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Il résulte de ce qui précède que le choix des filières les plus efficientes doit prendre en compte le satisfaction d’un certain nombre de critères, à savoir :

• Lutte contre la dégradation du climat et de la biodiversité avec, à court et à moyen terme, une aggravation des conditions de vie,
• Risque potentiel de destruction complète du milieu de vie et des populations attenantes sur un certain nombre de territoires,
• Incidents divers et problèmes posés par l’exploitation de la filière,
• Degré de disponibilité (ou d’intermittence) de la filière (facteur de charge),
• Coût de l’exploitation, (dont amortissement de l’investissement, incidence des arrêts de fonctionnement, rendement énergétique de l’équipement), coût qui se traduit généralement par le prix du MWh
• Faculté de création d’emplois dans l’industrie développée par la filière et d’emplois dérivés dans les services associés.

D’où les orientations qui nous paraissent devoir guider nos choix à moyen terme :

• Tout d’abord, comme cela a été dit dans la Partie 1 de ce texte, proscrire un redémarrage du nucléaire, gouffre financier qui se creusera suite à la nécessité de mettre à niveau de sécurité nos centrales existantes dans l’attente de leur démantèlement à programmer durant les vingt-cinq prochaines années.
• Concernant les énergies renouvelables, il convient de développer des filières dont le facteur de charge permet de limiter l’importance et le coût des investissements à prévoir. C’est le cas de deux filières ignorées de l’ensemble des parties prenantes qui décident ou influencent les choix énergétiques. Il s’agit de l’hydrolien et de la géothermie.

L’hydrolien

Ce vocable englobe différentes formes d’énergie disponibles :

• L’énergie hydrolienne proprement dite (énergie des courants marins et fluviaux) et dont le potentiel est estimé à 400 TWh/an.
• L’énergie marémotrice (énergie des marées) pour laquelle la prévision est d’environ 500 TWh/an.
• L’énergie houlomotrice (énergie des vagues). Le potentiel énergétique prévisible varie de 10 000 à 80 000 TWh/an. On notera que pour cette énergie, l’estimation est aussi immense qu’imprécise.
• L’énergie thermique des mers utilisent le gradient thermique entre surface et grande profondeur) : l’estimation potentielle d’environ 10 000 TWh/an) On notera que les zones intertropicales sont les territoires cibles principaux de cette technologie.
• L’énergie osmotique qui utilise le gradient de salinité à l’embouchure des fleuves. Le potentiel énergétique est estimé à environ 2 000 TWh/an.

Actuellement, seules ont fait l’objet d’une exploitation les deux premières formes d’énergie. Les trois autres restent en devenir. À noter néanmoins que des projets ETM (Énergie Thermique des Mers) ont été lancés à La Réunion, en Martinique et à Tahiti.

Il existe plusieurs types d’hydroliennes :

