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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°642
Ajouté par Laurent CHABANNES (Paris), le 27/06/2018
[Origine : Site internet ]

Bonjour. Quand la France sera au point d’equilibre visé i.e 50% nucléaire et 50% renouvelable, il y aura donc au moins 35% d’energie Intermittente dans le mix de production. Et cette intermittence sera compensée par des centrales au gaz, si j’ai bien compris ? Pouvez-vous me confirmer qu’en dépit de cette difficulté la France atteindra ses objectifs d’emission de GES ? Merci par avance.

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

La Stratégie nationale bas-carbone (SNBC) définit la feuille de route de l’État pour atteindre les objectifs de la France en termes d’atténuation du changement climatique. Les objectifs sont exprimés en réductions d’émissions de gaz à effet de serre par rapport à l’année de référence 1990, tels que :

  • En 2030 : - 40 %
  • En 2050 :
    • -75 % dans la SNBC adoptée en 2015,
    • Neutralité carbone visée dans la SNBC en cours de révision et qui doit être adoptée fin 2018. Cela signifie que toutes les émissions résiduelles devront être compensées par des captations dans les écosystèmes naturels (séquestration forestière, stockage dans les sols, …) ou via des procédés industriels.

 La SNBC définit par ailleurs des objectifs à court-moyen termes : les « budgets carbone ». Ce sont des plafonds d’émissions à ne pas dépasser pour des périodes de cinq ans. Ils sont adoptés par décret et sont déclinés à titre indicatif par secteur.

 D’après l’article L141-1 du code de l’énergie, la programmation pluriannuelle de l’énergie doit être compatible avec la SNBC et les budgets-carbone. Ainsi, les travaux de révision de la SNBC et de la PPE sont menés en articulation étroite de manière à assurer cette compatibilité, et notamment définir une évolution du mix énergétique compatible avec la trajectoire de réduction des émissions de gaz à effet de serre définie par les budgets-carbone et l’atteinte de la neutralité carbone à l’horizon 2050.

 

La loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte (LTECV) engage en effet la France vers la diversification de son mix électrique en fixant notamment un objectif de 50 % de nucléaire à l’horizon 2025 et de 40 % d’énergies renouvelables en 2030.

 

Sur l’impact des fermetures de centrales nucléaires sur les émissions du système électrique, le Gouvernement a pris acte des études menées par RTE qui montrent que la réduction de la part du nucléaire à 50 % à l’échéance de 2025 soulève d’importantes difficultés de mise en œuvre au regard de nos engagements en matière climatique. Malgré le développement volontariste des énergies renouvelables entrepris par le Gouvernement, et du fait de la faible maturité à court terme des solutions de stockage, la France serait en effet contrainte de construire jusqu’à une vingtaine de nouvelles centrales à gaz dans les sept prochaines années pour assurer la sécurité d’approvisionnement lors des pointes de consommation, conduisant à une augmentation forte et durable de nos émissions de gaz à effet de serre. Un tel scénario n’est pas compatible avec nos engagements en matière climatique. Le gouvernement ne souhaite pas que les émissions de gaz à effet de serre de la production d’électricité augmentent.

 

Le gouvernement est à l’écoute des retours du public, notamment sur les variantes des scénarios « Volt » et « Ampère » proposés par RTE permettant d’assurer qu’aucune nouvelle centrale thermique à combustibles fossiles ne soit construite et que les émissions de gaz à effet de serre de la production électrique française n’augmentent pas.

Question n°645
Ajouté par Bernard FAUX (TRESSERRE), le 28/06/2018
[Origine : Site internet ]

Dans le cadre de l’UE la concurrence doit être libre et non faussée. Comment expliquer que l'on impose un prix de vente de l'électricité d'origine éolienne ou photovoltaïque à des clients captifs. La CSPE qui a été détournée de son objectif et augmentée de façon indécente est-elle légale ?

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

Concernant les dispositifs de soutien aux énergies renouvelables électriques

Afin de soutenir la construction de nouvelles capacités de production électrique d’origine renouvelable, l’Etat compense, pour chaque MWh produit, la différence entre les prix garantis de vente de l’électricité renouvelable (tarif d’achat ou prix de référence du complément de rémunération) et le prix de marché de l’électricité auquel est valorisée cette production renouvelable. L’objectif de la politique de soutien des énergies renouvelables est de soutenir ces installations tant qu’elles ne sont pas rentables, afin de parvenir à long terme à une production d’énergie décarbonée et d’atteindre nos objectifs nationaux et communautaires en termes d’énergies renouvelables.

