Vous êtes ici

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.

> Poser une question

Tous vos avis et commentaires sont soumis à une charte de modération

Consultez notre charte

Question n°561
Ajouté par Jean ANONYMISé (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°315
Ajouté par Cyril ANONYMISé (Arles), le 07/05/2018
[Origine : Site internet ]

Le scénario Négatwatt se pose en trois points. Economie d'énergie, efficacité énergétique des bâtiments et énergie renouvelable a 100%. Le gouvernement compte faire en sorte de réduire le gaspillage d'énergie en demandant aux citoyens de modifier leur consommation en faisant attention. Or il nous impose le Linky qui n'est pas l'outil le plus utile pour faire des économies pour plusieurs raisons.

Premièrement : Nos compteurs actuels fonctionnent très bien et la perte d'énergie que nous pouvons avoir sur ceux-ci est payée par nos propres deniers. Le relevé de juillet faisant un rattrapage nous payons de toute façon les pertes engendrées par le réseaux.

Deuxièmement : La fabrication et l'installation des Linky consommera plus d'énergie et ne nous permettra pas d'ajuster notre consommation puisque ceux-ci nous donnent l'estimation de notre consommation du jour... le jour d'après. Impossible donc de réduire notre consommation pour faire des économies. En même temps quand on a besoin d'énergie pour faire fonctionner un ustensile on ne se demande pas combien ca va nous coûter, on consomme... Et tout le monde ne peut pas acheter des ustensiles très chers avec une indice énergétique AAA+ inclus.

Troisièmement : Les déchets des anciens compteurs (de 50 ans) seront rejoints 20 ans après par ceux des Linky. D'où encore une perte d'énergie dans la fabrication.

Quatrièmement : Les Linky ne sont là que pour vendre des objets connectés pour soit disant une maison "intélligente" ou smart house. Or ces objets connectés ne sont pas indispensables. Un réelle économie d'énergie consiste à avoir le moins d'objets électriques possible. Sinon il ne sert à rien de parler de transition écologique (qui soit dit en passant est une belle c...).

Quand le gouvernement compte-t-il mettre en place une véritable politique de sobriété énergétique basée sur la retenue et non sur l'hyper consommation d'objets connectés en plus ?

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

Plus largement, l’amélioration de l’efficacité énergétique est un objectif majeur de la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte (LTECV) de 2015 et de la Programmation pluriannuelle de l’énergie. Ainsi la LTECV fixe un objectif en 2030 de réduction de la consommation d’énergie finale à 20 %. Le dossier du maître d’ouvrage dresse l’ensemble des mesures mises en œuvre ou prévues en ce sens, pages 30 à 54. Il est effectivement essentiel de donner les bons signaux aux consommateurs pour favoriser la sobriété énergétique et aux producteurs pour favoriser l’efficacité énergétique. C’est un des objectifs de la PPE. C’est également un des aspects sur lesquels le maître d’ouvrage avait des attentes vis-à-vis du débat public : des idées pour inciter les citoyens à maîtriser leurs consommations d’énergie.

Concernant la durée de vie de Linky, il convient de distinguer la durée de vie garantie et la durée de vie effective d’un appareil. Les compteurs Linky sont conçus pour avoir une durée de vie de 20 ans minimum. Enedis a réalisé des tests méticuleux permettant de s’assurer que les compteurs communicants respectent les exigences de robustesse et de fiabilité sur toute leur durée de vie. Pour cela, un système de qualification du matériel a été mis en place, à la fois par les fabricants et par Enedis. Les compteurs ont également été testés à la fois en laboratoires et sur le terrain. Celui-ci met à l’épreuve une centaine de compteurs Linky par jour afin de tester les compteurs en situations réelles (résistance à la chaleur, au froid, l’hygrométrie…).

Les compteurs déployés par Enedis (les anciens compteurs dits « bleus » ou « CBE » notamment) ont toujours fait l’objet d’une garantie d’au minimum 20 ans de la part des constructeurs et ont éprouvé la même démarche de qualification : cela a donné des résultats probants avec des durées de vie moyennes dépassant effectivement les 20 ans. Le compteur Linky obéit aux mêmes règles et sa durée de vie pourra donc dépasser les 20 ans.

La mise en œuvre des nouveaux compteurs Linky pour l’électricité et Gazpar pour le gaz doit permettre de mieux connaître les consommations des usagers et d’améliorer la qualité du service qui leur est rendu. Les deux compteurs permettront une mesure plus fine de la consommation et des informations relatives à la qualité de l’énergie. Linky permettra un pilotage à distance par le gestionnaire de réseau de distribution qui, en cas de problème, pourra cibler la coupure d’une maison par exemple plutôt que d’un quartier.

Linky et Gazpar permettront notamment d’effectuer des opérations de maintenance préventive sur le réseau en ayant des informations plus tôt et plus précises. Cela devrait dégager des économies sur la gestion du réseau et améliorer son efficacité.

