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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°658
Ajouté par Jacques-Olivier GARDA (Pont Saint Esprit), le 30/06/2018
[Origine : Site internet ]

Quelle est la situation et les perspectives des filières industrielles éolienne et solaire en France et en Europe ? A-t-on (ou est-il prévu) de développer de la fabrication française ou européenne de panneaux solaires et d'éoliennes (terrestres et maritimes) ? Même question pour les pompes à chaleur.

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

La Programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE) de 2016 prévoit un développement diversifié des énergies renouvelables en France.

La France comporte de nombreuses entreprises actives sur quasiment l'ensemble des filières industrielles relatives aux énergies renouvelables, qu'il s'agisse d'ingénierie, de machinisme, d'équipement, d'assemblage, d'exploitation ou de maintenance. En 2015, la balance commerciale en matière d'ENR a affiché un quasi équilibre, avec un léger déficit de 2 M€ (1 797 Md€ d'exportations pour 1799 Md€ d'importation).

Nous vous invitons à consulter le rapport de l'ADEME « Marchés et emploi de l'efficacité énergétique et des EnR » qui fait le point sur ces filières, les activités et la valeur ajoutée française. Il est disponible sous : https://www.ademe.fr/marches-emploi-lefficacite-energetique-enr.

Par ailleurs, le développement des différentes filières nécessite de développer de nouvelles compétences. C'est pourquoi la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte (LTECV) a prévu que la Programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE) comporte un volet d'accompagnement de cette transition pour les salariés. L'objectif est d'anticiper ces transitions avec un Plan de programmation des emplois et compétences (PPEC), élaboré avec les organisations syndicales représentatives des salariés, celles représentatives des employeurs et les collectivités territoriales.

Question n°609
Ajouté par Hervé NIFENECKER (Vizille), le 20/06/2018
[Origine : Site internet ]

Question sur le montant de la CSPE
Dans le cahier d’acteur n°11 du 11 d’avril 2018, nous faisions état d’un montant cumulé de la CSPE de 29 Mds€ et d’engagements de 105 Mds€ pour atteindre une production de 35TWh d’électricité éolienne et photovoltaïque. Nos estimations ont été confortées, presque simultanément, dans le rapport de la Cour des Comptes publié le 18 avril 2018. Chaque foyer français a donc dû payer en moyenne 1000 € (154€/an et foyer en 2016) et est engagé pour près de 4000 € pour quel résultat ? Très peu d’effet sur les émissions de CO2 et échec pour le développement industriel de fabrication d’éoliennes et de cellules photovoltaïque, la presque totalité de ces matériels étant importés.
Et maintenant, les propositions de RTE pour obtenir la réduction de la part du nucléaire (Point de vue 183) coûteraient entre 350 et 850 euros par an à chaque foyer français pour amener la part du nucléaire dans le Mix à 50%.
Voici donc mes questions au MO :
Tout cela est-il bien raisonnable ? Ne vaudrait-il pas mieux conserver notre système électrique actuel qui donne toute satisfaction sur le plan des émissions de CO2, sur celui du prix payé par le particulier (deux fois moins que les Allemands), sans rejets de gaz toxiques ni de particules (20000 morts par an à cause des centrales à charbon allemandes).
A qui profite donc cette gabegie ?
Hervé Nifenecker
Président d’honneur de « Sauvons Le climat », professeur Climat-Energie à l’Université interâge du Dauphiné.

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

Merci de votre participation qui vient enrichir notre réflexion.

 

La réforme de la CSPE

Tout d’abord, 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.

 

La baisse des futurs coûts de soutien

Concernant les coûts du soutien au développement des énergies renouvelables, compte tenu de la baisse des coûts des technologies renouvelables, en particulier solaires et éoliennes (cf. graphiques ci-dessous), le développement de nouveaux projets renouvelables a un impact beaucoup plus faible sur les charges de service public que celui des projets soutenus par le passé. Cette baisse des coûts devrait se poursuivre.

Le coût dont vous parlez est donc un coût historique qui ne peut pas être transposé pour estimer les charges de service publique qui résultent de l’attribution de nouveaux projets et qui seront précisées lors de la révision de la PPE.

 

 

La diversification du mix électrique

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. Un exemple de tel défaut générique est l’anomalie de concentration en carbone de l’acier qui a affecté les générateurs de vapeur de douze réacteurs à l'hiver 2016 qui n’étaient ainsi pas disponibles au cours de l’hiver.