Du point de vue légal, ces dispositifs de soutien qui constituent des aides d’Etat sont encadrés par les textes communautaires et doivent suivre des lignes directrices de la Commission européenne. Tous les dispositifs de soutien doivent en particulier lui être notifiés et recueillir son approbation, la Commission Européenne étant très attentive au respect des règles de concurrence.

Les dispositifs de soutien aux énergies renouvelables électriques constituent donc des aides légales validées par la Commission européenne.

Concernant le financement du soutien public

Le financement des compensations des charges du service public de l’énergie a été modifié en profondeur dans le cadre des lois de finances successives depuis la loi du 29 décembre 2015 de finances rectificatives pour 2015.

La CSPE, taxe payée par les consommateurs d’électricité et qui historiquement finançait les charges du service public de l’électricité, notamment le coût du soutien public au développement des énergies renouvelables électriques (au travers des dispositifs d’obligation d’achat), n’est plus liée au financement des énergies renouvelables. Elle est désormais affectée directement au budget général de l’Etat. Son taux est resté fixé à 22,5 €/MWh depuis le début de la mise en œuvre de la réforme des charges du service de l’énergie en 2016.

Le financement des charges de soutien au développement des énergies renouvelables électriques est assuré par le compte d’affectation spéciale « Transition énergétique » qui est désormais alimenté par des taxes pesant sur les produits énergétiques les plus émetteurs de gaz à effet de serre : taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques (qui pèse notamment sur les carburants fossiles essence et diesel) et taxe intérieure de consommation sur le charbon.

L’évolution du coût du soutien au développement des énergies renouvelables n’a donc plus d’impact aujourd’hui sur la facture d’électricité des consommateurs.

Question n°646
Ajouté par Jacques-Olivier GARDA (Pont Saint Esprit), le 28/06/2018
[Origine : Site internet ]

Bonjour

Au vu du compte rendu que vous avez publié (https://ppe.debatpublic.fr/plein-succes-g400), je m'interroge sur le sens et le but du G400.

J'avais initialement compris qu'il s'agissait, un peu comme cela a été fait il y a quelques années sur la bioéthique, de réunir un panel de citoyens, de vraiment les former (et pas seulement les informer) pour émettre ensuite un avis "éclairé". Visiblement, ce n'est pas ce qui a été fait :
- au vu du temps d'échange sur les 4 sujets qui leur étaient soumis (30 minutes par sujet)
- au vu des fiches qui leur avaient été transmises et qui, si elles comprennent un certain nombre d'informations, ne permettent quand même pas de comprendre tous les ressorts de la question énergétique, pourtant essentielle au fonctionnement de nos sociétés
- au vu qu'on leur demandait simplement de répondre au questionnaire disponible sur ce site.

D'avance merci de votre éclairage.

Question en cours de traitement
Question n°649
Ajouté par Christian GERAUDEL (92600 Asnières), le 29/06/2018
[Origine : Site internet ]

Transition énergétique, 3 questions sur le “Stockage électrique de grande capacité » : complément indispensable des sources renouvelables.

1/ Existe-t-il une étude globale de dimensionnement du « système » consommation/distribution/stockage/production sécurisant à terme la disponibilité, la fiabilité et le coût de l’énergie électrique qui constitue un atout important de notre compétitivité ? Si oui, comment peut on y accéder ?

La transition énergétique va induire un emploi de plus en plus important du vecteur « électricité », d'autant plus que l'on voudra s'affranchir rapidement du pétrole, même si l'on encourage une réduction de la consommation (peu probable: informatique, transport, climatisation…véhicules électriques !).

L'adéquation production/consommation, la fiabilité du système et le maintien d'un prix concurrentiel de l’électricité nécessitent de prévoir de façon cohérente la réalisation des moyens nécessaires au plan de la production, du stockage et de la distribution.

Les moyens de production alternatifs aux “fossiles “ et au nucléaire sont largement débattues (étudiées, estimées, déployées) ; ils passionnent les opinions.

Au plan distribution, la modernisation et l’adaptation du réseau aux nouvelles sources de production sont bien analysées par les autorités et industriels compétents, mais le coût réel dans le temps est sans doute optimiste si l’analyse ne se finalise pas sur un modèle consommation / distribution /stockage / production défini.