• Les turbines à axe vertical et à axe horizontal (à écoulement libre ou avec effet venturi), ce qui augmente, dans le deuxième cas, la vitesse du courant au droit de l’orifice le plus étroit. Cette accélération décuple la vitesse de rotation de l’hélice, placée au point où le diamètre est le plus étroit. La rotation de l’hélice provoquée par le courant entraîne un alternateur. Les turbines à axe vertical ont l’avantage de pouvoir extraire la puissance indépendamment de la direction de l’écoulement et de fonctionner quel que soit le sens du courant. Ces deux dernières familles concernent généralement des hydroliennes de grande dimension avec des turbines de 3 à 10 m de diamètre et de masse importante (plusieurs tonnes). On notera que ces hydroliennes à turbine ne sont rentables que pour des courants supérieurs à 2,5 m/s.
• L’hydrolienne au fil de l’eau constitue une variante de ce type de matériel. le système est intégré dans une barge flottante et comprends une turbine installée directement sous la barge. Certains modèles comportent un dispositif de relevage de la turbine permettant l’entretien, le nettoyage éventuel et la réparation en cas de panne de la turbine, ce qui permet de réduire les coûts de maintenance au minimum. Il s’agit généralement de puissances installées de quelques dizaines de KW et à mettre en place de préférence en milieu fluvial.
• L’hydrolienne à membrane ondulante : sous l’effet du courant, l’ondulation de la membrane est transformée directement en électricité par des convertisseurs électromagnétiques linéaires. Selon ses concepteurs, la machine peut être installée à faible profondeur, à proximité des côtes, mais aussi dans les fleuves. D’après son constructeur, les sites potentiels seraient mille fois plus nombreux que ceux pouvant convenir aux hydroliennes à hélice. Ceci pour plusieurs raisons : possibilité d’une production de courant à partir de 1 m/s et rendement optimal à 2,5 m/s (ce qui est le seuil de fonctionnement d’une hydrolienne à turbine) Un des intérêts de cette génératrice serait qu’elle ne cause pas de perturbation majeure au niveau de la faune marine et qu’elle ne nécessite pas d’infrastructures lourdes. La puissance installée peut varier de quelques KW à plusieurs MW suivant le modèle.
• La vis d’Archimède : il s’agit d’une vis sans fin. Ce mécanisme peut également être utilisé pour produire de l’électricité à partir de l’eau au niveau d’une petite chute de 1,5 à 4 mètres. Ce dispositif est simple à mettre en œuvre, peu coûteux et robuste, d’où une maintenance réduite. L’usure est également faible, ce qui permet à une vis d’Archimède de fonctionner entre 20 et 40 ans. Enfin, elle présente l’avantage de ne pas avoir d’impact négatif sur la biodiversité du cours d’eau où elle est installée. Ce qui fait qu’elle peut avantageusement remplacer les petits barrages existants accusés de perturber les écosystèmes
• Le houlomoteur : l’énergie houlomotrice tient son nom du fait qu’elle est produite à partir de la houle, nom donné aux vagues. Il existe un vaste inventaire de solutions, certaines d’entre elles étant immergées, d’autres installées en surface, sur le rivage ou au large. Les systèmes de capture d’énergie varient d’un prototype à un autre, les dispositifs exploitant aussi bien le mouvement vertical que le mouvement horizontal des vagues. Ils ont généré une multitude de projets, mais aucun d’entre eux n’est arrivé au stade de la maturité industrielle.

Les caractéristiques de la filière hydrolienne

Au chapitre des avantages, on notera un excellent rendement, en particulier par rapport aux éoliennes du fait de la masse volumique de l’eau largement supérieure à celle de l’air, d’où un encombrement réduit. En outre, contrairement à l’énergie du vent et du soleil, la disponibilité permanente de l’énergie marine laisse entrevoir un facteur de charge estimé au minimum à 50 %, voire 70 à 80 % dans l’optique d’une rationalisation des équipements. D’où une production d’énergie optimisée.

Par contre, un des inconvénients actuels de l’hydrolienne est son coût d’exploitation, estimé au double, voire au triple (?) de celui de l’éolien. À titre indicatif, l’Ademe tablait plutôt sur un MWh à 365 € en 2021 et 120 € à l’horizon 2030 Ce coût d’exploitation comprend à la fois celui de la construction, estimé quatre fois supérieur à celui d’une éolienne (?) et le coût de maintenance, qui prend en compte l’extraction du matériel pour nettoyage et remplacement des pièces d’usure, causées principalement par la corrosion marine et les incrustations diverses. Sans compter le dépannage en cas de rupture d’un élément stratégique. Ceci étant dit, il faut savoir que le développement de la filière en est au stade du prototype expérimental et que l’industrialisation est encore en devenir. De plus, pour l’hydrolien fluvial, les coûts ne sont pas aussi élevés. On table actuellement sur un coût estimé du kilowatt/heure de 150 euros, avec une maintenance plus allégée que l’immersion en milieu marin. Enfin, on peut compter sur l’esprit d’innovation des entreprises de la filière pour pallier ces différents inconvénients et rendre cette filière acceptable en termes de coûts. On remarquera en outre que certains types d’hydroliennes, de par leur conception, échappent en grande partie à ces critiques. Question subsidiaire : à partir de quel facteur de charge le coût du MWh a-t-il été estimé ?

