Centrale-Énergies

Les Réacteurs à Neutrons Rapides (RNR) et l'avenir du nucléaire durable - Flash 70

Jacky Rousselle (ECL 81) — 2020-06-22T16:31:33Z

Cet article est une synthèse de la journée du 29 janvier 2020 organisée par la Société Française d'Energie Nucléaire – ‘Le rôle des technologies RNR pour un nucléaire durable'.
Après la suspension du projet ASTRID (cf article Flash n°68 janvier 2020 Centrale Energies), cette journée a apporté des informations sur la physique, les technologies des RNR, sur les conditions de leur déploiement et sur les efforts actuels dans le monde.
Gérard Longuet, Président de l'Office Parlementaire d'Evaluation des Choix Scientifiques et Techniques (OPECST), est intervenu pour rappeler que la demande mondiale future d'énergie est considérable, que l'utilité économique de la production d'électricité nucléaire est confirmée et qu'il y a le devoir absolu de poursuivre la R&D théorique sur les RNR sans interruption. Il a précisé que l'objectif de repousser l'échéance d'épuisement des matières fissiles par les technologies RNR est très pertinent.

I) PHYSIQUE DES REACTEURS RNR
Bertrand Boullis est intervenu pour présenter les éléments de physique des réacteurs qui distinguent les RNR par rapport aux filières à neutrons ralentis par modérateur en énergie épithermique ou thermique (Réacteurs à eau sous pression, ...). D'autres intervenants ont aussi apporté des éléments comme Joel Guidez (CEA), Bernard Carluec (Framatome).
En premier lieu un spectre rapide de neutrons favorise les fissions des noyaux lourds. Ainsi pour un réacteur à neutrons rapides au sodium, la probabilité du rapport fission sur capture est de même ordre de grandeur pour l'uranium 235 par rapport à un PWR mais les valeurs de cette probabilité sont plus élevées par rapport à celles du PWR pour les isotopes de masse atomique plus grande (R. Hill, ANL, 2007). Ce qui favorise les fissions de ces isotopes donc la transmutation d'éléments comme Uranium 238, Neptunium 237, Plutonium 238 à 242, Américium 241 et 243, Curium 244.
Les éléments lourds autres que l'uranium et le plutonium sont désignés actinides mineurs et sont présents dans le combustible nucléaire usé du parc français REP jusqu'à leur conditionnement après retraitement à La Hague dans les colis de verre de Haute Activité à Vie Longue (HAVL).
Ainsi les RNR peuvent transmuter les isotopes du plutonium donc utiliser leur énergie de fission et valoriser les stocks de plutonium, en complément du plutonium recyclé dans le combustible MOX dans les REP.
Les RNR peuvent transmuter les actinides mineurs donc diminuer les déchets nucléaires HAVL susceptibles d'être stockés à terme dans le centre de stockage profond de Bure.
Mais la probabilité du rapport fission sur capture est faible (R. Hill, ANL, 2007) de l'ordre de 0,5 pour le Plutonium 242, 0,2 pour Américium 241 et 243, 0,45 pour le Curium 244) donc il faut beaucoup de temps pour assurer la transmutation.
Par exemple une simulation pour Astrid a montré qu'au bout de 5 ans d'irradiation dans le cœur RNR, 100% de l'Américium 243 se transforme en 15% environ de Produits de fission, par capture de neutrons 5% en Pu et 45% de Curium et en 35% restant d'Américium 243.
Le stockage sans retraitement du combustible usé entraine une radiotoxicité supérieure à celle de l'uranium naturel pendant 250000 ans. Alors que le retraitement du combustible usé tel que pratiqué actuellement par la France avec recyclage du plutonium et stockage des produits de fission et des actinides mineurs induit que cette radiotoxicité est de 10000 ans.
Une séparation des actinides mineurs par des nouveaux procédés de retraitement et leur transmutation dans des RNR induirait une radiotoxicité des ‘déchets' supérieure à celle de l'uranium naturel que pendant 250 ans (facteur 1000 par rapport au stockage sans retraitement du combustible usé).
En second lieu un spectre de neutrons d'énergies rapides réside dans la capacité d'un tel spectre de convertir davantage d'isotopes dits fertiles comme l'uranium 238 en des isotopes fissiles comme le Plutonium 239 par capture de neutron. Ceci est possible parce que le nombre η de neutrons émis par fission est plus élevé dans le domaine des énergies rapides des neutrons incidents avant fission, au-delà d'un seuil dépendant de l'isotope, par exemple pour le Plutonium 239 : au moins 50 keV environ (rapport DOE 2016 – options de cycle).
Ainsi le cycle actuel du combustible nucléaire en France produit 7000 tonnes par an d'uranium appauvri et le stock total est de 300 000 tonnes. Ce cycle produit 10 tonnes par an de plutonium transformé en 120 tonnes d'assemblages MOX.
Ce sont des ressources futures valorisables dans des RNR sans dépendre de mines d'uranium.
Il faut noter qu'une R&D en France est en cours pour le multi-recyclage du combustible MOX dans les REP.

II) TECHNOLOGIE DES REACTEURS RNR
Filières de réacteurs RNR :
Ils existent plusieurs filières de réacteurs RNR qui différent selon la nature physique du combustible selon qu'il soit solide (gaine de combustible) ou liquide ; selon la nature du caloporteur : sodium pour la filière RNR-Na, au plomb, gaz ; selon sa vocation : réacteur de recherche (irradiation, neutronique, …) ou réacteur industriel (SMR, fortes puissances).
Un type de réacteur n'a de signification qu'au sein de son cycle de combustible avec les usines de retraitement /recyclage en cycle fermé et de fabrication du combustible (mines éventuelles) donc avec tous les couts complets d'investissement associés jusqu'aux centres d'entreposage et de stockage de déchets nucléaires. La compétitivité économique résulte de l'addition de ces couts d'investissement et d'exploitation.
A) Le projet de réacteur ASTRID (Advanced Sodium Technological Reactor for Industrial Demonstration) :
Jean-Claude Garnier (CEA) a exposé le projet de réacteur RNR-NA ASTRID qui est à présent suspendu. Ce projet a été lancé par le Président Jacques Chirac par la loi du 28 juin 2006 sur la gestion des matières radioactives et c'est un démonstrateur du multi-recyclage du plutonium, en particulier avec l'usage de l'uranium appauvri accumulé en France. C'est aussi un démonstrateur d'irradiations expérimentales pour la transmutation d'actinides mineurs – loi de 2006, en continuité avec les expérimentations de transmutation qui avaient été menées dans le réacteur RNR-NA Phénix à Marcoule.
Le cœur d'ASTRID est un cœur hétérogène axial, dit CFV (Cœur à Faible effet en réactivité de Vidange du sodium) présentant un coefficient de vidange sodium négatif ou nul et une faible chute de réactivité au cours du cycle.
Le concept favorise la fuite des neutrons hors du cœur en cas d'accident pour ainsi réduire la réactivité du cœur.
L'objectif d'ASTRID est d'être iso-générateur pour le combustible, c'est-à-dire de consommer autant de matières fissiles que d'en produire (et non surgénérateur si on produisait justement plus de matières fissiles que consommées).
En 2017, les échangeurs NA/vapeur des boucles intermédiaires ont été remplacés par des échangeurs Na/gaz avec des turbines à cycle de Brayton.
La puissance de 600 MWe du projet initial a été ramenée à 150 MWe en 2018 (New ASTRID) puis le projet a été suspendu à l'été 2019.
Pour capitaliser les connaissances, le CEA met en œuvre le Dossier de Fin de Convention (DFC) qui est constitué dans l'objectif de conserver et de transmettre les informations. Bertrand Morel (Orano) est intervenu pour présenter les différences des combustibles REP et RNR-Na. La quantité de Plutonium et sa composition isotopique, ainsi que le taux de Combustion (donc la quantité de produits de fission) sont différentes. Ce qui entraine des adaptations des procédés de retraitement du combustible usé RNR-Na.
Pour la fabrication du combustible RNR-Na, la France a l'expérience passée en particulier pour Rapsodie, Phénix et Superphénix. Dans le cadre du programme Astrid, des pastilles MOX ont été fabriquées avec succès et pour la fabrication du tube hexagonal de l'assemblage, le redéveloppement de la technologie est à poursuivre
B) Les réacteurs RNR à sels fondus ou MSR (Molten Salt Reactors) (Cf. conférence Centrale Energies de 2018)
Paul Gauthé (CEA) a présenté la filière qui se caractérise par la nature du combustible sous forme de matière fissile dissoute dans de sels liquides (chlorures ou fluorures) à haute température.
Un grand avantage de la filière réside dans la sureté intrinsèque en cas de transitoires de température avec des contre-réactions fortement négatives.
Mais il y a des verrous technologiques à lever : la chimie du sel (solubilité, précipitations, risques chimiques), les matériaux (corrosion, dommages, haute température, irradiation, durée de vie), très faible maturité technologique donc nombreux programmes de R&D et de qualification, technologies des équipements, procédés de retraitement à définir, maintenance, ...
Les acteurs français (CNRS, CEA : programme Esquisses, ORANO, FRAMATOME) poursuivent les recherches dans le domaine des MSR, en particulier pour un RNR à sels chlorure.
Il y a de nombreuses sociétés à l'international qui étudient des concepts de MSR en cycle uranium ou en cycle thorium.
Parmi les projets les plus avancés, citons l'annonce en décembre 2019 par Rosatom (Russie) de la construction près de Krasnoyarsk d'un réacteur expérimental à sels fondus pour l'incinération d'actinides mineurs.
Mentionnons aussi le projet MCFR (Molten Chloride Fast Reactor) de 30 MWth de Terrapower (USA).