En diversifiant le mix électrique, le développement des énergies renouvelables électrique que poursuit le Gouvernement contribue ainsi au renforcement des marges d'approvisionnement susceptibles de pouvoir palier de tels événements sur le parc nucléaire.

Question n°495
Ajouté par Dominique PANI (Beaumont monteux), le 06/06/2018
[Origine : Site internet ]

L’état a décidé de fermer des centrales thermiques et nucléaires sans que les moyens de recouvrement soient en place. Avec ça il a décidé d'ouvrir à la concurrence les concessions hydroélectriques à des opérateurs mondiaux. Elles sont essentielles à gestion de la pointe. Comment compte-t-on garder notre indépendance énergétique et des tarifs toujours aussi bas ?

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

Concernant l’évolution du mix électrique

La réduction de la part du nucléaire dans le mix électrique fait partie des objectifs de la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte (LTECV), tout comme le fait d’atteindre 40 % de production d’électricité à partir d’énergies renouvelables.

Dans la communication du Conseil des Ministres du 7 novembre 2017, le Gouvernement a rappelé « son attachement à la diversification du mix électrique, qui se traduit par le double objectif d’une baisse à 50 % de la part du nucléaire dans la production d’électricité et d’une forte croissance des énergies renouvelables dont le potentiel économique est désormais démontré ». Le Gouvernement a également insisté sur le fait que « l’évolution de notre système électrique ne devra nécessiter aucun nouveau projet de centrale thermique à combustibles fossiles, ni conduire à une augmentation des émissions de gaz à effet de serre de notre production électrique ».

L’évolution du système électrique arrêtée par la PPE ne prévoira donc aucun nouveau projet de centrales thermiques utilisant des combustibles fossiles. Par ailleurs, le Plan climat publié par le Gouvernement en juillet 2017 a annoncé la fermeture des centrales électriques au charbon d’ici la fin du quinquennat actuel.

Le Gouvernement doit donc organiser la substitution progressive des centrales nucléaires et à charbon par les filières renouvelables, sans remettre en question la continuité de l’approvisionnement en électricité des consommateurs français.

Les études menées par RTE dans le cadre de son bilan prévisionnel ont montré qu’il était possible d’avoir des taux importants de pénétration des renouvelables (jusqu’à 49% dans le scénario Ampère), sans avoir recours à de nouveaux moyens de production thermiques, en réduisant les émissions de gaz à effet de serre du système électrique et en déclassant des réacteurs nucléaires.

 

Concernant les concessions des installations hydroélectriques

L'hydroélectricité est la première source d'électricité renouvelable et représente environ 12 % de la production d'électricité en France. Comme vous l’indiquez, la flexibilité est essentielle pour assurer l'équilibre du système électrique et l'intégration des énergies renouvelables intermittentes.

Les installations d'une puissance brute supérieure à 4,5 MW sont exploitées sous le régime de la concession. Elles appartiennent à l’État, qui en délègue la construction et l'exploitation à un concessionnaire dans le cadre d'un contrat de concession. C'est une différence importante avec d'autres pays où les installations hydroélectriques peuvent appartenir aux exploitants.

Compte tenu des enjeux d'intérêt public de l'hydroélectricité, la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte a introduit plusieurs dispositifs nouveaux afin de garantir une gestion cohérente de l'exploitation des ouvrages à l'échelle d'une vallée, de permettre une association plus forte des acteurs locaux à l'exploitation des ouvrages et de mieux prendre en compte la diversité des usages de l'eau. Les dispositions règlementaires d'application de cette loi ont été prises en avril 2016.

Pour les contrats arrivés à échéance, le renouvellement par mise en concurrence découle du droit européen et national. Il permettra de sélectionner sur des bases ouvertes et transparentes le meilleur projet pour la poursuite de l'exploitation des aménagements.

Les opérateurs français ou étrangers pourront participer aux procédures de renouvellement, sous réserve de démontrer qu'ils disposent des capacités techniques et financières suffisantes. Dans tous les cas, le régime concessif permet un contrôle fort au travers de la réglementation et du contrat signé entre l’État et le concessionnaire, qui garantira le respect de l'intérêt public.

