des énergies renouvelables électriques est encore supérieur aux prix de marché de l’électricité. L’Etat a mis en place plusieurs outils qui permettent de soutenir leur développement.

Il convient toutefois de noter que les résultats des derniers appels d’offres relèvent par exemple que les coûts des énergies renouvelables sont en très forte baisse, notamment pour le solaire photovoltaïque . A l’échelle mondiale également, le coût moyen des installations photovoltaïques et éoliennes est en forte baisse, comme le montre le graphique ci-dessous.

Pour le photovoltaïque, le coût de production des centrales au sol devrait être compris entre 40 et 50 €/MWh en 2030, et le coût sur bâtiment compris entre 60 et 70 €/MWh. Un coût de production compris entre 45 et 60 €/MWh est anticipé en 2030 pour l'éolien terrestre, et entre 50 et 100 €/MWh pour l’éolien en mer.

S’il est vrai que les services rendus au réseau ne sont pas les mêmes pour tous les moyens de production et qu’il convient d’être prudent dans la comparaison des coûts de production, il n’est pas correct de comparer le coût complet pour les énergies renouvelables et le coût marginal pour le nucléaire que vous établissez à 10 €/MWh ou moins pour les EPR, alors que ces dernières capacités n’ont pas encore été construites.

Concernant le bénéfice environnemental des énergies renouvelables intermittentes

Le tableau ci-dessous reprend les impacts environnementaux en analyse de cycle de vie de trois filières pour la production d’un kWh. Ces données sont issues de la base de données IMPACT tenue par l’ADEME. Elles montrent l’atout environnemental du photovoltaïque et de l’éolien, qui est d’un niveau comparable à celui du nucléaire.

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°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°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°312
Ajouté par Hervé NIFENECKER (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.

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.

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