Le compteur améliorera la gestion du réseau basse tension, en proposant notamment un suivi plus fin du niveau de la tension et une détection plus rapide des pannes ainsi que des anomalies de consommation. Le compteur communicant permettra ainsi d’optimiser la gestion et le développement du réseau de distribution et facilitera l’intégration massive d’énergies renouvelables et de véhicules électriques.

Du point de vue du consommateur, les relevés seront effectués à distance et permettront des facturations sur la base de données réelles et non plus estimées.

Le compteur permettra de simplifier certaines opérations (changements de contrat, de fournisseur).

Il favorisera également l’émergence de services de maîtrise des consommations : grâce à Linky, un fournisseur pourrait par exemple proposer à ses clients un service rémunéré d’effacement pendant la pointe électrique en baissant la consommation des seuls congélateurs pendant une demi-heure.

Linky devrait également permettre l’apparition de nouvelles offres tarifaires afin d’inciter à la maîtrise de la consommation à la pointe et en permettant le contrôle à distance.

Question n°299
Ajouté par Pierre ANONYMISé (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.

---------------------------------

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

Question n°326
Ajouté par Michel ANONYMISé (Chambéry), le 09/05/2018
[Origine : Site internet ]

En réponse à une précédente question demandant :
"Pourquoi dépenser autant d'argent sur le développement des ENR intermittentes (environ une trentaine de milliards d'euros depuis 10 ans), alors que notre production électrique n'émet que très peu de GES grâce à l'hydro et au nucléaire ? ",
vous aviez répondu :
"Si l'énergie nucléaire constitue d'un point de vue des émissions de gaz à effet de serre un atout, sa forte proportion est également susceptible de dégrader la robustesse du système électrique. L'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) a ainsi rappelé à plusieurs reprises qu'une des vocations de la diversification du mix électrique était de renforcer aussi la sécurité d'approvisionnement en électricité. Il est en effet important de disposer de marges suffisantes dans le système électrique pour faire face à l'éventualité de suspendre simultanément le fonctionnement de plusieurs réacteurs qui présenteraient un défaut générique grave".

Alors pourquoi la PPE envisage-t-elle de se reposer sur des sources d'énergies aléatoires et intermittentes (vent et soleil) qui risquent de faire justement défaut en cas de défaut de fonctionnement de plusieurs réacteurs nucléaires ?

Dans ce cas, pourquoi ne pas constituer cette marge de sécurité avec des réacteurs EPR de conceptions différentes qui ne souffriraient pas du même défaut générique ?
Ou par des centrales à gaz de secours "en assurance" et qui ne fonctionneraient qu'en cas d'absolue nécessité comme l'éventualité d'un défaut générique sur une dizaine de réacteurs comme le suggère l'ASN ?

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

L’éolien et le photovoltaïque, qui représenteront l’essentiel des développements d’électricité renouvelable dans les prochaines années, sont en effet des sources d’énergie non pilotables : elles produisent en fonction du vent ou du soleil et non de la consommation.

A moyen terme, la gestion de l’équilibre offre-demande doit être appréciée en prenant en compte l’ensemble des moyens de production disponible, l’évolution de la consommation et des usages (amélioration de l’efficacité énergétique, chauffages plus performants…) et l’ensemble des flexibilités du système (stockage, effacement…). Le bilan prévisionnel 2017 publié par RTE montre que la sécurité d’approvisionnement électrique peut être assurée avec des taux d’énergies renouvelables importants à l’horizon 2035 (jusqu’à 49 % dans le scénario Ampère), des fermetures de centrales nucléaires (jusqu’à 16 réacteurs d’ici 2035) et sans recours à des centrales thermiques. Le détail de ces analyses est public et disponible sur le site de RTE.

Question n°414
Ajouté par Daniel ANONYMISé (Lyon), le 29/05/2018
[Origine : Site internet ]

Le prix du gas-oil pour véhicule diesel a violemment augmenté, ce qui conduit le marché à basculer vers les véhicules à essence. Pourquoi une telle violence dans cette évolution de la fiscalité, ce qui conduit à davantage de C02 (puisque les véhicules diesel consomment moins), à des importations de moteur essence et à des importations de carburant ? Les véhicules diesel ayant la réputation d'une plus longue durée de vie n'y a-t-il pas aussi une plus grande empreinte écologique à renouveler plus fréquemment les véhicules à essence ?

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

Le Plan Climat vise la fin de la vente des voitures neuves émettant des gaz à effets de serre d’ici 2040. La priorité du Gouvernement est de favoriser le décollage et à l’amplification massive des ventes de véhicules zéro émission.