Vous pouvez retrouver des détails sur les concessions hydroélectriques et leur renouvellement de leurs concessions sur le site du ministère de la Transition écologique et solidaire.

 

Concernant la compétitivité du système électrique français

Comme vous l’indiquez, les prix de l’électricité en France sont parmi des plus bas en Europe, comme on peut le voir sur le graphe ci-dessous. Il s’agit d’un atout que le Gouvernement entend préserver.

Question n°492
Ajouté par Pierre BARRAU (Lyon), le 06/06/2018
[Origine : Site internet ]

Le rapport VILLANI sur l'intelligence artificielle précise : d'ici 2040, l'énergie requise pour les besoins en calcul devrait dépasser la production énergétique mondiale". Pensez-vous dans ces conditions que limiter le nucléaire décarboné est une bonne décision compte tenu de la faiblesse très probable de la puissance disponible en renouvelables en 2040 ?

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

Le graphique ci-dessous montre l'évolution des consommations d'énergie finale et d'énergie fossile depuis 2000 ainsi que les objectifs à 2030 fixés par la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte (LTECV). La courbe bleue montre une relative stabilité des consommations d'énergie des Français. Elle souligne la nécessité d'accélérer les politiques de maîtrise de la demande d'énergie et la mobilisation de tous les Français. La courbe orange (énergie fossile) baisse plus vite que la courbe bleue (énergie finale) : c'est parce que des énergies renouvelables, non émettrices de CO2, remplacent progressivement les énergies fossiles qui en émettent.

La LTECV de 2015 fixe un objectif en 2030 de réduction de la consommation d'énergie finale à 20 % et de réduction de consommation d'énergie fossile à 30 %. L'atteinte globale de ces ambitions suppose des politiques publiques fortes et l'adhésion de l'ensemble des citoyens, entreprises, collectivités concernées à cet objectif.

L'objectif de décroissance plus forte de l'énergie fossile est lié à la lutte contre le changement climatique. Elle va se traduire par une substitution de certaines consommations fossiles par des consommations électriques, augmentant ainsi la part relative de l'électricité dans le mix énergétique.

La vision de l'évolution du niveau de consommation d'électricité dépend des rythmes combinés d'une part d'augmentation de l'efficacité énergétique des usages électriques liés notamment au progrès technique, et d'autre part du rythme d'apparition de nouveaux usages (tablettes, ordinateurs, véhicules électriques...) dont fait partie l'intelligence artificielle. La trajectoire de consommation d'électricité qui sera arrêtée dans la PPE devra prendre en compte ces incertitudes, mais également les opportunités que présentent ces nouveaux usages. Pour ce qui est plus spécifiquement des besoins futurs en énergie de l'intelligence artificielle, le rapport Villani fixe par exemple l'objectif d'une intelligence artificielle qui devienne « nativement écologique » en anticipant ces besoins et en recherchant des voies pour diminuer sa consommation d'énergie.

Enfin, les conclusions des études menées par RTE dans le cadre de son bilan prévisionnel ne révèlent pas « la faiblesse très probable de la puissance disponible en renouvelables en 2040 » puisqu'elles montrent, au contraire, qu'il est possible d'avoir des taux importants de pénétration des renouvelables (jusqu'à 49% dans le scénario Ampère), sans avoir recours à de nouveaux moyens de production thermiques, en réduisant les émissions de gaz à effet de serre du système électrique et en déclassant des réacteurs nucléaires.

Question n°486
Ajouté par Pascal GODDARD (DOUVRES), le 05/06/2018
[Origine : Site internet ]

La cour des comptes dans son rapport "soutien aux énergies renouvelables" de mars 2018 évalue à 121 milliards d'euros le montant des charges publiques des énergies renouvelables engagées à fin 2017. Quel sera ce montant prévu en fin des 2 périodes envisagées par la P.P.E. (2023 et 2029) avec les scenarii évoqués pour le développement des renouvelables ?

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

Le montant des charges publiques sera évalué dans la Programmation pluriannuelle de l'énergie lorsque les objectifs de développement des énergies renouvelables auront été arrêtés.

A titre d'information et d'illustration, le MTES a évalué le coût du soutien public pour les EnR électriques dans les scénarios Ampère et Volt établis par RTE dans le dossier du maître d'ouvrage. Ce coût a été alors évalué entre 61 Md€ et 126 Mds€ sur la période 2017-2035. Le facteur ayant l'impact le plus élevé sur ce coût est le prix du CO2 qui est différent dans les scénarios Volt et Ampère. Ils ne sont donc pas directement comparables à cet égard.