Comment se situe la France dans le développement de l’hydrolien ?

On peut dire qu’elle a fait figure de pionnier en installant en 1966 l’usine marémotrice de la Rance, composée d’un barrage de 750 m de long et de 24 turbines de puissance unitaire de 20 MW, animées par les mouvements de marée entre l’embouchure du fleuve et la mer. Au début des années 2000 se produit un démarrage simultané d’études techniques et environnementales en France et à travers le monde. Ont suivi d’autres réalisations sans qu’on ait, à l’heure actuelle, dépassé le stade du prototype. Une des causes consiste dans l’attitude pusillanime des pouvoirs publics français face à la filière hydrolienne.

Pour l’illustrer, il convient de citer l’aventure désastreuse de Naval Énergies qui a failli être fatale à cette filière : cette société avait investi 250 millions d’euros dans la filière depuis 2008 et avait inauguré à la mi-juin 2018, à Cherbourg, la première usine française de fabrication d’hydroliennes avec un investissement de 10 millions d’euros financé en partie par les collectivités locales. Cinq semaines plus tard, Naval Energy annonçait mettre fin à ses investissements dans l’hydrolien.
Dans la foulée, Open Hydro, filiale de Naval Énergies était mise en liquidation, L’entreprise a expliqué avoir tiré les conséquences de l’absence de soutien public à ces technologies dont le coût était jugé trop élevé, alors que les élus locaux y voyaient une filière prometteuse d’emplois, même si elle était très en retard en France.
Naval Énergies espérait des appels d’offres de l’État afin de rentabiliser son outil de production. Ils ne sont jamais arrivés, d’où un manque de perspectives à moyen terme. Cette annonce a suscité, à juste titre, la colère des élus normands contre le manque de soutien du gouvernement et de son ministre de l’écologie, Nicolas Hulot, qui avait estimé que la filière, même à moyen terme, n’était pas rentable⁽¹⁾« Les coûts de production des hydroliennes (…) apparaissent très élevés, même à long terme et même par rapport à l’éolien offshore », avait estimé le ministre Nicolas Hulot, tout en demandant des études complémentaires à l’ADEME.. Ce constat a été appuyé par l’Agence de l’Environnement et de la Maîtrise de l’Énergie (Ademe) qui n’avait prévu que 100 à 150 MW installés d’ici 2028, soit 50 turbines de 2 MW dans dix ans, ce qui est peu.

Quelles conclusions peut-on tirer de ce cas d’école ? Le spectacle d’un beau gâchis, un de plus, et un manque de vision à long terme de nos responsables et de leurs « experts ». Ceci d’autant plus que d’autres expériences, menées par différentes sociétés françaises qui luttent pour la réussite de leur challenge envers et contre tout, sont en passe de réussir leur pari et d’aborder la phase d’industrialisation et de commercialisation de leurs prototypes.

Il s’agit de la part de nos dirigeants d’un manque de vision à long terme associé à la recherche permanente de profits immédiats et qui tourne le dos à une stratégie industrielle digne de ce nom.

À titre d’exemple, la nouvelle programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), qui donne les grandes orientations des pouvoirs publics sur la gestion de l’énergie en France pour les dix ans à venir, ne mentionne pas une seule fois l’hydrolien Cependant, nous disposons de nombre d’entreprises, principalement des PMI, qui œuvrent dans cette filière et dont certaines ont déposé des brevets qui méritent d’être exploités. Là encore, je pense qu’il s’agit de la part de nos dirigeants d’un manque de vision à long terme associé à la recherche permanente de profits immédiats et qui tourne le dos à une stratégie industrielle digne de ce nom.

Quels sont les principaux constructeurs français d’hydroliennes ?

Les hydroliennes de forte puissance, de l’ordre de plusieurs MW, sont développées par deux structures : la société Sabella, pionnier en la matière et Hydroquest, assisté par son actionnaire majoritaire, Constructions Mécaniques de Normandie (CMN). La stratégie recherchée par ces deux industriels est de s’intéresser aux zones insulaires connectées ou non au réseau, où le coût énergétique est déjà très cher. La nouvelle étape de ce développement consiste en une levée de fonds destinée à accompagner les premières commercialisations d’hydroliennes fluviales et à la mise en place d’une ferme hydrolienne marine pilote au Raz Blanchard.