Le traitement du stockage est longtemps resté dans un cercle restreint à l’exception des développements sur les batteries et les piles à combustibles grâce au marché des véhicules. Ce n’est que depuis le Ministère de Nicolas Hulot que l’on commence à médiatiser l’intérêt des STEP et de l’hydrogène pour le stockage des énergies intermittentes.
Les batteries, malgré les progrès réalisés, ne permettront pas dans le délai objectif de la transition énergétique de satisfaire la permanence de l’équilibre production / consommation. Ce n’est pas avec les batteries et leur couplage « smart grid » que l’on pourra,
- assurer le fonctionnement du trafic ferroviaire sur une période hivernale sans vent ni soleil,
- écouler les surproductions, d’autant moins que tous les pays voisins seront passés au renouvelable.
De plus, on sait que l’emploi des piles et batteries aura une limite du fait de la dépendance sur les métaux rares (Chine), de la durée de vie, de la capacité et du coût écologique de leur recyclage.

L’Allemagne qui a fait très tôt le choix de l’éolien + solaire a prévu des capacités de stockage importantes par des accords avec la Norvège pour l’utilisation de STEP de grande capacité et fermer ses centrales à charbon.

2/ STEP : existe t’il un plan de développement de STEP synchrone de la transition énergétique ? Est-on prêt à réviser les réglementations qui conduisent actuellement à empêcher tout déploiement d’envergure au titre de : « En France les capacités hydroélectriques sont déjà exploitées à 95 % » ?

L’objectivité voudrait que l’on ajoute : « du fait des réglementations que l’on s’est fixées nous-mêmes » ; il existe de nombreuses possibilités de sites de stockage en France (voir la réalisation de Vianden au Luxembourg qui vient de faire l’objet d’une extension) ? Un lac artificiel au pied d’un barrage a-t-il plus d’impact écologique qu’une ferme d’éoliennes ou de panneaux solaires ?

C’est une technologie parfaitement maîtrisée en France (Grandmaison, Rance …), offrant un rendement de 70 %, une activité industrielle non délocalisable, et une rentabilité prédictible sans risques.
Pourquoi ne pas clarifier rapidement la politique énergétique au plan de la gouvernance nationale et de part laissée aux industriels, alléger l’empilement des règles et ouvrir largement cette activité sous forme de concessions ?

3/Hydrogène:Y a-t-il un projet d’incitation au développement d’un couple stockage restitution basé sur la production par électrolyse d’hydrogène « brut » et restitution par combustion dans une machine thermique (turbine ou moteur adapté) ?

Pourquoi ne se focalise t on que sur les piles à combustibles, chères au kWh, qui nécessitent un hydrogène très pur donc coûteux et ne favorise t on pas le développement de la production par électrolyse d’un hydrogène « brut » pour restitution différée par machine thermique ? notamment pour remplacer les centrales d’appoint à fioul et charbon ?
Ce stockage au sol pour des installations fixes, sans contrainte de volume, pourrait se faire de façon économique à basse pression. On pourrait espérer un rendement de 40% qui resterait rentable lors des surproduction (aujourd’hui, il faut parfois payer pour écouler la surproduction). Quelques développements seraient à favoriser. pour adapter les machines à de l’hydrogène non raffiné

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

Nous vous remercions pour votre contribution qui vient nourrir notre réflexion pour la Programmation pluriannuelle de l’énergie.

Concernant la sécurité d’approvisionnement électrique

L’électricité ayant pour particularité de ne pas pouvoir être stockée en grande quantité de façon économique, la quantité d’électricité produite et injectée dans le réseau doit être égale à tout moment à la quantité d’électricité consommée. Si l’équilibre était rompu, il ne serait plus possible d’alimenter certains clients. Une telle coupure est perturbante et coûteuse pour l’économie du pays.

En tant que gestionnaire du réseau électrique, RTE est tenu d’assurer la sécurité d’approvisionnement et réalise à ce titre un bilan prévisionnel dont la dernière édition (2017) couvre les années 2018 à 2035.

Il est vrai que les énergies renouvelables développées à grande échelle nécessitent une adaptation des réseaux et une évolution des modes de gestion du système en nécessitant plus de flexibilité. Le Bilan Prévisionnel de RTE publié en 2017 montre qu’il est possible d’intégrer une part importante d’énergies renouvelables à cet horizon, jusqu’à 49 % dans le scénario Ampère, sans impact majeur sur le système électrique. A noter que les simulations de RTE prennent en compte les évolutions en cours des parcs électriques des pays européens avec lesquels le réseau français est interconnecté. 

En outre, le retour d’expérience international réalisé par l’Agence internationale de l’énergie (AIE) sur la base de l’expérience des pays utilisant des sources d’énergies renouvelables non pilotables montre que l’intégration des énergies renouvelables non pilotables dans le système est déjà possible au moins jusqu’à 40 % d’intégration. Au fur et à mesure que leur place dans la production totale augmente, la gestion du réseau évolue pour en tenir compte. À de hauts niveaux d’intégration, le pilotage de la demande doit être actionné avec notamment des « compteurs intelligents », et d’autres formes de flexibilité comme le stockage, comme vous l’évoquez.