III) CONDITIONS DU DEPLOIEMENT DES RNR
III.1) Développement du nucléaire et ressources en uranium
Les facteurs qui semblent avant tout conditionner le déploiement des RNR sont la disponibilité des ressources en uranium (à terme aussi celles en thorium) traduit par son cours de marché et les scénarios de développement de l'énergie nucléaire.
L'offre et la demande future en uranium selon différents scénarios de développement de l'énergie nucléaire ont fait l'objet d'une présentation par Sophie Gabriel (CEA-DEN/I-Tésé).
Pour la technologie REP dominante actuellement, un GWe consomme environ 150 tonnes d'uranium par an en cycle ouvert. La production –demande mondiale est de l'ordre de 65000 t/an. Le parc actuel correspond à une puissance installée de 450 tranches nucléaires pour 396900 MWe. La puissance moyenne installée est ainsi de 880 MWe.
La consommation actuelle d'uranium est cohérente par rapport à la disponibilité d'environ 130 ans de ressources conventionnelles identifiées d'uranium de 8 MtU citée dans le livre rouge de l'Agence pour l'Energie Nucléaire de l'OCDE édition 2018. Mais elle est liée à une évolution à la hausse des prix du marché de l'uranium pour exploiter des gisements de plus en plus couteux.
Il faut y ajouter 7,5 MtU de ressources conventionnelles non découvertes à la fois déduites et spéculatives. Ce qui rend possible une durée d'offre supplémentaire de 115 ans donc au total 245 par rapport à la demande de 65000 tU/an du parc nucléaire mondial actuel.
Les ressources non conventionnelles d'uranium (source i-tésé) sont les suivantes :

Ainsi il est constaté que les ressources non conventionnelles d'uranium sont marginales à ce jour.
Mais la question de la disponibilité des ressources conventionnelles d'uranium à court terme ne se pose pas avec le parc actuel comme vu précédemment.
L'équipe d'I-tésé a étudié les besoins en uranium pour deux scénarios d'augmentation du parc mondial à l'horizon 2100 :

Avec un modèle, l'équipe i-tésé a réévalué les ressources conventionnelles ultimes d'uranium en considérant que les gisements sont accessibles jusqu'à 1km ou 2 km de profondeur :

Cependant, comme pour d'autres matières premières de nombreuses incertitudes demeurent sur l'accès aux ressources. : le niveau des dépenses d'exploration nécessaires aux découvertes est corrélé au prix du marché de l'uranium. Il y a des facteurs géopolitiques et aléas : par exemple la crise covid 19 actuelle a entrainé une non exploitation de mines et une augmentation brutale du prix de l'uranium de 40%. L'hypothèse d'exploitation des gisements jusqu'à 2 km peut être irréaliste : manque de disponibilité de ressources en eau pour la mine, etc. Le marché de l'uranium peut entrainer un risque de pénurie.
Cette incertitude sur la disponibilité des ressources à long terme et la gestion durable des ressources naturelles amènent au déploiement de RNR.

III.2) Valeur économique des RNR pour leur déploiement
Luc Van Den Durpel de la société Nuclear 21st est intervenu pour présenter la valeur économique des RNR ainsi que leur valeur s'ils ne sont pas déployés en s'appuyant sur 4 scénarios croissants sur le déploiement à partir de 2060 de RNR et de cycle fermé sur les matières fissiles. Il a montré que les RNR permettent de pallier aux risques prix de l'uranium ainsi qu'avec le multi-recyclage ou de transmutation de matières fissiles d'induire de moindres couts de stockage profond.

III.3) Enjeux industriels et économiques
Rémy Dupraz (Framatome) est intervenu pour présenter les enjeux industriels associés au déploiement de RNR, étant donné que le tissu industriel et le parc français actuel repose sur les tranches REP à l'avenir. IL y a une exigence de continuité en s'affranchissant de tout arrêt de construction sur de longues périodes.
Un point important est de vérifier au stade conception la fabricabilité de composants par rapprochement de l'ingénierie avec les fabricants (cf problèmes de Flamanville 3).
Framatome met en place un Centre de Compétences « Réacteur Avancés » qui comprend une « Ecole de Design » dans le prolongement des acquis d'ASTRID.
David Settimo (EDF) a présenté les études d'estimation de couts d'investissement de futur RNR-Na. Il est visé avec des études d'optimisation d'atteindre un ratio de couts d'investissement de 1,45 entre un RNR et un REP de puissance équivalente.
Stéphanie Tillement (Institut-Mines Télécom-Atlantique) et Frédéric Garcias (Université de Lille) dans le cadre du projet AGORAS (Amélioration de la Gouvernance des Organisations et des Réseaux d'Acteurs de la Sûreté Nucléaire) a replacé la trajectoire du projet Astrid dans l'histoire des précédents RNR développés en France ainsi que l'évolution de son infrastructure projet.

IV) STRATEGIE AU NIVEAU MONDIAL
Gilles Rodriguez (CEA), Directeur technique du Forum International Génération IV (GIF) , a présenté la vision du GIF pour le déploiement des RNR.
Il est nécessaire de faire évoluer les 4 valeurs qui ont constitué en 2000 la sélection des 6 concepts de GIV : durabilité, compétitivité économique, sûreté et fiabilité, résistance à la prolifération et protection physique.
Il a été précisé qu'il faut réévaluer le degré de maturité technologique (TRL ou Technology Readiness Level) des 6 concepts retenus dans GIV : actuellement dans l'ordre croissant de TRL : MSR (Molten Salt Ractor), GFR (Gas-cooled Fast Reactor), SCWR (Supercritical Water-cooled Reactor), VHTR (Very High Temperature Reactor), LFR (Lead-cooled Fast Reactor) et SFR (Sodium-cooled Fast Reactor). Les 4 concepts RNR sont : MSR, GFR, LFR et SFR.
Il émerge à présent une nouvelle valeur pour les systèmes GIV : celle de flexibilité à la fois opérationnelle (suivi charge, combustible, …), de déploiement (petite à grande puissance, site, modularité...), de production (H2, chaleur...).
Le GIF développe des standards de sûreté pour chaque concept : Safety goals/ Safety Design Criteria (SDC)/ Safety Design Guidelines/ Country specific codes and standards.
Le GIF prend des initiatives vers les entreprises privées et les vendeurs de SMR (Small Modular Reactor), sur les innovations techniques (construction modulaire, structures génie civil avancées, combustible, matériaux, impression 3D), sur les infrastructures internationales de R&D d'essais et de formation avec préservation et capitalisation des connaissances.

Nicolas Devictor (CEA) a présenté les axes futurs de R&D au CEA pour les RNR jusqu'à échéance de 10 ans :
-Socle de recherches sur la physique des réacteurs RNR et leur sûreté, le combustible et les matériaux
-Développements technologiques (mesures, Controles Non Destructifs et visualisation Sodium, robotique).
-Esquisses et veille technologique (optimisations RNR-Na, faisabilité réacteurs à sels fondus en spectre rapide, veille sur autres concepts (GFR, LFR, ...).
-Collaborations internationales (AIEA, OCDE/NEA, Forum GIV, Europe (H2020, Myrrha, ...), Russie, Chine, Etats-Unis, Inde, Japon), possibilité de s'associer à des projets de réacteur à l'étranger.
-Dans le domaine du cycle du combustible, synergies avec les développements procédés pour le multi-recyclage en REP.
-Objectif de préservation des compétences.

Alexey Lokhov, Deputy Director de Rosatom Europe de l'Ouest a présenté les réacteurs RNR et la fermeture du cycle du combustible en Russie.
L'objectif de la Russie est de développer de nouvelles technologies nucléaires impliquant l'opération parallèle du parc de réacteurs thermiques et de RNR pour assurer un cycle fermé du combustible nucléaire.
La fermeture du cycle actuel est réalisée par l'usine de retraitement RT-1 et par le Pilot Demonstration Center RDC (RT-2). Le plutonium recyclé est utilisé dans des assemblages MOX sous forme de PuO2. Il est aussi utilisé dans des assemblages REMIX (U, Pu) O2.
L'usine RT-2 a l'objectif de retraiter plus de 950 tonnes de combustible par an.
Le projet de RNR-Na BN-1200 M est le futur réacteur commercial RNR.

Joel Guidez (CEA) a présenté les RNR aux Etats-Unis.
Le DOE cherche des investisseurs pour le projet RNR de recherche VTR (Versatile Test Reactor) : General Electric Hitachi se rapproche de Terrapower pour le design et la construction.
Terrapower développe aussi avec Bill Gates le concept de RNR ‘réacteur cigare' avec utilisation d'uranium de retraitement dans une couverture fertile de conversion en plutonium puis utilisation de ce dernier comme combustible. Mais il n'est pas envisagé de retraitement et le combustible usé est destiné au stockage géologique.
A présent Terrapower porte essentiellement ses efforts sur les réacteurs à sels fondus MSR.
Aux Etats-Unis, beaucoup de projets de petits réacteurs se développent.
La première demande de certification pour un Advanced Reactor a été déposée en 2020 pour le micro-réacteur sodium AURORA développé par Oklo qui a reçu un site permit à INL.
Quelques projets utilisent le plomb (SEALER, ...) ou le sodium (ARC 100, eVINCI de Westinghouse, AURORA, ...).
Deux projets sont des réacteurs RNR à sels fondus MSR à chlorures : projet de la société Elysium et le projet MCRE ( Molten Chloride Reactor Experiment) de Terrapower avec sans doute la réalisation d'une maquette de 10 MWth à l'INL (Idaho National Laboratories) d'ici 2022.
Dans ces projets le retraitement est implicitement intégré mais jamais justifié.

Joel Guidez a aussi présenté la situation en Chine, en l'absence de l'intervenant prévu : Christophe Poinssot, conseiller nucléaire à Pékin.
La Chine veut tester l'ensemble des filières GIV y compris avec des SMR et a la volonté de poursuivre un cycle fermé.
– Filière Sodium Fast Reactor (SFR) portée par CNNC et son institut de R&D, CIAE (Pékin) :
• Démonstrateur expérimental CEFR de 20MWe construit avec l'aide des russes, pleinepuissance atteinte en 2014,
• Démonstrateur CFR600 de 600 MWe en construction sur le site de Xiapu (Fujian) suite à la décision du Conseil des Affaires d'Etat en décembre 2017.
– Filière Molten Salt Reactor (MSR) porté par le Shanghai Institute of Nuclear Applied Physics (SINAP) de la Chinese Academy of Science (CAS) :
• Projet de démonstrateur expérimental TSMR de 12 MWe sur le site de Minqin (Gansu) dont le choix a été confirmé la 30 novembre 2018 par la NNSA.

Réacteurs RNR dans le monde en 2020 :

En conclusion, un parc nucléaire durable et son cycle lié est une stratégie de long terme qui nécessite une large anticipation avant leur éventuelle compétitivité déterminée par des analyses économiques.

Pourquoi avoir reporté la construction du démonstrateur industriel ASTRID ? - Flash 68

Jacky Rousselle (ECL 81) — 2020-01-14T14:14:12Z

Le journal Le Monde publie le 29 aout 2019 le « report » de la construction du démonstrateur de réacteur à neutrons rapides (RNR) refroidi au sodium ASTRID (Advanced Sodium Technological Reactor for Industrial Demonstration).

Le projet Astrid s'est inscrit dans le cadre du programme Generation IV pour un prototype RNR à caloporteur sodium de puissance électrique 600 MWe permettant du multirecyclage du plutonium , d'utiliser de l'uranium appauvri issu de la séparation isotopique et de réduire la quantité de déchets nucléaires à vie longue par la transmutation d'actinides mineurs. Développé par le CEA depuis 10 ans avec d'autres partenaires de R&D et industriels français et étrangers dont le Japon, le projet initialement conçu pour une puissance électrique de 600 MWe a fait l'objet en 2018-2019 d'une révision à la baisse de sa puissance nominale puis de l'annonce du report de sa construction au moins jusqu'à la deuxième moitié du siècle.

La dernière Programmation Pluriannuelle de l'Énergie (PPE) confirme que « le besoin d'un démonstrateur et le déploiement de réacteurs à neutrons rapides ne sont pas utiles avant cet horizon ». En effet les ressources en uranium, combustible nucléaire des réacteurs à eau pressurisée (REP) du parc français sont estimées actuellement suffisantes. Il est demandé au CEA le report de l'avant projet détaillé d'Astrid et de rendre possible sa construction à terme.