Les hydroliennes de puissance moyenne développent de l’ordre de quelques KW et concernent un certain nombre de PMI : la technologie Hydro-Gen est développée par la Sarl l’Aquaphile, dont l’usine est située dans le Finistère : l’ensemble du dispositif est intégré dans une barge flottante autopropulsée et une turbine située sous la barge en position de fonctionnement et qui peut être relevée rapidement par un dispositif approprié. La société EcoCinétic a développé et commercialisé des hydroliennes fluviales utilisables dans tous les cours d’eau disposant d’au moins 70 cm de profondeur d’eau et dont la vitesse moyenne du courant est supérieure à 0,5 m/s. Bertin technologies a construit une hydrolienne au fil de l’eau composée de deux turbines à axe de rotation vertical d’une hauteur de 3 mètres chacune, fixées à une barge flottante. Guinard Énergies, reprise par le groupe varois Acti suite à un redressement judiciaire en 2019, est une PMI qui conçoit et réalise une gamme d’hydroliennes de type « venturi » munies d’une tuyère pivotante et dédiées aux estuaires et aux cours d’eau de très basse chute

Une mention spéciale pour la société EEL Energy qui a conçu un modèle d’hydrolienne totalement différent des modèles classiques à turbine et développe des hydroliennes biomimétiques à membrane. Le système a le mérite de la simplicité de conception dans la mesure où il élimine les inconvénients de fonctionnement des turbines à hélice (risque d’incrustation, complexité de conception et fragilité des éléments constitutifs). Les puissances installées varient de quelques KW à des projets susceptibles d’atteindre jusqu’à 10 à 15 MW. D’après son constructeur, il peut couvrir des zones d’exploitation accessibles à ce modèle largement supérieures aux modèles à turbine du fait de la possibilité d’une production de courant à partir de 1 m/s et rendement optimal à 2,5 m/s (ce qui est le seuil de fonctionnement d’une hydrolienne à turbine).

Quelle stratégie devons-nous adopter ?

Actuellement, le contexte semble nettement plus favorable que pour les autres énergies renouvelables, en particulier le solaire et l’éolien. Ni la Chine, ni les États-Unis ne sont encore en position de monopoliser le marché mondial. Raison de plus pour ne pas perdre de temps ! Ceci d’autant plus que la France ne manque pas d’atouts. L’hexagone est le pays qui a breveté le plus de technologies d’hydroliennes au monde, après les États-Unis, ceci selon le SER (Syndicat des Énergies Renouvelables).

Quelques chiffres : 71 % de la surface du globe sont recouverts par les mers et les océans, tandis que le littoral français s’étend sur environ 8 000 km. Les énergies marines sont donc un véritable potentiel à l’échelle de la planète et la France en particulier, dispose d’atouts considérables pour développer ces technologies. Elle profite à elle seule de 80 % du potentiel hydrolien d’Europe, principalement en Bretagne et dans le Cotentin. Sans compter l’étendue du littoral de DOM/TOM. De ce fait, le potentiel français d’énergies marines a été estimé de 2.5 à 3.5 GW pour l’hydrolien et de 10 à 15 GW pour le houlomoteur. Ce qui peut paraître peu si l’on prend en compte dans le schéma énergétique la nécessité d’une suppression progressive de l’énergie nucléaire. Je crois comprendre que cette estimation ne prend en compte que la mise en place d’hydroliennes à turbine. Par contre, l’apparition des hydroliennes biomimétiques à membrane, sa possibilité d’emploi pour des puissances de plusieurs mégawatts, son efficacité pour l’utilisation de courants faibles et sa simplicité de conception laissent entrevoir une possibilité de développement bien supérieure à l’estimation actuelle et permet d’envisager à moyen terme la production d’une énergie vouée en totalité au « renouvelable » et absente de toute pollution.