Le MTES a également indiqué que les choix précis de répartition entre filières renouvelables ont également un impact significatif. Une modification du mix EnR, avec une hypothèse d'éolien en mer plus faible et un objectif de photovoltaïque plus élevé, conduirait un coût de soutien public 8 % de moins dans le scénario Ampère avec une production sensiblement identique.

Question n°484
Ajouté par Pascal GODDARD (DOUVRES), le 05/06/2018
[Origine : Site internet ]

En 2015 l'Allemagne avait 100 MW de puissance électrique installée d'énergie renouvelable intermittente (essentiellement éolien et photovoltaïque), 100 MW de puissance installée classique pilotable (thermique charbon, gaz), pour une puissance appelée atteignant 84 MW. Comment expliquez-vous qu'il faille installer 200 MW de puissance électrique pour seulement un besoin de 84 MW ?

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

En 2017, la consommation en Allemagne était de 516 TWh et les exportations s'élevaient environ à 50 TWh. Au total, en mai 2018, une capacité d'environ 200 GW d'énergies renouvelables était installée, contre environ 80 GW d'énergies fossiles et 10 GW de nucléaire. Vous trouverez une répartition détaillée ci-dessous.

Les différentes technologies ne produisent pas tous de la même manière et rarement à 100% de la puissance nominale installée. C'est pourquoi la capacité installée est supérieure à la puissance maximale appelée.

Par exemple, le charbon a fonctionné 36 % à pleine puissance, le fioul à 7 %, le gaz à 19 %, l'éolien à 21 %, le solaire à 10 % et le nucléaire à 87 %.

C'est à cause de cette différence de charge annuelle que l'indicateur retenu pour comparer les technologies est le coût en MWh. Cet indicateur permet de ramener à la même unité énergétique livrée pour des installations qui n'ont pas les mêmes profils d'investissement, de charge, ou de coûts de fonctionnement.

Question n°301
Ajouté par Henri CHAMBON (Lyon), le 03/05/2018
[Origine : Site internet ]

L'unanimité des économistes, ce qui est plutôt rare, estime que l'imputation d'un coût aux émissions de CO2 (sous forme de taxe ou prix issu d'un marché de quotas) est la solution la plus efficiente pour limiter puis faire décroître les émissions de CO2. Notamment le Prix Nobel français d'économie, Jean TIROLE, l'exprime très nettement dans son ouvrage « Economie du bien commun ». Cf p 290 et 291 de son ouvrage : « Contrairement à l'approche économique, les politiques de régulation dirigistes sont fondées sur la contrainte administrative... Ces politiques dirigistes créent de fortes disparités de prix implicites du carbone pour les différents types d'émissions et augmentent le coût de la politique écologique pour la société ». N'est-ce pas la raison pour laquelle il y a peu de progrès dans la lutte contre le changement climatique, alors même que les sommes consacrées sont très importantes ?

Ainsi, d'après le dernier rapport de la Cour des Comptes de mars 2018 sur le soutien aux énergies renouvelables (EnR), les prévisions de dépenses soutien pour les EnR électriques (très majoritairement éolien et photovoltaïque) se monteraient à 121 milliards € pour les engagements pris jusqu'à la fin 2017.

Ainsi les seuls contrats signés avant 2010 pour l'énergie photovoltaïque pèseront, au total lorsqu'ils seront arrivés à terme, pas moins de 38,4 milliards d'euros pour les finances publiques, pour moins de 1% de la production d'électricité. Ces contrats représenteront encore 2 milliards par an en 2030 et une subvention de 480 € par MWh. Pour l'éolien, les contrats vont coûter 40,7 milliards d'euros en 20 ans pour 2% de la production électrique.

Comme le parc électrique français émet moins de 0,1 tonne de CO2/MWh, il est clair que le coût implicite de la tonne de CO2 non émise est extrêmement élevé. Ainsi, pour des panneaux intégrés au bâti, le prix actuel garanti de rachat sur 20 ans est de de 200 €/MWh (particuliers, moins de 3 kWc) et celui du marché de gros est inférieur à 50 €/MWh. Cela implique donc un prix de la tonne de CO2 de (200-50)/0,1= 1500 €/tonne de CO2 ! Ceci, alors que le prix de la tonne de CO2 est très bas sur les marchés de gros électriques (moins de 10 €/tonne de CO2), au point de ne pas permettre en Europe aux centrales à gaz de mieux se placer au « merit order » par rapport aux centrales au charbon, ce qui est tout à fait contradictoire avec une politique climatique.