Ces objectifs entraînent un challenge pour le maintien des connaissances et des compétences en R&D et en ingénierie pour la continuité du projet RNR-Na.

L'opportunité de maintien des compétences peut consister à appliquer des méthodologies de simulations numériques et d'expérimentations-qualifications développées pour Astrid pour d'autres projets du programme Generation IV (réacteurs à sels fondus, ..) ou d'autres concepts de réacteurs (réacteurs plus petits et modulables- Small Modular Reactors ou SMRs dont le programme français NUWARD,..) aussi bien pour la R&D que vers l'industrialisation avec les industriels du nucléaire. Cela nécessite des stratégies de propriété intellectuelle et de partage du savoir-faire adaptées à ces enjeux cruciaux aussi bien au niveau national qu'international.

Dans tous les cas, sans construction ni exploitation à court et moyen terme sur quelques décennies, il faudra préserver le savoir-faire et le Retour d'Expérience (REX) des RNR sodium acquis en France depuis Rapsodie (1957-1983), la centrale Phenix (1973-2010), Superphénix(1985-1998), les études du projet European Fast Reactor- EFR (1988- 1998) et les études d'Astrid (2010-2019) , soit plus de 62 ans d'expérience. D'autres pays vont eux poursuivre l'industrialisation et l'exploitation des RNR-Na : China Demonstration Fast Reactor CDFR600 de 600 MWe à Xiapu, construction de 5 CDFR600 pour 2030 , China Fast Reactor CFR1000, joint venture Terrapower et CNNC (China National Nuclear Corporation) depuis 2017 pour le projet Traveling Wave Reactor (TWR),..

En parallèle du développement des filières nucléaires du futur, doivent s'intégrer de manière indissociable les recherches et développement industriels sur le cycle du combustible pour l'utilisation de l'uranium appauvri pour le multirecyclage du plutonium, dont le multirecyclage en REP (avec ses limites), et pour la réduction par transmutation des déchets nucléaires à vie longue. Cela nécessite pour le nucléaire du futur d'avoir une vision multinationale pour partager les coûts et les risques, à l'exemple du projet ITER en fusion nucléaire.

Les méthodologies d'évaluation et de choix des projets nucléaires futurs pour leur développement et leur industrialisation sont cruciales pour assurer la sécurité future d'approvisionnement électrique de la France et aller au-delà des visions court terme du marché de l'électricité et des dogmes de la concurrence antagonistes de ces enjeux.

Article Le Monde 29/8/2019 : https://www.lemonde.fr/economie/article/2019/08/29/nucleaire-la-france-abandonne-la-quatrieme-generation-de-reacteurs_5504233_3234.html

PPE : https://www.ecologique-solidaire.gouv.fr/programmations-pluriannuelles-lenergie-ppe

Contrat Stratégique de la Filière Nucléaire 2019-2022 : https://www.conseil-national-industrie.gouv.fr/sites/www.conseil-national-industrie.gouv.fr/files/files/csf/nucleaire/contrat-strategique-filiere-nucleaire-signe.pdf

Bilan électrique français 2015 - Synthèse

Jacky Rousselle (ECL 81) — 2016-06-01T16:23:00Z

Cet article présente les points marquants du bilan électrique français 2015 diffusé par Réseau de Transport d'Electricité (RTE) début février 2016.

Chaque année, RTE publie ce bilan qui rapporte les évolutions sur un an de la production et de la consommation d'électricité. C'est ainsi un bilan ‘comptable' annuel à la fois sur la puissance électrique installée (MW) et sur l'énergie (TWh) produite et consommée. Les bilans en énergie de production et de consommation d'électricité se bouclent avec les échanges transfrontaliers.

1) Bilan de la production d'électricité en France

– Puissance électrique installée au 31/12/2015 en France métropolitaine et variation par rapport au 31/12/2014

	Puissance électrique installée et raccordée au 31/12/2015 (MW)	Variation en MW par rapport au 31/12/2014
Nucléaire	63130	0
Thermique à combustible fossile	22553	-1414
Hydraulique	25421	-1
Eolien	10312	999
Solaire	6191	895
Bioénergies	1703	105
Total	129310	584

Les six dernières centrales charbon de 250 MW ont fermé (Bouchain, Vitry et La Maxe) soit 1500 MW de retrait en 2015.

L'accroissement du parc renouvelable est surtout porté par l'éolien et le solaire.

Le parc de Constantin de 230 MW à Cestas en Gironde raccordé en 2015 devient le plus grand parc photovoltaïque d'Europe.

La composition du parc bioénergies de 1703 MW est constituée : 51,2% déchets ménagers, 23,5% bois-énergie et autres biocombustibles solides, 21,3% biogaz et 4,1% déchets de papeterie.

La file d'attente de raccordement des installations de production d'électricité renouvelable en France continentale est de 13747 MW au 31 décembre 2015 et est composée de 7490 MW d'éolien terrestre, 3258 MW d'éolien offshore, 1934 MW photovoltaïque, 557 MW de bioénergies et 508 MW d'hydraulique.

Les objectifs futurs de production par filière seront fixés au niveau national par la Programmation Pluriannuelle de l'Energie (PPE) introduite par la loi relative à la transition énergétique sur la croissance verte de 2015. Cette PPE est toujours en cours d'élaboration par le Gouvernement.

Au niveau régional les orientations seront fixées d'ici 2019 via les Schémas Régionaux d'Aménagement, de Développement durable et d'Egalité des Territoires (SRADDET) créés par la loi Nouvelle Organisation Territoriale de la République du 7 août 2015 (loi NOTRe).

– Energie électrique produite en 2015 en France

	Production nette TWh en 2015	Variation 2015/2014 en %
Nucléaire	416,8	0,2
Thermique à combustible fossile	34,1	31,9
Hydraulique	58,7	-13,7
Eolien	21,1	23,3
Solaire	7,4	25,1
Bioénergies	7,9	4,9
Total	546	1,1

La partie renouvelable de l'hydraulique représente 53,9 TWh. La partie renouvelable des bioénergies (déchets ménagers, déchets de papeterie, biogaz, bois-énergie et autres biocombustibles solides) progresse de 8,1% à 5,9TWh. La production totale renouvelable s'élève ainsi à 88,4 TWh, soit 16,2%.

2) Bilan de la consommation d'électricité en France

La consommation brute [1] en France métropolitaine s'établit à 475,4 TWh, en hausse de 10,3 TWh par rapport à 2014 (+2,2%). Cette évolution est liée à des températures relevées en moyenne plus fraîches en début d'année et plus chaudes en été.

Mais le niveau globalement reste dans la moyenne des dix dernières années.

La consommation corrigée de l'aléa climatique, du 29 février et du soutirage du secteur de l'énergie atteint 476,3 TWh (+0,5%). Donc ce type de consommation connaît une légère reprise. Ce paramètre exprime le mieux l'évolution intrinsèque de la consommation. Il croissait pendant la décennie précédente mais depuis 2011, il est constaté sa stabilisation (tertiarisation de l'économie, efficacité énergétique, réglementation thermique 2012,..).

Le maximum de consommation a été enregistré le 6 février 2015 à 19h avec une puissance de 91160 MW associée à une température de 0,75°C (pointe comparable à celles de 2011 et 2013).

Le minimum de consommation a été observé le 16 août 2015 à 7h pour 29558 MW.

	Consommation nette France (hors Corse) sur les réseaux en TWh	% Consommation nette totale
Grande industrie	71,8	16,4
Entreprises (puissance souscrite> 250 kVA)	115,7	26,42
PME/PMI (36 kVA	52,3	11,94
Professionnels (puissance souscrite <36 kVA)	44,4	10,14
Résidentiels (puissance souscrite < 36kVA)	153,7	35,1
Total	437,9

La consommation électrique reste fortement impactée par sa sensibilité à la température : estimée en moyenne à 2400 MW par °C en hiver.

Depuis la réglementation thermique 2012, la part du chauffage électrique dans le neuf diminue. En 2014, elle représente environ 29% (effet joule, pompes à chaleur) et est en décroissance depuis le niveau d'environ 70% dans les années 2006-2008.

Il en est de même pour la part de marché de l'électricité pour la production d'eau chaude sanitaire dans les logements neufs : cette part est de 40% en 2014 en décroissance depuis 2008 (niveau 75%).

3) Bilan des échanges transfrontaliers de 2015

Le cumul des échanges d'exports (91,3 TWh) et d'imports (29,6 TWh) grâce à 48 interconnexions le long des frontières de la France représente 120,9 TWh (+1% par rapport à 2014). Le solde net est de 61,7 TWh.

Le renforcement de l'interconnexion France-Espagne et la nouvelle méthode d'optimisation des capacités d'échanges transfrontaliers (« flow-based ») lancée le 21 mai 2015 contribuent à ce résultat.

Les exportations ont été favorisées par un prix bas de l'électricité sur le marché spot [2] (38,5€/MWh en moyenne annuelle).

Le volume total des transactions (achat/vente) sur le marché EPEX Spot France atteint 106,9 TWh, soit plus de 20% de la consommation brute en France.

La zone de couplage des marchés par les prix a été étendue à l'Italie et à la Slovénie depuis le 25 février 2015, portant à 19 pays [3] la zone d'échange unique.

4) Dispositifs de flexibilité de la consommation

Les appels d'offre sur le mécanisme d'ajustement ont permis à RTE de disposer en 2015 de 1900 MW de puissance d'effacement mobilisable (contre 1200 MW en 2014).

En conclusion, le bilan électrique 2015 de RTE met en avant :
– la poursuite de la croissance du parc d'électricité renouvelable (surtout éolien et photovoltaïque)
– une légère reprise de la consommation d'électricité, atténuée par les actions d'efficacité énergétique.

Sources :

1) Bilan électrique français 2015 de RTE

2) Panorama de l'électricité renouvelable en 2015 publié conjointement par RTE, SER (Syndicat des Energies Renouvelables), ERDF et ADEeF (Association des Distributeurs d'Electricité en France)

Retrouvez également cet article dans le Flash n°50.

[1] La consommation brute comptabilise les pertes des réseaux de transport et de distribution. La consommation nette est la consommation des clients finaux à partir de leur point de sou-tirage.

[2] Sur le marché spot sont échangés de l'électricité pour livraison la même journée (« intraday ») ou le lendemain (« day-ahead »).

[3] Allemagne, Autriche, Belgique, Danemark, Espagne, Estonie, Finlande, France, Grande Bretagne, Italie, Lettonie, Lituanie, Luxembourg, Norvège, Pays-Bas, Pologne, Portugal, Slovénie, Suède.

L'acidification des océans par les émissions anthropiques de dioxyde de carbone (Flash n°48)

Jacky Rousselle (ECL 81) — 2016-02-01T22:21:00Z

Il est mis en avant dans ce présent article le phénomène d'acidification des océans comme conséquence des importantes émissions anthropiques de dioxyde de carbone.