Certains pays vont d’ores et déjà au-delà de cette limite de 40%. Par exemple, depuis mai 2018, Eirgrid, le gestionnaire du réseau de transport d’électricité irlandais, a repoussé sa limite de pénétration des ENR à 65 % (contre 50% auparavant). L’Irlande a pour objectif d’atteindre 70 % en 2019 et 75 % en 2020.

 

Concernant le développement des Stations de Transfert d'Énergie par Pompage (STEP)

La France est déjà équipée de STEP pour une puissance totale d'environ 5 GW. Leur capacité de stockage et leur flexibilité jouent un rôle essentiel pour assurer l'équilibre du système électrique et pour l'intégration des énergies renouvelables intermittentes.

Le potentiel hydroélectrique restant est limité par le taux d'équipement important déjà existant et par les enjeux de protection de l’environnement. Pour les STEP en particulier, seuls des sites présentant une configuration particulière peuvent être envisagés. Ces aménagements se caractérisent par des coûts de génie civil et de technologie électrique importants.

Il existe toutefois une marge de progression et d'optimisation du parc. Dans ce cadre, le Gouvernement soutient la réalisation de nouveaux investissements de développement des STEP.

Conformément aux objectifs définis dans la Programmation pluriannuelle de l'énergie de 2016, l’État a commencé des études sur les sites qui pourraient accueillir la construction ou l'optimisation d'une station de transfert d’énergie par pompage afin d’engager, d’ici 2023, des projets permettant de développer de 1 à 2 GW de capacités supplémentaires à l’horizon 2030.

 

Concernant le stockage par hydrogène

L'hydrogène est aujourd'hui majoritairement produit à partir de ressources d'origine fossile (gaz, charbon, hydrocarbures). L'hydrogène peut néanmoins être décarboné lorsqu'il est produit par le procédé d'électrolyse, à condition que l'électricité ayant servi à le produire soit elle-même décarbonée ou lorsqu'il est produit à partir de biométhane.

 

Ainsi, de l’électricité peut être utilisée pour produire de l’hydrogène par ce procédé d’électrolyse de l’eau. Cela transforme de l’électricité en gaz, énergie stockable dans un réservoir. Ensuite, l’hydrogène ainsi obtenu peut être utilisé directement ou injecté dans les réseaux de gaz existants, soit sous forme d’hydrogène, soit sous forme de méthane de synthèse après recombinaison de l’hydrogène avec du CO2 (par le procédé appelé « méthanation »). C’est ce qu’on appelle le « Power-to-gas ».

L'avantage des architectures « power-to-gas » réside à la fois dans la synergie créée entre les réseaux d'électricité et de gaz, et dans les multiples usages de l'hydrogène et du méthane de synthèse.

La conversion d'électricité d’origine renouvelable en gaz (power-to-gas) est généralement évoquée dans des situations où la production d'électricité renouvelable serait excédentaire par rapport à la consommation, afin de permettre une valorisation de l'électricité produite en surplus. Ces situations ne sont pas envisagées en France à grande échelle avant 2035 selon le scénario énergétique considéré. D’ici là, il convient de préparer le développement et l’intégration des différentes briques technologiques de la technologie « power-to-gas » et de permettre la réalisation de démonstrateurs de taille suffisante.

Il existe aujourd'hui deux démonstrateurs de ce type en France :

-           l’un visant à tester le « power-to-gas » sur le réseau de distribution : il s’agit du projet GRHYD à Dunkerque ;

-          L’autre vise à tester le « power-to-gas » sur le réseau de transport : il s’agit du projet JUPITER 1000 à Fos-sur-Mer.

L'objectif serait d'arriver à progressivement changer d'échelle à travers de nouveaux démonstrateurs de puissance supérieure au MW installé.

Concernant la possibilité d’utiliser l’hydrogène produit de façon décarbonée directement dans une centrale thermique, plutôt que d’utiliser cet hydrogène dans une pile à combustible ou de le transformer en méthane de synthèse pour l’utiliser dans une centrale thermique au gaz classique, ce procédé n’est aujourd’hui pas mature. Un tel projet de centrale existe au Japon. A date, des essais ont montré que les turbines ainsi développées pouvaient fonctionner avec un mélange contenant 30% d’hydrogène. 