Il faut aussi souligner que les filières EnR thermiques, qui se substituent à des énergies carbonées (fioul, gaz), reçoivent dix fois moins de crédits que les EnR électriques, même si les coûts de la tonne de CO2 non émises y sont notablement plus faibles.

Y aura t-il un engagement des pouvoirs publics que le critère du coût de la tonne de CO2 économisée soit explicité pour les différents politiques de soutien aux EnR, afin de garantir une efficience de l'utilisation des fonds publics ? Verra-t-on un rééquilibrage vers les EnR thermiques ? A quand une diminution des octrois d'émission de CO2 sur les marchés de gros de l'électricité, pour diminuer l'utilisation de centrales au charbon ? Les citoyens sont en droit de demander plus de cohérence de l'utilisation de leurs deniers, pour une politique climatique nettement plus efficiente que celle menée jusqu'à présent.

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

Nous vous remercions pour votre contribution qui viendra enrichir notre réflexion.

 

Soutien aux énergies renouvelables :

Concernant les coûts du soutien au développement des énergies renouvelables, compte tenu de la baisse des coûts des technologies renouvelables, en particulier solaires et éoliennes (cf. graphiques ci-dessous), le développement de nouveaux projets renouvelables a un impact beaucoup plus faible sur les charges de service public que celui des projets soutenus par le passé que vous mentionnez.

Ce soutien initial a permis de développer des technologies dont les coûts ont aujourd'hui fortement baissé.

Cette baisse des coûts devrait se poursuivre, mais son effet se fera ressentir de façon décalée dans le temps. En effet, les contrats au titre des soutiens aux énergies renouvelables électriques ont une durée allant jusqu'à 15 ou 20 ans, ce qui signifie que les charges de soutien aux énergies renouvelables comporteront encore pour plusieurs années une part des charges liées aux projets les plus anciens. En revanche, grâce à la baisse des coûts des technologies renouvelables, le coût des engagements futurs est beaucoup plus faible que celui des engagements passés, ce qui contribue à ralentir la hausse des charges de service public.

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.

 

Rentabilité des politiques de soutien aux énergies renouvelable par rapport au critère du coût de la tonne de CO2 :

Le coût en euros par tonne de CO2 évitée est un indicateur fréquemment utilisé dans le cadre des évaluations climat. Cet indicateur permet d'éclairer les choix même s'il a des limites.

La réduction des émissions de gaz à effet de serre est bien un objectif central de la politique énergétique, il n'est cependant pas le seul. L'article L. 100-1 reprend les objectifs que la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte a donné à politique de l'énergie :
• La maîtrise de la demande ;
• Assurer la sécurité d'approvisionnement ;
• Maintenir un prix de l'énergie compétitif ;
• Préserver l'environnement, effet de serre mais également les autres enjeux environnementaux et le risque nucléaire ;
• Garantir l'accès de tous à l'énergie ;
• Lutter contre la précarité énergétique ;
• Contribuer à la mise en place de l'Union européenne de l'énergie.

La PPE doit organiser l'atteinte de l'ensemble de ces objectifs.

 

Soutien aux énergies renouvelables thermiques :

Le Gouvernement soutien les énergies renouvelables thermiques et un fonds « chaleur » a notamment été mis en place afin de soutenir cette production de chaleur. Le Fonds chaleur soutient le développement de toutes les filières de chaleur renouvelable promues dans la Programmation pluriannuelle de l'énergie. Il est opéré par l'ADEME.

Dans son fonctionnement, il permet de faire émerger les projets en visant à garantir un prix de la chaleur renouvelable produite inférieure d'environ 5 % à celui obtenu avec des énergies conventionnelles. Pour tenir compte des prix actuels du gaz et relancer l'attractivité des projets, les aides du Fonds chaleur ont été revalorisées en 2016 de + 10 % en moyenne pour les petits et moyens projets et de + 20 % en moyenne pour les gros projets.

Le CITE octroyé aux particuliers donne également un crédit d'impôt incitant à l'installation de systèmes de chauffage renouvelables.