L'acidification des océans est un problème global affectant tous les espaces marins (pleine mer, côtes, estuaires) et pouvant générer des atteintes sur la biodiversité marine ainsi que des effets économiques locaux : pêche, aquaculture.

La teneur plus élevée de dioxyde de carbone dans l'atmosphère entraîne un taux de ce gaz dissous dans l'eau marine plus élevé et un équilibre physico-chimique avec davantage d'ions H+ donc une baisse de pH. L'acidification induite peut affecter différents organismes marins de toute la chaîne trophique.

Il en résulte aussi une concentration moindre d'ions carbonates utiles au développement de différents organismes marins : phytoplancton, zooplancton, animaux à coquille, coraux….

L'acidification peut aussi induire des dissolutions des parties carbonatées de ces organismes (figure 1).

Figure 1 : Coquille de ptéropode montrant des zones de dissolution (Canal de Hood - Etats-Unis juillet 2014) Source : Jan Newton et al – poster conférence UNESCO 7-10 juillet 2015

L'acidification depuis environ un siècle est dix fois plus rapide que dans n'importe quelle période géologique au moins sur les derniers 65 millions d'années (Turley et al. 2006) - (figure 2).

Figure 2 : Evolution du pH de l'océan depuis 25 millions d'années et estimation jusqu'en 2150 avec scénario avec maintien de fortes émissions de dioxyde de carbone de type ECP8.5 – Business as Usual

Les zones les plus productives en pêche et en aquaculture peuvent être les plus vulnérables aux im-pacts sur l'acidification des océans (figure 3 - simula-tion pour 2100 du pH surface océan). Les côtes occi-dentales de l'Amérique du Nord et du Sud sont déjà touchées avec d'importants impacts économiques et sociaux. (Source : IGBP, IOC, SCOR (2013) Ocean Acidification Summary for Policy Makers).

Les risques futurs de l'acidification des océans pour la faune marine dépendent des scénarios d'émissions futures de dioxyde de carbone. Ainsi, selon le scénario RCP 2.6 du GIEC à émissions modérées de CO2, pour 2100, soit 420 ppm CO2, le pH diminuerait de –0,14 et le réchauffement des eaux serait limité à +1,2°C, les risques resteraient élevés pour les coraux d'eaux chaudes et pour les bivalves, et seraient modérés pour les prairies marines, les ptéropodes, le krill, les poissons à nageoires, la capacité d'absorption du carbone en plein océan, les zones de pêche de poissons à nageoires.

Figure 3 : Simulation pour 2100 du pH de la surface de l'océan avec scénario de fortes émissions de dioxyde de carbone – Source : IGBP, IOC, SCOR (2013) Ocean Acidification Summary for Policy Makers

Les risques resteraient non décelables pour les mangroves et les zones de pêche de bivalves et pour l'aquaculture.

Par contre, selon le scénario RCP 8.5 du GIEC - business as usual, pour 2100, soit 936 ppm CO2, le pH diminuerait de –0,4 et le réchauffement des eaux pourrait s'élever à +3,2°C. Les risques d'impact de l'acidification seraient non décelables uniquement pour les mangroves et seraient élevés pour le krill, pour la capacité d'absorption du carbone en plein océan, pour les zones de pêche de poissons à nageoires et de bivalves et pour l'aquaculture. Et ces risques seraient très élevés pour les autres types mentionnés dans le paragraphe précédent (dont les coraux d'eaux chaudes et les bivalves) – Source : Gattuso et al. Science, 2015.

Un réseau d'observations scientifiques est mis en place à l'échelle mondiale - Global Ocean Acidification Observing Network (GOA-ON) – www.goa-on.org.

En conclusion, la réduction des émissions de dioxyde de carbone dans le futur limitera les impacts de l'acidification de l'océan (figure 4).

Figure 4 : Estimation du pH à la surface de l'océan jusqu'en 2100 (After Bopp et al. 2013) IGBP, IOC, SCOR (2013) Ocean Acidification Summary for Policy Makers

Retrouvez également cet article dans le Flash n°48.

Faits marquants de la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte

Jacky Rousselle (ECL 81) — 2015-10-01T14:45:00Z

La loi n°2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte a été votée par le Sénat puis le Parlement cet été puis a été l'objet de quelques remarques par le Conseil Constitutionnel. Elle a enfin été publiée au Journal Officiel du 18 août 2015. Le présent texte présente les points marquants de cette loi dans le domaine de l'énergie et porte sur la version en vigueur au 3 septembre 2015 sur le site www.legifrance.gouv.fr. Un tableau récapitulatif des principaux engagements, comparés à l'existant, est disponible en fin d'article.

La loi est composée au total de 215 articles regroupés en huit titres (1). Comme la loi n'a pas de sommaire, pour faciliter sa lecture, il est explicité ci-dessous les différents titres et articles associés :

Titre I : Définir les objectifs communs pour réussir la transition énergétique, renforcer l'indépendance énergétique et la compétitivité économique de la France, préserver la santé humaine et l'environnement et lutter contre le changement climatique (articles 1 et 2).
Titre II : Mieux rénover les bâtiments pour économiser l'énergie, faire baisser les factures et créer des emplois (articles 3 à 33).
Titre III : Développer les transports propres pour améliorer la qualité de l'air et protéger la santé (articles 34 à 68).
- Chapitre Ier : Priorité aux modes de transport les moins polluants (articles 34 à 36)
- Chapitre II : Efficacité énergétique et énergies renouvelables dans les transports (articles 37 à 43)
- Chapitre III : Réduction des émissions de gaz à effet de serre et polluants atmosphériques et qualité de l'air dans les transports (articles 44 à 63)
- Chapitre IV : Mesures de planification relatives à la qualité de l'air (articles 64 à 68)
Titre IV : Lutter contre les gaspillages et promouvoir l'économie circulaire : de la conception des produits à leur recyclage (articles 69 à 103)
Titre V : Favoriser les énergies renouvelables pour diversifier nos énergies et valoriser les ressources de nos territoires (articles 104 à 122)
- Chapitre Ier : Dispositions communes (articles 104 à 115)
- Chapitre II : Concessions hydrauliques (articles 116 à 118)
- Chapitre III : Mesures techniques complémentaires (articles 119 à 122)
Titre VI : Renforcer la sûreté nucléaire et l'information des citoyens (articles 123 à 132)
Titre VII : Simplifier et clarifier les procédures pour gagner en efficacité et en compétitivité (articles 133 à 172)
- Chapitre Ier : Simplification des procédures (articles 133 à 147)
- Chapitre II : Régulation des réseaux et des marchés (articles 148 à 166)
- Chapitre III : Habilitations et dispositions diverses (articles 167 à 172)
Titre VIII : Donner aux citoyens, aux entreprises, aux territoires et à l'Etat le pouvoir d'agir ensemble (articles 173 à 215)
- Chapitre Ier : Outils de la gouvernance nationale de la transition énergétique : programmation, recherche et formation (articles 173 à 186)
- Chapitre II : Le pilotage de la production d'électricité (article 187)
- Chapitre III : La transition énergétique dans les territoires (articles 188 à 202)
- Chapitre IV : Dispositions spécifiques aux outre-mer et aux autres zones non interconnectées (articles 203 à 2015)

Le Titre I article 1 présente les objectifs de la politique énergétique via les modifications des articles L100-1 et L100-2 du Code de l'Energie :

assurer la sécurité d'approvisionnement et
réduire la dépendance aux importations,
lutter contre l'aggravation de l'effet de serre,
favoriser l'efficacité énergétique,
réduire le recours aux énergies fossiles,
diversifier de manière équilibrée les sources de production d'énergie et augmenter la part des énergies renouvelables dans la consommation d'énergie finale,
procéder à un élargissement progressif de la part carbone dans les taxes intérieures de consommation sur les énergies…

Pour quantifier ces objectifs, l'article 1 modifie l'article L100-4 du Code de l'Energie en précisant :

Réduire les émissions de gaz à effet de serre de 40 % entre 1990 et 2030 (4) et diviser par quatre les émissions de gaz à effet de serre entre 1990 et 2050 (1). La trajectoire est précisée dans les budgets carbone.
Réduire la consommation énergétique finale de 50 % en 2050 par rapport à la référence 2012, en visant un objectif intermédiaire de 20 % en 2030 (2,4).
Réduire la consommation énergétique primaire des énergies fossiles de 30 % en 2030 par rapport à l'année de référence 2012.
Porter la part des énergies renouvelables à 23 % de la consommation finale brute d'énergie en 2020 (3) et à 32 % de cette consommation en 2030 (4) ; à cette date, pour parvenir à cet objectif, les énergies renouvelables doivent représenter 40 % de la production d'électricité, 38 % de la consommation finale de chaleur, 15 % de la consommation finale de carburant et 10 % de la consommation de gaz.
Réduire la part du nucléaire dans la production d'électricité à 50 % à l'horizon 2025.
Contribuer à l'atteinte des objectifs de réduction de la pollution atmosphérique prévus par le plan national de réduction des émissions de polluants atmosphériques.
Disposer d'un parc immobilier dont l'ensemble des bâtiments sont rénovés en fonction des normes " bâtiment basse consommation " ou assimilées, à l'horizon 2050, en menant une politique de rénovation thermique des logements concernant majoritairement les ménages aux revenus modestes.
Parvenir à l'autonomie énergétique dans les départements d'outre-mer à l'horizon 2030, avec, comme objectif intermédiaire, 50 % d'énergies renouvelables à l'horizon 2020.
Multiplier par cinq la quantité de chaleur et de froid renouvelables et de récupération livrée par les réseaux de chaleur et de froid à l'horizon 2030.

Un rapport au Parlement et l'évaluation des politiques publiques engagées peuvent conduire à la révision des objectifs de long terme définis ci-dessus.

L'article 1 de la loi modifie aussi l'article L222-1 du Code de l'Environnement qui détermine le protocole d'élaboration des schémas régionaux du climat, de l'air et de l'énergie. Ceux-ci fixent, au niveau des régions et à l'horizon 2020 et 2050, les orientations pour atténuer les effets du changement climatique et celles pour atteindre les normes de qualité de l'air.

Ces schémas fixent, par zones géographiques, les objectifs qualitatifs et quantitatifs à atteindre en matière de valorisation du potentiel énergétique terrestre, renouvelable et de récupération et en matière de mise en œuvre de techniques performantes d'efficacité énergétique. Se trouve annexé le schéma régional éolien.

Chaque schéma régional du climat, de l'air et de l'énergie intègre aussi le programme régional pour l'efficacité énergétique (plateformes territoriales de la rénovation énergétique, passeport énergétique, financement des opérations de rénovation énergétique…).

En regard du Titre II sur l'énergie dans les bâtiments, les articles 3 et 5 fixent les objectifs de consommation suivants :

La France se fixe comme objectif de rénover énergétiquement 500 000 logements par an à compter de 2017, dont au moins la moitié est occupée par des ménages aux revenus modestes, visant ainsi une baisse de 15 % de la précarité énergétique d'ici 2020.