Alors que les émissions moyennes de CO2 ont diminué de 2009 à 2015, ces émissions tendent aujourd’hui à stagner voire augmenter tant pour les véhicules essence que pour les véhicules diesel. Ainsi, les émissions moyennes des voitures diesel ont augmenté de 1 g CO2/km entre 2016 et 2017 et de 0,3 g CO2/km pour les voitures essence sur la même période. Par ailleurs, la masse des voitures neuves tend à augmenter alors que les pouvoirs publics promeuvent l’allègement des véhicules, notamment à travers le Programme d'Investissements d'Avenir (PIA). La révision régulière du barème écologique incite les acheteurs de voitures neuves à se tourner vers les voitures les plus sobres.

D’autres outils ont été mis en place pour encourager le recours aux véhicules les moins polluants, tels que les certificats qualité de l’air ou encore la taxe sur les véhicules de société.

Les taxes sur les carburants marquent notamment la volonté du Gouvernement de faire porter la fiscalité sur les énergies fossiles et carbonées, afin de contribuer à la lutte contre le changement climatique et la pollution atmosphérique.

Pour y parvenir, le Plan Climat prévoit une augmentation accélérée, lisible et durable du prix du carbone sur 5 ans. Elle doit permettre d’influencer les choix des acteurs économiques et de favoriser l’innovation verte, notamment en développant l’utilisation de produits énergétiques moins carbonés.

Le Plan Climat prévoit également la convergence de la fiscalité essence-gazole au cours du quinquennat. Ce mouvement, engagé en 2015, doit faire disparaître l’avantage fiscal dont bénéficie le gazole alors même qu’il s’agit d’un carburant plus polluant que l’essence. Il est donc prévu, en complément de l’augmentation de la composante carbone, de rapprocher la fiscalité du gazole et de l’essence avec un rythme de +2,6 c€/L par an entre 2018 et 2021.

Ces mesures ont entraîné au 1er janvier 2018 une augmentation du prix des carburants.

Question n°440
Ajouté par Bernard ANONYMISé (Arvert), le 31/05/2018
[Origine : Site internet ]

Il est souvent reproché au nucléaire de dissiper dans la nature une grande partie de l'énergie sous forme de chaleur, reproche que l'on pourrait faire de la même façon aux centrales à combustibles fossiles, mais que, curieusement, on ne fait pas. Cependant, les centrales à combustibles fossiles fonctionnent parfois, c'est souvent le cas au Danemark, en cogénération, ce qui permet de récupérer pour des besoins de chauffage, via des réseaux de chaleur, une grande partie de la chaleur perdue. Je crois savoir que la cogénération nucléaire a déjà été utilisée en Europe de l'Est, et que la Finlande l'envisage pour l'avenir.

Question : qu'est-ce qui s'oppose à l'utilisation de la cogénération nucléaire en France, et est-elle envisagée dans le cadre de la PPE et de celui de la LTECV ?

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

Comme vous le soulignez à juste titre, la cogénération permet de récupérer la chaleur perdue lors de la production d’électricité et d’augmenter le rendement à plus de 80 % pour une centrale thermique fossile par exemple, tout en réduisant la consommation d’énergie primaire, et de réduire ainsi potentiellement les émissions de gaz à effet de serre issues d’un chauffage au gaz. Dans le même esprit de valorisation de la chaleur perdue, la récupération de chaleur fatale est l’un des enjeux de développement traités par la programmation pluriannuelle de l’énergie. Une étude de l’ADEME[1] a été réalisée sur les gisements de chaleur fatale industrielle en France et fait état d’un potentiel maximum de 109,5 TWh au niveau national. Environ 15 % de ce gisement est situé à proximité d’un réseau de chaleur existant qui pourrait permettre sa valorisation.

Les centrales nucléaires, dont le rendement moyen n’est que de 33 % du fait de leur seule production électrique, pourraient en effet représenter une piste à étudier pour la cogénération. Elle a effectivement été mise en œuvre en Europe de l’Est et étudiée en Finlande pour fournir en chaleur les villes situées aux alentours des centrales. Le potentiel de récupération de chaleur est bien présent en France et 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, l’opportunité d’un déploiement à d’autres réacteurs dépend de plusieurs conditions.

Tout d’abord, la distance avec les consommateurs de chaleur doit être telle que les pertes ne soient pas trop importantes, or les centrales nucléaires sont souvent implantées à distance des lieux d’habitation. Par ailleurs, la cogénération nucléaire 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 de l’éloignement des centrales vis-à-vis des centres urbains, et génèrerait un coût supplémentaire lié au déficit de production d’électricité causé par le prélèvement de chaleur. Enfin, des enjeux contraignants de sûreté sont également à prendre en compte du fait des modifications qu’il faudrait apporter à la centrale.

--------------------------------

[1] Etude intitulée « La chaleur fatale », Edition 2017, ADEME

Question n°543
Ajouté par georges ANONYMISé (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°330
Ajouté par Jean-Louis ANONYMISé (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 ANONYMISé (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°470
Ajouté par Frédéric ANONYMISé (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.

Pages