Question n°261
Ajouté par Jean-Louis GABY (TORTEZAIS), le 26/04/2018
[Origine : Site internet ]

Le syndicat francilien Sipperec, qui répond aux appels d’offre nationaux, défavorisé par un ensoleillement inférieur de 20% à 25% à celui existant dans le sud de la France, demande d’instaurer un coefficient régional tenant compte de l’ensoleillement. Les prix d’achat du kilowattheure photovoltaïque, uniformes sur toute la France, défavorisent grandement les régions les moins ensoleillées, et le nombre d’installations en pâtit.

Question : Le groupe de travail solaire lancé le 18 avril par Sébastien Lecornu a-t-il pris en compte le facteur de l’ensoleillement, et si oui, envisage-t-il de répondre positivement à la demande du Sipperec, et de moduler les prix d’achat du kilowattheure photovoltaïque en fonction de l’ensoleillement local ?

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

Nous vous remercions pour votre suggestion sur la régionalisation des tarifs, suggestion qui vient enrichir notre réflexion.

Au 31 décembre 2017, les énergies renouvelables représentaient 48 685 MW de puissance installée, soit une progression de 2 763 MW en 2017. Nous constatons que les dispositifs de soutien actuels permettent un réel développement des énergies renouvelables et notamment de la filière solaire.

Par ailleurs, la carte suivante démontre que le solaire se développe dans l'ensemble des régions françaises.

Lors des travaux du groupe de travail sur le solaire organisé par le Secrétaire d'Etat Sébastien Lecornu, la régionalisation des dispositifs de soutien au solaire a fait l'objet de nombreux échanges.

Il a été décidé pour la métropole d'écarter cette mesure du plan solaire pour plusieurs raisons :

  • Tout d'abord parce qu'un dispositif de régionalisation des appels d'offres ne serait pas validé par la Commission européenne, qui souhaite au contraire des dispositifs de soutien ouverts entre les Etats membres.

  • Ensuite, parce que le cadre actuel de soutien aux énergies renouvelables permet d'ores-et-déjà l'émergence de projets dans la moitié nord de la France, les meilleures conditions d'ensoleillements pouvant par exemple être compensées par de meilleures disponibilités foncières.

Ainsi, lors de la seconde période de l'appel d'offres pour centrales au sol, la région Grand Est a été la 3ème région la plus représentée avec 74 MW de volume attribué. De même, lors de la troisième période du même appel d'offres, la région Hauts-de-France a été la 4ème région la plus représentée avec 61 MW de projets attribués. Les régions de la moitié nord de la France représentaient 35% du volume de projets à la dernière période de cet appel d'offres, avec notamment environ 85 MW de projets en région Centre-Val de Loire et 77 MW de projets en région Hauts-de-France (4ème et 5ème régions les plus représentées).

 

Question n°372
Ajouté par Jean-Louis GABY (TORTEZAIS), le 16/05/2018
[Origine : Site internet ]

C’est suite à votre réponse du 03/05/2018 à ma question n°241 "Demandes au groupe de travail solaire/solaire thermique". Vous répondez que ce n’est pas dans le rôle du GT solaire de produire de la connaissance, donc d’apporter des réponses à mes questions.

Or, je constate que ce GT a fourni des chiffres clés pour le photovoltaïque : baisse des prix, gisement disponible, progression des puissances installées, et objectif de développement. http://www.lechodusolaire.fr/le-groupe-de-travail-solaire-est-en-place/#lightbox/1/

Pour la méthanisation, le GT a fourni un état des lieux et de nombreuses informations avant de présenter les conclusions. Il en a été de même pour l'éolien.

Ainsi je ne comprends pas pourquoi ce GT solaire ne procède pas de la même façon pour le solaire thermique, en répondant à mes questions, qui sont ni plus ni moins qu’un état des lieux.

Question : Comme ces informations sont importantes à mentionner dans le cahier d’acteur du solaire thermique que la CPDP m’a proposé de produire, je vous demande de présenter à nouveau ma question au GT, et de demander à l’Ademe de fournir leur bilan du Plan Soleil.

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

Le maître d’ouvrage ne dispose pas du détail des informations que vous demandez.