Avant 2025, tous les bâtiments privés résidentiels dont la consommation en énergie primaire est supérieure à 330 kilowattheures d'énergie primaire par mètre carré et par an doivent avoir fait l'objet d'une rénovation énergétique.

L'article 10 introduit le Conseil supérieur de la construction et de l'efficacité énergétique.
A l'article 11, il est créé le carnet numérique de suivi et d'entretien du logement.

Le carnet numérique de suivi et d'entretien du logement est obligatoire pour toute construction neuve dont le permis de construire est déposé à compter du 1er janvier 2017 et pour tous les logements faisant l'objet d'une mutation à compter du 1er janvier 2025.

L'article 17 modifie l'article L111-10-3 du Code de la construction et de l'habitation :

Des travaux d'amélioration de la performance énergétique sont réalisés dans les bâtiments existants à usage tertiaire ou dans lesquels s'exerce une activité de service public dans un délai de huit ans à compter du 1er janvier 2012. Cette obligation de rénovation est prolongée par périodes de dix ans à partir de 2020 jusqu'en 2050 avec un niveau de performance à atteindre renforcé chaque décennie, de telle sorte que le parc global concerné vise à réduire ses consommations d'énergie finale d'au moins 60 % en 2050 par rapport à 2010, mesurées en valeur absolue de consommation pour l'ensemble du secteur.

L'article 20 introduit le Fonds de garantie pour la rénovation énergétique.

L'article 33 fixe la remise par le Gouvernement au Parlement, d'ici 12 mois, d'un rapport sur le statut des colonnes montantes dans les immeubles d'habitation.

Concernant le Titre III sur les transports propres, le chapitre Ier donne la priorité aux modes de transport les moins polluants (espaces logistiques, transport ferroviaire, fluvial, véhicules routiers non polluants). Pour le transport des personnes, l'Etat encourage le report modal du transport routier par véhicule individuel vers le transport ferroviaire, les transports collectifs routiers et les transports non motorisés.

L'article 40 spécifie que l'Etat définit une stratégie pour le développement de la mobilité propre (véhicules à faibles émissions, carburants alternatifs ; reports modaux de la voiture vers les transports en commun, vélos, marche à pied, transport routier vers fer et fluvial ; transports collaboratifs, auto-partage, covoiturage ; augmentation du taux de remplissage des véhicules de marchandises).

L'article 41 spécifie l'installation dans les parkings de bâtiments de recharges de véhicules électriques et hybrides et d'emplacements de stationnement de vélos.

L'article 43 établit que l'Etat crée les conditions pour que la part de l'énergie produite à partir de sources renouvelables utilisée dans tous les modes de transport en 2020 soit égale à 10 % au moins de la consommation finale d'énergie dans le secteur des transports et à au moins 15 % en 2030.

L'article 51 spécifie que toute entreprise regroupant au moins cent travailleurs sur un même site élabore un plan de mobilité pour améliorer la mobilité de son personnel et encourager l'utilisation des transports en commun et le recours au covoiturage.

L'article 64 statue que des objectifs nationaux de réduction des émissions de polluants atmosphériques, à l'exclusion des émissions de méthane entérique naturellement produites par l'élevage de ruminants, sont fixés par décret pour les années 2020, 2025 et 2030. Au plus tard le 30 juin 2016, un plan national de réduction des émissions de polluants atmosphériques est arrêté par le ministre chargé de l'environnement afin d'atteindre ces objectifs en prenant en compte les enjeux sanitaires et économiques.

Concernant le Titre IV sur l'économie circulaire, le Gouvernement soumet au Parlement, tous les cinq ans, une stratégie nationale de transition vers l'économie circulaire, incluant notamment un plan de programmation des ressources nécessaires aux principaux secteurs d'activités économiques (article 69).

La politique nationale de prévention et de gestion des déchets (article 87) est un levier essentiel de la transition vers une économie circulaire (réduction production déchets, lutte contre obsolescence programmée, consignes de tri à l'ensemble des emballages plastique sur l'ensemble du territoire avant 2022, valoriser 70 % des déchets du secteur du bâtiment et des travaux publics en 2020, réduire de 30 % les quantités de déchets non dangereux non inertes admis en installation de stockage en 2020 par rapport à 2010, et de 50 % en 2025, réduire de 50 % les quantités de produits manu-facturés non recyclables mis sur le marché avant 2020, écologie industrielle, commande publique durable…).

Concernant le Titre V sur les énergies renouvelables, les points suivants sont à relever.

Les départements et les régions ainsi que les établissements publics peuvent aménager, exploiter, faire aménager et faire exploiter des installations de production d'électricité utilisant des énergies renouvelables (article 108).

Les communes et leurs groupements, aussi un département, peuvent participer au capital d'une société anonyme ou d'une société par actions simplifiée dont l'objet social est la production d'énergies renouvelables par des installations situées sur leur territoire ou sur des territoires situés à proximité et participant à l'approvisionnement énergétique de leur territoire (article 109).

L'article 111 introduit l'investissement participatif (aux habitants locaux, aux collectivités territoriales pour le capital de sociétés par actions ou coopératives constituées pour porter un projet de production d'énergie renouvelable ou pour le financement de projet).

Pour assurer l'exécution d'une concession, l'Etat peut créer, avec au moins un opérateur économique, qualifié d'actionnaire opérateur, une société d'économie mixte hydroélectrique (article 118).

Concernant le Titre VI sur la sûreté nucléaire, à l'article 123, il est spécifié que la commission locale d'information organise, au moins une fois par an, une réunion publique d'information ouverte à tous.

A l'article 126, il est précisé que les dispositions lors des réexamens de sûreté au-delà de la trente-cinquième année sont soumises, après enquête publique à l'Autorité de sûreté nucléaire.

Le montant maximum de la responsabilité de l'exploitant fixé antérieurement à 91 469 410,34 € pour un même accident nucléaire est porté à 700 000 000€.

Concernant le Titre VII, l'article 148 précise que le gestionnaire du réseau public de transport élabore un schéma régional de raccordement au réseau des énergies renouvelables.

Dans le Titre VIII, l'article 173 rapporte que, pour la période 2015-2018, puis pour chaque période consécutive de cinq ans, un plafond national des émissions de gaz à effet de serre dénommé "budget carbone" est fixé par décret. La stratégie nationale de développement à faible intensité de carbone, dénommée "stratégie bas-carbone", fixée par décret, définit la marche à suivre pour conduire la politique d'atténuation des émissions de gaz à effet de serre. Cette stratégie complète le plan national d'adaptation climatique.
Le Conseil national de la transition écologique est consulté sur les projets de loi concernant, à titre principal, l'environnement ou l'énergie ; sur les stratégies nationales relatives au développement durable, à la biodiversité et au développement de la responsabilité sociétale et environnementale des entreprises et la stratégie bas-carbone.

L'article 176 introduit la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE), qui, fixée par décret, établit les priorités d'action des pouvoirs publics pour la gestion de l'ensemble des formes d'énergie sur le territoire métropolitain continental, afin d'atteindre les objectifs définis à l'article 1 de la loi (Cf. ci-dessus). Elle est compatible avec les objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre fixés dans le budget carbone ainsi qu'avec la stratégie bas-carbone.

L'article 183 évoque la stratégie nationale de la recherche énergétique.

L'article 187 précise que la capacité totale autorisée de production d'électricité d'origine nucléaire ne peut dépasser 63,2 gigawatts. Il précise aussi que tout exploitant produisant plus du tiers de la production nationale d'électricité établit un plan stratégique.

L'article 192 introduit les agences locales de l'énergie et du climat pouvant être créés par les collectivités territoriales.

L'article 201 définit le Chèque énergie pour aider les ménages à faible revenu à régler leurs factures d'énergie.

La loi doit être à présent complétée par de nombreux décrets et ordonnances qui seront publiés dans les mois à venir.

Notes se rapportant au texte

1 Le protocole de Kyoto signé en 1997 visait à réduire de 5,2% les émissions de gaz à effet de serre (GES) des pays industrialisés durant 2008-2012 par rapport à 1990. Le 15 février 2005, à la veille de l'entrée en vigueur du protocole de Kyoto, Jacques Chirac a confirmé l'engagement de la France à aller plus loin en proposant de diviser par quatre les émissions de CO2 d'ici 2050.

Le 10 janvier 2007, la Commission européenne fixe l'objectif de réduction des émissions des pays développés de 30% par rapport à leur niveau de 1990 d'ici 2020, ainsi que l'engagement de réduire les émissions d'au moins 20% d'ici 2020 par rapport à 2007.

2 Le Conseil européen du 8 mars 2007 a validé les objectifs du 10 janvier 2007 pour les émissions de GES et a ajouté les objectifs de réduire de 20% la consommation énergétique de l'UE par rapport aux projections pour 2020 et de porter à 20% la part d'énergies renouvelables dans la consommation énergétique totale de l'UE en 2020.

Le « Paquet énergie climat 2008 » du Conseil européen du 12 décembre 2008 a confirmé les mêmes objectifs pour la période 2013-2020.

3 La loi du 3 août 2009 dite loi Grenelle I a repris les objectifs du paquet énergie climat 2008 tout en portant l'objectif pour les énergies renouvelables à 23%.

4 Le Conseil européen a adopté le 24 octobre 2014 le Paquet énergie climat 2030. Il a intégré des objectifs du projet de loi en 2014 sur la Transition Energétique pour la croissance verte. Les objectifs de ce paquet sont : au moins 40 % de réduction des émissions de gaz à effet de serre à l'horizon 2030, un objectif d'efficacité énergétique de 27 % en 2030 et un réexamen prévu d'ici 2020 de porter cet objectif à 30 %, 27 % en 2030 de part d'énergies renouvelables.

Objectifs généraux de la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte

Comparaison aux données 2014 - colonne de droite (*)

Emissions nationales de Gaz à effet de serre	-40% entre 1990 et 2030 et -75% entre 1990 et 2050	316 MtCO2, soit -15,5% par rapport à 1990 : 374 MtCO2
Consommation énergétique finale	-50% d'ici à 2050 par rapport à 2012 en visant -20% en 2030	164 Mtep, soit -1,38% par rapport à 2012 : 166,3Mtep
Consommation primaire d'énergies fossiles	-30% en 2030 par rapport à 2012, en modulant par énergie selon leurs émissions de gaz à effet de serre
Part des énergies renouvelables	23% de la consommation finale brute d'énergie en 2020 et 32% en 2030 40% de la production d'électricité en 2030 38% de la consommation finale de chaleur en 2030 15% de la consommation finale de carburant en 2030 10% de la consommation de gaz en 2030 Multiplier par cinq la quantité de chaleur et de froid renouvelables et de récupération livrée par réseaux de chaleur et de froid d'ici 2030	14,6% _ 18,4% _ 18,1% _ 7,7% _ Proche de 0 _
Nucléaire	50% de la production d'électricité d'ici 2025	77,5%
Bâtiment	Parc immobilier rénové BBC ou assimilé en 2050 avec réduction de consommation d'énergie finale d'au moins 60 % par rapport à 2010

(*) Référence : « Bilan énergétique de la France pour 2014 » – Commissariat Général au Développement Durable – ReferenceS – Juillet 2015

Retrouvez également cet article dans le Flash n°46.