Nicolas Hulot, ministre d’État, ministre de la Transition écologique et solidaire, a présenté, le 1er juin 2018, devant les principaux acteurs de la filière son Plan de déploiement de l’hydrogène, que vous pouvez consulter sur le site du Ministère si vous souhaitez en savoir plus sur ses ambitions en matière d’hydrogène.

Question n°652
Ajouté par Jean BLIN (Tordères), le 29/06/2018
[Origine : Site internet ]

Dans les Aspres (massif de piémont entre mer et Canigou dans les Pyrénées Orientales) les promoteurs de parcs éoliens n'achètent pas les terrains nécessaires aux implantations, voies d'accès, lignes d'acheminement aux transfos. mais proposent de les louer à bail emphytéotique de 20 ans alors qu'ici friches agricoles, garrigues, maquis ne valent rien. Qui va payer le démantèlement de ces parcs de mats de 150 à 200m de haut dans 20 ans alors que cette opération lourde est estimée entre 250 et 500.000 euros et que la loi (à l'initiative de M. Jean-Vincent Placé) fixe la provision totale à moins de 52.000 euros ? Qui paiera : L'opérateur ? Ou le paysan propriétaire du site ? Ou la commune ayant accepté ce parc éolien ?

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

L'essentiel du coût de démantèlement des éoliennes terrestres est lié aux frais de mobilisation des outils de grutage spécifiques rendus nécessaires (amenée/ retrait), dont le nombre en France reste à ce jour restreint. De fait, le montant de démantèlement par aérogénérateur est d'autant moins élevé que le parc est composé d'un nombre important de machines.

En France, le nombre de cas de démantèlement reste à ce jour limité. Néanmoins le retour d’expérience des premières opérations réalisées sur des machines ayant subi des incidents (incendie de la nacelle pas exemple), montrent que le coût global de démantèlement d'une éolienne terrestre n'excède le montant règlementaire de la garantie financière de 50 000 € par aérogénérateur, tenant compte des bénéfices tirés de la valorisation de certains matériaux.

A l'avenir, la structuration d'une filière des déchets spécifique à l'éolien et les progrès techniques en matière de conception des machines, permettant d’accroître la part des matériaux valorisables, devraient permettre de réduire encore les coûts de démantèlement.

Il convient de noter qu’il est par ailleurs possible pour le propriétaire du terrain, dans le cadre de la location de son terrain à l’exploitant éolien, de fixer dans une convention de droit privé des conditions de remise en état plus contraignantes que celles prévues par la réglementation.

Question n°653
Ajouté par Jean-Louis GABY (TORTEZAIS), le 29/06/2018
[Origine : Site internet ]

Avec simplement l’installation de conduites forcées, de pompes et de turbines pour les puissances supplémentaires apportées par le pompage , les chaines de barrages existants, principalement sur le Drac, la Durance, la Dordogne, la Truyère, et aussi le Rhône, le Rhin, pourraient être équipés en STEP mixtes sans impact environnemental supplémentaire. Question : Quel pourrait être en MWh la capacité de ces STEP mixtes et en GWh leur production annuelle ?

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

Nous vous remercions pour votre contribution.

 La France est déjà équipée de stations de transfert d'énergie par pompage (STEP) pour une puissance totale d'environ 5 GW. Leur capacité de stockage et leur flexibilité jouent un rôle essentiel pour assurer l'équilibre du système électrique et pour l'intégration des énergies renouvelables intermittente.

 Le potentiel hydroélectrique restant est limité par le taux d'équipement important déjà existant et par les enjeux de protection de l’environnement. Pour les STEP en particulier, seuls des sites présentant une configuration particulière peuvent être envisagés, et ces aménagements se caractérisent par des coûts de génie civil et de technologie électrique importants. A ce titre, la transformation en STEP d'aménagements hydrauliques existants ne permet pas systématiquement d'atteindre  des performances économiques et énergétiques satisfaisantes.

 Il existe toutefois une marge de progression et d'optimisation du parc et le Gouvernement soutient ainsi la réalisation de nouveaux investissements de développement des STEP.

 Dans le cadre de la Programmation pluriannuelle de l'énergie de 2016, l’État a donc commencé l'étude des  sites qui pourraient accueillir la construction ou l'optimisation d'une station de transfert d’énergie par pompage afin d’engager d’ici 2023 des projets en vue d’un développement de 1 à 2 GW de capacités supplémentaires à l’horizon 2030. Cet objectif sera réévalué et affiné dans le cadre de la mise à jour de la Programmation pluriannuelle de l'énergie.

 Dans tous les cas, la faisabilité technique, environnementale et économique des projets nécessitera une analyse détaillée pour chaque STEP.

 

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