 Vous trouverez l’ensemble des informations relatives au GT solaire du plan de libération des énergies renouvelables sur le site : https://www.ecologique-solidaire.gouv.fr/plan-liberation-des-energies-renouvelables-sebastien-lecornu-installe-groupe-travail-solaire-et

 Un bilan du plan soleil qui a été conduit de 2000 à 2006 a été réalisé dans chaque région. Les bilans régionaux figurent sur les sites internet des directions régionales de l’ADEME. Par ailleurs, voici le bilan qui a été fait au niveau national sur les campagnes de mesures réalisées dans le cadre du plan soleil et le suivi énergétique des installations :

http://www.bourgogne.ademe.fr/sites/default/files/files/Domaines%20d'intervention/EnR/Thermique/ST_SyntheseEtudesuiviCESI.pdf

 En 2013, l’ADEME a mis en ligne une étude faisant le bilan de la compétitivité et du développement de la filière solaire thermique. Cette étude s’est basée sur le retour d’expérience du plan soleil. Vous la trouverez à : 

https://www.ademe.fr/sites/default/files/assets/documents/analyse-competitivite-et-developpement-filiere-solaire-thermique-en-france-2013.pdf

 Suite à ce bilan, la filière s’est mobilisée, avec l’appui de l’ADEME, pour définir un plan de relance de la filière solaire thermique. On peut citer l’initiative SOCOL pour structurer la filière du solaire thermique collectif :

https://www.solaire-collectif.fr/fr/socol.htm

 

Question n°380
Ajouté par Henri CHAMBON (Lyon), le 24/05/2018
[Origine : Site internet ]

Dans l'exposé du représentant de l'ADEME (atelier Prix et coût de l'énergie), la comparaison entre coût de production du photovoltaïque en toiture dite décentralisée (par opposition aux grands sites photovoltaïques) et le tarif bleu m'interroge beaucoup :
- D'une part le tarif bleu contient de nombreuses taxes (dont la CSPE), alors que le coût du photovoltaïque ne l'inclut pas.
- D'autre part, l'énergie photovoltaïque n'est produite que quand il y a du soleil, alors que le tarif bleu garantit un kWh effectif toute l'année. Des moyens de secours ou de stockage sont donc à prévoir et à chiffrer.
- Enfin et surtout, les clients ne se débranchent pas du réseau à ma connaissance, et bénéficient d'une capacité éventuelle d'exportation (heures creuses et plein soleil) ou d'importation (heures pleines et nuit), sans parler de la stabilité de tension et de fréquence assurée par le réseau. Ils ont donc autant besoin du réseau que d'autres clients, le réseau étant dimensionné pour la pointe d'hiver, qui se situe le soir (donc sans production solaire). Ne pas inclure a minima dans la comparaison les coûts de réseau revient à considérer le client équipé de photovoltaïque comme un « passager clandestin » du système, qui bénéficie de l'ensemble de ces services, sans en payer sa part.

Ces remarques ne devraient-elles pas être prises en compte quand on compare le tarif bleu et le coût du photovoltaïque ?

La réponse de La maîtrise d’ouvrage, le

Nous vous remercions pour votre contribution au débat public. Cette question porte sur un document de l'ADEME, elle va donc être transmise à l'ADEME.

Complément apporté par la DGEC:

Le prix du tarif bleu est un prix global prenant en compte les coûts liés à la production, au réseau et aux autres coûts liés à la fourniture de l’électricité et incluent les taxes.

 

Suivant le point de vue d’un consommateur, le choix à opérer est soit de consommer la part autoproduite par son installation, soit payer l’électricité qui vient du réseau. Dans le cas où le consommateur choisit d’autoconsommer pour couvrir une partie de ses besoins en électricité, la production photovoltaïque vient dans les faits se substituer à l’électricité que le consommateur aurait achetée à son fournisseur d’électricité. Dans ce cadre-là et compte tenu de cette logique de substitution, il est pertinent de comparer le tarif bleu et le coût de production de l’électricité qui est auto-consommée.

Il est par ailleurs vrai que le consommateur disposant d’une telle installation reste connecté au réseau, mais il induit pour le système électrique des sollicitations différentes. La CRE a ainsi mis en place un TURPE spécifique pour l’autoconsommation collective afin de refléter les coûts de réseaux induits par l’autoconsommation, et le besoin assuranciel du réseau lié, comme vous le mentionnez, à la consommation notamment nocturne.

 

 

 

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