Les hydrocarbures de roche mère : technologies alternatives à la fracturation hydraulique

Jacky Rousselle (ECL 81) — 2013-04-01T20:22:00Z

Cet article succède à ceux déjà parus sur les gaz des schistes dans les Flashs 22, 23 et 26. Il fait suite à la conférence de Centrale-Energies du 13/12/2012 sur les hydrocarbures de roches mères avec les interventions de Roland Vially de IFP Energies Nouvelles et de Michel Combarnous. La conférence de Sciences Po Environne-ment du 23/1/2013 avec la participation de Bruno Courme, Directeur Général de Total Gas Shale Europe, a aussi enrichi ma ré-flexion.

L'objectif de cet article est de présenter brièvement les techniques alternatives à la fracturation hydraulique pour l'exploitation des hydrocarbures de roches mères : pétrole de schiste et gaz de schiste.

Lors de la conférence du 13/12/2012, le géologue Roland Vially n'a abordé qu'une seule technique alternative à la fracturation hydraulique : il a évoqué la fracturation des roches mères avec du propane liquide sous pression. Le propane est mélangé avec un gel afin de transporter du sable servant à maintenir ouvertes les fissures. L'avantage par rapport à l'eau est que le fluide injecté est moins visqueux que l'eau donc sa tension de surface plus faible permet de récupérer davantage d'hydrocarbures. Ainsi, la « longueur effective de fracture » avec le propane liquide est plus importante. L'autre avantage de cette technique réside dans une récupération presque en totalité du propane injecté au bout de 10 jours alors qu'avec la fracturation hydraulique, 20 à 50% du volume injecté ne peut être récupéré au bout de 100 jours. Cette technique ne transporte pas à la surface les minéraux radioactifs ou toxiques contenus dans le sous-sol. Elle est mise en œuvre par la société canadienne GasFrac qui a déjà effectué plus d'un mil-lier de fracturations expérimentales. Les techniques mises en œuvre par cette société vis-à-vis du risque d'explosion avec le propane nécessitent d'être analysées. Le propane est récupéré gazeux et facilement séparé du méthane.

Ainsi, il apparaît que ces techniques de fracturation par des fluides autres que de l'eau sont encourageantes mais il convient de poursuivre leur développement.

Le CO2 liquide, l'azote liquide, l'hélium liquide, le méthanol, le gasoil peuvent aussi être des fluides utilisés. Ils ont été cités par Bruno Courme lors de sa conférence du 23/1/2013 mentionnée ci-dessus.

Une autre technique alternative à la fracturation hydraulique est la fracturation électrique ou stimulation par arcs électriques. Des chocs électriques de très haute tension augmentent la porosité et la perméabilité de la roche. Il n'y a plus de problèmes liés à l'injection de fluides. Mais l'efficacité de cette technique est actuelle-ment faible. Ce sont des fissures qui sont créées et pas des fractures et le maintien en ouverture des fissures reste à prouver. Une dizaine d'années de R&D seront sans doute nécessaires au développement de cette technologie. Les risques d'explosion entre les sources de courant et le gaz sont à considérer et les bilans énergétiques et économiques aussi. La société Chevron et l'université de Pau étudient cette tech-nique.

La fracturation par explosion est une technique possible à explorer.

L'approche biotechnologique par emploi de bactéries est au stade expérimental mais c'est une voie en recherche car les rendements sont pour le moment très faibles.

Enfin, il convient d'aborder les techniques par chauffage afin de pousser la maturation de la roche en hydrocarbures, par de la vapeur, et par des procédés électriques. Les pétroliers mettent en œuvre déjà ces techniques dans les gisements conventionnels. Mentionnons à ce titre le procédé de la société Chimera Energy Corp, développé en Chine puis au Texas et appelé : « Extraction exothermique non hydraulique » ou « fracturation sèche ». De l'hélium liquide serait injecté et le chauffage naturel entraînerait la détente en hélium gazeux qui fracturerait la roche.

En conclusion, la dynamique d'innovation sur les techniques de récupération des hydrocarbures de roche mère est stratégique au plus haut point.

L'office parlementaire d'évaluation des choix scientifiques et technologiques (OPECST) a donné jeudi 31/01/13 le coup d'envoi à un rapport qui vise à évaluer les alternatives à la fracturation hydraulique : rapport d'étape au printemps 2013 puis rapport final à l'automne 2013.

Références :

[1] Rapport ANCRE ‘programme de recherche sur l'exploitation des hydrocarbures de roches mères' juillet 2012

[2] Lenoir Jean-Claude, Bataille Christian Etude de faisabilité d'un rapport relatif aux « Techniques alternatives à la fracturation hydraulique pour l'exploration et l'exploitation des gaz de schiste » - OPECST novembre 2012

Retrouvez également cet article dans le Flash n°34.

Niveaux du séisme et du tsunami du 11 mars 2011 au Japon et sur la centrale deFukushima

Jacky Rousselle (ECL 81) — 2011-09-01T14:59:00Z

Le Japon a subi le 11 mars 2011 le trem-blement de terre le plus intense depuis 140 ans d'enregistrements sismiques dans l'archipel. Il a été suivi par un tsunami qui a dévasté la côte nord-est de l'île de Honshu et a entraîné l'accident nucléaire à la centrale de Fukushima Daiichi.

L'objet de cet article est de présenter d'après les données japonaises, globalement, puis sur la centrale de Fukushima Daiichi et Daini, le séisme et le tsunami du 11 mars, afin d'en tirer le retour d'expérience.

1.Séisme de Tohoku du 11 mars 2011 :

1.1 Caractéristiques du séisme

Le séisme a eu lieu le vendredi 11 mars 2011 à 14h 46mn 23s heure locale (5h 46mn 23s UTC). Son épicentre était situé à 130 km à l'est de Sendai, dans la région de Tohoku, au niveau de la fosse du Japon et à l'est de l'arc du Japon, zone de subduction entre la plaque Pacifique et la Plaque Eurasie. La faille active s'est rompue sur plus de 400 km et cette longueur est corrélée à la magnitude (1) de ce séisme estimée de 8,9 (source USGS- NEIC) à 9,1 (source Global CMT Project). Les japonais attendaient dans la région la répétition de séismes de magnitude 7,8 maximum (pour 8 dans la conception initiale) et avec des zones de rupture sur 50 à 100 km.
Les répliques sismiques nombreuses (par dizaines) qui se sont succédées ne sont pas présentées car elles étaient de magnitude moindre que l'événement du 11 mars. Il est seulement mentionné les deux plus fortes de ces répliques. Une première réplique très puissante s'est produite juste après le séisme du 11 mars au large de la préfecture d'Ibaraki, au nord-est de Tokyo et de niveau entre 7,4 et 7,7. Une seconde réplique de magnitude 7,4 a eu lieu le 7 avril 2011 à 23h 32 heure locale avec un foyer (38,2° N, 142,0° E) éloigné d'environ 40 km de la côte de la préfecture de Miyagi et sans tsunami (avec levées des alertes).

1.2 Enregistrement du séisme au niveau de la centrale de Fukushima

Le 1er avril 2011 l'exploitant TEPCO a communiqué via NHK News les accélérations mesurées par les sismomètres du site. Les valeurs sont les suivantes :

– Réacteurs du site de Fukushima Daiichi

Les valeurs communiquées pour l'ensemble des réacteurs du site de Fukushima sont résumées dans le tableau page précédente.
Le réacteur n°2 a subi la plus grande accélération horizontale de sol : 550 gals soit 5,50 m/s². Ce ni-veau est 26% plus élevé que la valeur de conception, soit 437 gals.

– Réacteurs du site de Fukushima Daini

Les enregistrements ont montré que les 4 réac-teurs ont subi des niveaux d'accélération sismique horizontale de sol proches ou en dessous du niveau de conception
L'exploitant TEPCO a précisé que les réacteurs avaient fait l'objet d'une réévaluation sismique par le gouvernement japonais il y a 5 ans et qu'ils avaient entrepris des travaux pour renforcer la résistance des réacteurs à un niveau d'accélération horizontale de 600 gals (6 m/s²) mais à la date du 11 mars 2011 ces travaux n'étaient pas achevés. La conception initiale était basée sur un séisme de magnitude 8 (437 à 453 gals d'accélération horizontale de sol selon les valeurs du tableau (2)).

2- Tsunami suivant le séisme du 11 mars 2011 (au moins 20.000 morts et disparus)

2.1 Caractéristiques du tsunami .

Le séisme du 11 mars a engendré à son foyer une élévation brutale du fond marin d'environ 5 mètres (3) puis le long de la faille rompue. Ce qui a généré le plus puissant tsunami au Japon depuis celui de 1896 sur la même côte. Les vagues deviennent de plus en plus hautes au fur et à mesure qu'elles se rapprochent des côtes et rencontrent des profon-deurs d'eau plus faibles. Ainsi, elles ont causé des vagues d'au moins 10 mètres de hauteur sur une grande étendue côtière. Une première estimation de la hauteur de vague la plus élevée de 37,9 m a été relevée à Miyako (préfecture d'Iwate) à 200 m à l'intérieur des terres (4) (5). Dans la même préfec-ture dans une autre ville côtière à Ofunato - région Ryouri, le tsunami de 1896 avait atteint la hauteur de 38,2 m suite au séisme de Meiji-Sanriku du 15 juin 1896 de magnitude estimée à 8,5. (6)

Une campagne d'investigation menée par le ‘2011 Tohoku Earthquake Tsunami Joint Study Group' composé de 150 chercheurs et ayant relevé 5000 sites a montré que le tsunami du 11 mars 2011 avait atteint dans le district Omoeaneyoshi de Miyako environ la hauteur de 40,5 mètres au dessus du niveau de la mer. Une hauteur de vague de plus de 30 mètres a aussi été constatée dans les ports de la préfecture d'Iwate à Kamaishi, Ofunato, Kuji et Noda et aussi à Onagawa dans la préfecture de Miyagi. Le niveau dépassa aussi 10 mètres dans des zones des préfectures Aomori, Fukushima et Ibaraki.(7)

2.2 Enregistrement du tsunami au niveau de la centrale de Fukushima

Le 22 mars puis le 9 avril 2011 l'exploitant TEPCO a communiqué via NHK News l'enregistrement du tsunami au niveau de la centrale de Fukushima. Après inspection des murs coté mer des bâtiments réacteur et salles de machine des centrales de Daiichi , il a été trouvé que le niveau de l'eau avait atteint 15 mètres au dessus du niveau de la mer. La hauteur de vague de tsunami de conception est de 5,7 m pour les réacteurs de Daiichi et de 5,2 m pour Daini.

Les bâtiments réacteur et turbine sont installés sur une plate-forme de 10 à 13 m au dessus du niveau de la mer. TEPCO a confirmé que les 6 réacteurs de Daiichi ont été inondés par plus de 5 mètres d'eau de mer et ces centrales ont perdu les pompes d'eau de mer, les alimentations électriques externes et les diesels de secours, ce qui a entraîné les pertes de refroidissements de cœurs de réacteur et leur fusion.

Il faut rajouter l'effet éventuel d'une subsidence de la côte suite au séisme (pas évalué à Fukushima à ce jour mais estimé à 1 mètre à la centrale d'Onagawa).

Localisation du séisme Mw8.9 du 11 Mars 2011 (source CSEM) par rapport à la centrale de Fukushima.

3- Conclusions

Concernant la prise en compte du séisme pour la conception de la centrale de Fukushima, les japonais ont initié en 2005 une réévaluation sismique à la suite du séisme de Kobe de 1995 et sans doute à la suite du séisme de Sumatra de 2004. La région avait déjà subi des séismes d'au moins de magnitude 8 et il n'y avait pas de marge à cet égard dans la conception initiale. Néanmoins, les installations ont bien résisté aux sollicitations du séisme du 11 mars puisque malgré certains dépassements des niveaux de conception, les centrales en exploitation ont toutes été mises à l'arrêt avec les chutes de grappes.

Pour le dimensionnement au tsunami, il convient de ne pas utiliser les hauteurs maximales de tsunami historiques car il y a des effets amplificateurs dus à la géométrie locale (rias,…) mais il convient de prendre beaucoup de marges localement. Car il n'y a en fait pas forcément linéarité entre le niveau de magnitude et le niveau du tsunami. Les japonais justifiaient le dimensionnement de la centrale par l'application des règles de la méthodologie de 2002 de la JSCE (Japan Society of Civil Engineers) qui ont conduit à cette valeur de hauteur de 5,7 m du tsunami largement inférieure à la hauteur locale de 15 m du tsunami du 11 mars 2011.

(1) C'est une magnitude de moment sismique (Mw) Les sismologues évaluent non plus la magnitude de fort séisme selon la magnitude de Richter (calculée selon le logarithme de l'amplitude d'ondes sismiques) mais d'après la magnitude de moment sismique qui est corrélée à la longueur totale rompue de la faille et aussi à la durée du séisme. Elle est plus représentative de l'énergie globale sismique que la magnitude de Richter.

(2) Ces valeurs n'ont pas été communiquées par les japonais mais elles ont été calculées par l'auteur de ce présent article d'après les valeurs du tableau.

(3) Données collectées par un capteur de pression d'eau posé sur le fond marin à 5800 m de pro-fondeur d'eau et localisé à 200 km au large de la côte de la préfecture de Miyagi près du foyer du séisme - équipe de recherche conduite par Ryota Hino, professeur associé du Centre de Recherche pour la Prévision des Séismes et Eruptions Volcaniques de l'Université de Tohoku. - source NHK News 1/4/2011.

(4) Miyako au sein de la préfecture d'Iwate est à une distance de 270 km environ au Nord de Fukushima. La préfecture d'Iwate couvre la partie NNE de l'île Honshu, île principale du Japon. Miyako est situé presque à l'extrémité d'un long golfe très étroit de 2,5 km de largeur, à 5 km de la côte courante. Cette géomorphologie peut expliquer la hauteur locale du tsunami par des effets amplificateurs.

(5) NHK News 3/4/2011 - Equipe Professeur Associé Yoshinobu Tsuji - Université Tokyo - Earthquake Research Institute – Division of Disaster Mitigation Science
http://www.eri.u-tokyo.ac.jp/eng/disasterindex.htm

(6) source :
http://eost.u-strasbg.fr/Documents/seismeMw8.9-11mars2011-JV.pdf

(7) source : The Mainichi Daily News
http://mdn.mainichi.jp/mdnnews/news/20110716p2a00m0na018000c.html

Sources : NHK News, TEPCO Tokyo Electric Power Company, National Geographic hors-série numéro 10 – La Terre en colère, Pascal Bernard – sismologue Institut de Physique du Globe de Paris.

Retrouvez également cet article dans leFlash n°25

La Politique Agricole Commune : -Historique et Perspectives

Jacky Rousselle (ECL 81) — 2010-05-01T17:22:00Z

Cet article présente l'histoire de la politique Agricole Commune (PAC) et les perspectives d'évolution en France, avec en particulier la Loi de Modernisation Agricoles en cours de discussion en préalable à la PAC 2013.

La Politique Agricole Commune est apparue peu après l'établissement du Traité de Rome de 1957 instituant la Communauté Economique Européenne. Des instruments financiers ont été mis en place entre 1960 et 1962 : droits de douane sur les produits importés dans la CEE, Fonds Européen d'Orientation et de garanties agricoles (FEOGA), avec mécanismes d'intervention sur les marchés : prix d'intervention et achats publics avec retrait de quantités pour soutien des marchés, subventions à l'exportation. Ces mécanismes sont spécifiques à chaque Organisation Commune de Marché (OCM) : exemple – l'OCM de la viande, ou celle du blé ou du sucre.

Quant à eux, Les consommateurs ont subi avec ces mécanismes des prix intérieurs très supérieurs en général aux prix mondiaux (exemple : sucre, viande bovine), alors que les producteurs ont de leur côté bénéficié de garanties d'écoulement et de protection vis-à-vis des importations.

La productivité a aussi été forte : en France, un tiers des actifs étaient employés dans le secteur agricole dans les années 1950 contre un actif sur 30 actuellement. Ces mécanismes ont permis la croissance de la production mais ont créé des problèmes d'excédents dans les années 80.

En particulier, certains marchés bénéficiaient de droits de douane très faibles acquis lors d'accords internationaux antérieurs (exemple ; corn gluten feed, manioc, soja,..) et les prix élevés intérieurs freinaient cependant la demande de ces produits. Aussi, se sont développés au fil du temps des importations massives pour l'alimentation animale. A la fin des années 80, les éleveurs de porcs et de volailles ne faisaient consommer que ces types de produits importés.

Globalement, des stocks considérables sont apparus dans les années 80 par surproduction et manque de demande : ainsi, les stocks publics ont atteint 25 millions de tonnes de céréales et -900.000 tonnes de viande bovine en 1991.
En même temps, les subventions à l'exportation se sont accrues pour écouler ces stocks.

Des critiques des pays tiers sont apparues pour remettre en cause les taxes à l'importation et les subventions à l'exportation. Le système perdurait, sans remettre en cause le niveau des prix d'intervention malgré ces déséquilibres entre l'offre et la demande.
Encore en 1995, quand le deutsche mark se dévaluait, il a été réalisé des ajustements pour maintenir ces prix et donc les revenus des agriculteurs allemands.

Afin de faire évoluer ces tendances pour l'OCM du lait, des quotas laitiers furent institués en 1984 . De même, des quotas pour le sucre avaient déjà été établis depuis la fin des années 60. Mais les quotas laitiers ont été calés à des niveaux supérieurs à la consommation intérieure aussi de coûteuses restitutions à l'exportation sont été nécessaires. Cependant, l'institution de ces quotas laitiers fut globalement favorable pour l'OCM du lait puisque le secteur du lait ne représentait plus que 6 % des dépenses du FEOGA Garanties alors qu'il en représentait 60% en 1984.

D'autres mesures furent établies aussi dans les années 80 pour inverser ces tendances : mesures très coûteuses de gel de terre volontaire , programmes d'extensification de la production, aides à la diversification mais tout ceci ne faisant que déplacer les problèmes entre secteurs.

La grande inflexion de la PAC de 1992

Sous l'impulsion du commissaire européen Ray Mc Sharry et en parallèle du cycle de négociation commerciales internationales de l'Uruguay du GATT, deux moyens furent proposés pour tenter de concilier l'offre et la demande : d'abord étendre à d'autres secteurs que celui du lait le principe des quotas, mais cela ne fut pas retenu. La mesure fut de baisser le prix d'intervention et de compenser la perte pour les agriculteurs par des aides directes leur revenant. Elle permettait de moins financer du soutien de prix, du stockage et des subventions à l‘exportation et de les remplacer par des aides gouvernementales.

Ainsi, pour l'OCM des céréales, le prix garanti fut réduit de 35% et les aides directes aux agriculteurs furent calculées sur le nombre d'hectares en céréales, avec obligation de laisser en jachère des surfaces au-delà d'une certaine taille d'exploitation.

Pour l'OCM des viandes bovines, les prix garantis furent réduits de 15% et furent ajoutées des aides par tête de bétail, pour compenser le manque à gagner. Ces dernières aides étaient conditionnées à un nombre maximal d'animaux par hectare et même des compléments d'aides étaient accordés pour des systèmes plus extensifs.

Ces aides directes, dites « découplées », car non liées aux quantités produites, étaient compatibles avec les futurs accords de l'OMC de 1994 qui ne les limitaient pas, contrairement aux autres aides liées aux quantités produites ou de type soutien de marché.

La réforme de la PAC de 1992 incluait aussi un volet de mesures agro-environnementales.

Les effets de la réforme de 1992 furent effectivement de baisser les dépenses de type stockage ou subventions à l'exportation qui passèrent de 10 Milliards d'€ en 1992 à 3,7 Milliards d'€ en 2001. Mais du fait de la compensation intégrale des baisses des prix d'intervention par les aides directes, le soutien fut alors payé par les contribuables et non plus par les acheteurs de produits agricoles. Le budget de la PAC augmenta mais les aides directes continuèrent d'inciter fortement à la production. Les bénéfices environnementaux furent limités.

La réforme permit avec bénéfice d'accroître la demande en céréales moins coûteuses pour l'alimentation animale et elle contribua à diminuer les excédents précédemment vus.

L'agenda 2000 de la PAC (accord de 1999)

Il permit de réduire encore les prix d'intervention, de 20% pour la viande bovine et de 15 % pour les céréales mais cette fois, la baisse de prix ne fut que partiellement compensée par les aides directes. Suite à la conférence de Cork en 1996, cette réforme introduisit aussi l'encouragement au développement d'activités rurales complémentaires ; ceci par un financement par prélèvement sur les aides directes de grandes exploitations (aides directes dites modulées). Ces financements sont les aides dites du second pilier de la PAC et sont donc liées aux activités de développement rural : aménagement du territoire, entretien de paysages, maintien de la biodiversité.
Le Règlement sur le Développement Rural (RDR) entra en vigueur en 2000.
Les aides directes proprement dites sont dites aides du premier pilier de la PAC.

La réforme de la PAC de 2003

Elle a encore baissé les prix d'intervention pour rapprocher les prix européens des prix mondiaux selon les OCM. L'accord a aussi introduit un plafond pour les aides directes du premier pilier. Mais surtout, l'accord de 2003 a entièrement découplé les aides de la production en attribuant les aides sous la forme d'un paiement unique, qu'il fut alors possible de toucher sans obligation de produire. L'aide devint le Droit à Paiement Unique (DPU) toujours applicable en 2010.

En France le montant de ces aides représente quelque 6 Milliards d'€. La réforme de 2003 conditionna ces aides au respect de « normes en matière d'environnement, de santé publique, de santé et de bien-être des animaux, ainsi qu'au maintien des terres dans de bonnes conditions agronomiques et environnementales ». Cette réforme donna plus d'autonomie aux Etats membres pour leur politique agricole. Enfin, elle s'expliqua par la nécessité de rendre compatible la PAC avec le cycle de Doha de l'OMC entrepris en 2001. Les ministres des Etats membres de l'OMC ont déclaré en décembre 2005 l'objectif d'éliminer toute subvention à l'exportation en 2013.

Le budget de la PAC au niveau européen

Au 1er janvier 2007, le FEOGA est devenu le Fonds européen agricole de garantie (FEAGA) et le Fonds Européen Agricole de Développement Rural (FEADER).

Le FEAGA est doté de 293,1 milliards d'euros sur la période 2007-2013. Il finance surtout les restitutions à l'exportation, la régulation des marchés agricoles, les paiements directs aux agriculteurs.

Le FEADER est doté de 69,7 milliards d'euros sur la période 2007-2013 et finance les programmes de développement rural et d'environnement donc les mesures du second pilier.

Au total, le FEAGA et le FEADER représentent un budget de 362,7 milliards d'euros sur la période 2007-2013, soit 42% du budget européen de 864 milliards d'euros sur la période. La PAC est ainsi le plus gros budget de dépenses de l'Europe (UE 25).

L'agriculture est donc beaucoup plus aidée que l'industrie.

Une étude OCDE de 2006 a évalué au niveau de l'UE 25 le montant total des aides et les a comparées à la valeur de la production agricole pour l'année 2005 : ces aides égalent 107 milliard d'euros, soit 40% de la valeur des productions agricoles.

En comparaison, les aides aux Etats-Unis représentent 43 milliards de dollars soit 19 % de la valeur des productions agricoles, mais l'UE possède 5 fois plus d'exploitations (même étude OCDE 2006).

Les aides de la PAC pour la France en 2010

Les aides sont distribuées aux agriculteurs par deux organismes : les Agences de Services et de Paiements (ASP) et l'organisme France AgriMer.

Les ASP versent 9 milliards d'euros répartis en 7 milliards d'aides du premier pilier venant à 100% de l'Europe (aides directes découplées : Droits de Paiement Unique DPU ; aides restantes couplées à la production en nombre de têtes : vaches allaitantes, aides ovins, caprins,..) et en 2 milliards d'aides du deuxième pilier de la PAC (55% venant de l'Europe et 45% ajoutés par l'Etat français). Ces aides du deuxième pilier concernent 4 axes : 1) la modernisation des installations et les aides à l'installation : le bien –être des animaux, la récupération des eaux pluviales, la minimisation de la pollution ; 2) des mesures agro-environnementales : moins de pesticides et d'engrais, la préservation des écosystèmes du type talus, bosquets, haies (mais pas en création) 3) un développement rural du type tourisme, gîtes ruraux ; 4) des groupements d'actions locales du type animations.

FranceAgriMer gère des fonds venant à 100% de l' Europe (environ 1 milliard d‘euros) dédiés aux crédits d'intervention sur les marchés (stockage, soutiens des prix, aides à l'exportation).

Les douanes collectent les taxes restantes à l'importation.

Projet en 2010 de la loi de modernisation de l'agriculture et de la pêche (perspective de la PAC 2013).

Les objectifs principaux en sont : un programme national pour l'alimentation, la volonté de privilégier les productions locales, celle d'accroître la compétitivité de l'agriculture française, l'établissement d'un observatoire des prix et des marges.

D'autres objectifs sont à retenir : la mise en place d'un fonds national de gestion des risques en agriculture, l'engagement de travaux pour le développement d'assurances récoltes, la réduction de moitié du rythme de perte des terres d'ici 2020. Ce rythme est actuellement de l'ordre de la perte d'un département français tous les 10 ans.

Il convient de mentionner les programmes nationaux de protection de l'environnement : Ecophyto 2018 pour réduire de 50% si possible l'usage de produits sanitaires à l'horizon 2018 ; le plan « Objectifs Terres 2020 » pour protéger les sols agricoles, , mieux utiliser l'eau, mieux maîtriser l'énergie, contribuer à la biodiversité, restaurer un meilleur état écologique des eaux ; le Plan de Performance Energétique ( PPE) 2009 –2013 pour le développement de diagnostics énergétiques et d'énergies renouvelables,..) ; le plan de développement de l'agriculture biologique.

En conclusion, l'agriculture doit évoluer pour diminuer ses externalités négatives : mauvaise qualité des eaux par pollution aux nitrates, phosphore et pesticides ; irrigation excessive (en France, elle représente annuellement plus de 5 milliards de mètres cubes d'eau, soit 60% de la consommation finale) ; destruction de la biodiversité par disparition de haies, de marais , de mammifères et d'insectes ; érosion et disparition des sols.

Des techniques se développent : agroforesterie mixant cultures et arbres alignés ; couverture des sols, compostage, abandon du labour.
En parallèle, les productions non alimentaires se développent par la chimie verte, l'éco habitat.

L'ingénieur Centralien devra ainsi développer ses connaissances sur ces sujets car il recherchera de plus en plus dans le futur des approvisionnements tirés de l'agriculture.
Quant à l'évolution pour l'après 2013 du budget de la PAC, elle n'est pas encore définie et les négociations restent difficiles entre les pays européens.

Vous pouvez retrouver cet article dans le Flash 17 de mai 2010

Projet de loi relatif à la mise en œuvre du Grenelle de l'Environnement

Christiane Drevet (ECN 65), Jacky Rousselle (ECL 81) — 2008-06-23T17:17:00Z

Ce projet de loi « Grenelle I » devrait être adopté dans sa version définitive à l'automne 08, après passage devant le Conseil Économique et Social et les deux chambres du Parlement. Vous pouvez le retrouver dans son intégralité à l'espace « gestion économique et environnementale » du forum de Centrale-Energies (voir l'avis du CES rendu le 27 mai 08, en fin de cet article).

Ayant décidé d'informer un public le plus large possible des problèmes économiques et environnementaux liés à l'Énergie du Futur (produite et consommée), nous nous sommes focalisés plus particulièrement sur le titre 1er : « lutte contre le changement climatique », qui concerne la politique énergétique de la France. A ce stade, nous souhaitons donc aujourd'hui, en faire une première synthèse générale, sous la forme d'un tableau de bord rappelant les objectifs, les actions associées, les échéances, pour en juger ultérieurement de la faisabilité et de l'efficacité. Les prochains numéros du Flash reprendront plus particulièrement les mesures visant la réduction de consommation d'énergie des bâtiments, l'urbanisme, les transports, les économies d'énergie et l'intensification de la recherche en développement durable.

Article	Objectif visé	Action associée à l'objectif visé en France	échéance
2-I	Division par quatre émissions GES de 1990 à 2050. En France, en 2050 : niveau émissions inférieures à 140 Mteq CO2 .	Confirmation par la France de mettre la lutte contre le changement climatique au premier rang de ses priorités	2050
2-I	Objectif de l'Union Européenne réduction d'au moins 20% des émissions GES d'ici 2020, repris par la France.	objectif porté à 30% si même engagement pris par d'autres pays industrialisés et si contribution adaptée prise par les pays en développement. Soutien à la conclusion d'engagements internationaux de réduction des émissions	2020
2-I	Objectif de l'Union Européenne amélioration de 20% de l'efficacité énergétique d'ici 2020, repris par la France	Réalisation de cet objectif	2020
2-I	Objectif de l'Union européenne Part énergies renouvelables : au moins 20% dans la consommation d'énergie finale	Engagement sur cet objectif	2020
2-II	Lutte contre le changement climatique	Mesures nationales portant prioritairement sur : les consommations d'énergie des bâtiments, les émissions GES des transports et de l'énergie	Différentes échéances, de 2008 à 2020
2-III	Prise en compte progressive dans le prix des biens et services de l'impact des GES	3 mécanismes privilégiés : amélioration information sur le coût écologique des échanges adoption de nouvelles réglementations mise en place de mécanismes incitatifs économiques incluant systèmes de quotas d'émissions GES	Pas définie
2-III	Création d'une contribution climat-énergie	Étude de cette contribution par taxation sur les consommations des énergies fossiles, compensée par une réduction des autres prélèvements obligatoires, pour préserver le pouvoir d'achat et la compétitivité des entreprises.	31/12/2008 : présentation par le Gouvernement au Parlement de l'opportunité et des modalités techniques de la contribution
2-IV	Mise en place d'un mécanisme d'ajustement aux frontières pour les importations	Pour les pays qui refuseraient de contribuer à la réduction des émissions GES après 2012	Après 2012
2-V	Mise en place par l'État d'incitations économiques et financières adaptées, ayant pour objet la réduction des émissions de C02 dans la production et consommation d'énergie.	Ces mécanismes, consacrés à des investissements de production ou de consommation, tiendront compte des économies d'énergie réalisées, du temps nécessaire à leur rentabilisation, et du coût de la tonne de carbone évitée.	Pas définie

Après quelques semaines de réflexions, le Conseil Economique et Social a rendu son avis le 27 mai 08 sur le projet de loi de programmation relatif au Grenelle I. Pour Paul de Viguerie, rapporteur de l'avis au nom du CES, « le Grenelle a été un processus innovant qui a relancé la dynamique et a permis un dialogue constructif entre des acteurs qui ne se parlaient pas, mais ll y a des priorités sur lesquelles il va falloir préciser les financements afin de donner une visibilité à long terme à tous les acteurs concernés », estime–t-il. « On nous parle de financer le programme par les économies réalisées mais les retours sur investissement ne seront pas immédiats pour les ménages modestes, les collectivités et les PME », rappelle le rapporteur. « Il faut donc prévoir d'ici 2010 un panel de dispositifs pour amorcer le processus », ajoute-t-il. « Nous avions souhaité un programme pluriannuel qui permette à tous les acteurs d'avoir de la visibilité mais nous constatons que ce n'est pas le cas », regrette Paul de Viguerie. En outre, « les concitoyens ne se sont pas forcément rendus compte des changements culturels qui vont être nécessaires », explique-t-il encore. Conformément à la procédure, il n'est pas prévu que le projet de loi soit modifié, mais le CES compte sur les parlementaires pour intégrer ces propositions au texte lors de son passage à l'Assemblée nationale et au Sénat avant l'été.

C'est bien cette absence de traduction budgétaire claire des mesures proposées, pourtant fondamentale, qui avait été déjà soulignée dans le flash n°4 d'avril 2008.

Retrouvez cet article dans le Flash N°5