Ce qui bloque actuellement en termes de financements, ce n’est pas la R&D en tant que telle, mais l’étape ultérieure, à savoir la maturation technologique de la filière devant conduire à une industrialisation bien comprise. Dans le choix et la réalisation des appels d’offres en collaboration avec l’État, les régions constituent un pôle incontournable de la réussite de cette approche. À noter que plusieurs régions ont compris cet intérêt majeur : la Normandie, la grande Aquitaine et la région Rhône-Alpes, en particulier, se sont investies dans certaines actions pilotes et ont aidé à leur financement. Les banques doivent être aussi parties prenantes dans ces financements et l’État doit les inciter à investir, voire à s’intégrer dans les structures existantes.

La géothermie

Elle permet de produire différents types d’énergie en fonction de la température. On distingue différents types de valorisation de la chaleur géothermique⁽²⁾Extraits d’articles de vulgarisation : « Géothermie haute température » (Connaissance des énergies, 21 juin 2011), « Géothermie » (Ministère de la transition écologique 13 mai 2019), « Tout ce que vous devez savoir sur la géothermie » (Lendopolis, 18 décembre 2019). :

La géothermie de surface qui induit un prélèvement à faible profondeur et concerne principalement le chauffage et la climatisation (refroidissement) par pompe à chaleur géothermique sol/sol. Celui-ci puise la chaleur dans la terre et la diffuse dans la maison via un plancher chauffant qui nécessite l’utilisation de capteurs horizontaux implantés à une profondeur de 0,5 à 2 mètres. Ils permettent de récupérer une puissance moyenne de 35 W par m² de terrain et nécessitent une surface représentant 1,5 fois la surface à chauffer.

La géothermie dite « basse énergie » induit un captage vertical, plus performant, mais aussi plus coûteux. Elle requiert du matériel de forage conséquent, pour enfouir des sondes à une profondeur de 30 à 100 mètres, en garantissant alors une source de chaleur plus stable qu’à proximité de la surface. Son avantage sur les capteurs horizontaux est la faible surface qu’il requiert. Les températures obtenues sont de l’ordre de 15 à 30 °C. Ce système trouve des applications principalement dans l’habitat collectif et le tertiaire.

La géothermie dite « moyenne énergie » (entre 30 et 150 °C) utilise des ressources plus profondes, de 1 000 à 1 500 m, voire jusqu’à 2 000 m de profondeur. Cette source d’énergie convient parfaitement pour le chauffage urbain d’immeubles d’habitation de grande capacité, collectivités diverses, utilisation industrielle, thermalisme, balnéothérapie, etc.). En France, seulement trois territoires disposeraient de cette ressource : bassin parisien, aquitain et alsacien.

La géothermie haute température, dite « haute énergie » ou « géothermie profonde » concerne l’utilisation de fluides dont les températures d’utilisation sont comprises entre 180 et 350 °C à des profondeurs d’exploitation supérieures à 2 000 m et pouvant atteindre 3 500 m voire 5 000 m dans les zones volcaniques, zones au gradient géothermal anormalement élevé (jusqu’à 30 °C par tranche de 100 m). Ce type d’exploitation est utilisé principalement pour la production d’électricité ou éventuellement, pour un usage mixte (cogénération). En 2016, la France disposait de deux centrales électriques :
– Une installation de 16 MW de puissance à Bouillante en Guadeloupe exploitée depuis plus de 20 ans.
– La centrale de Soultz-sous-Forêts (1,5 MW) en Alsace est en capacité de produire 12 000 MWh d’électricité par an, correspondant à la consommation électrique d’environ 2 400 logements.

Les installations géothermiques requièrent l’utilisation de différents types de matériels :

Pour la production de chaleur, on emploie des pompes à chaleur géothermiques sol/sol ou sol/eau dont la conception est quelque peu différente d’une pompe à chaleur classique eau/eau et s’apparente davantage au fonctionnement d’un réfrigérateur ou d’un climatiseur classique. La performance énergétique d’une pompe à chaleur se traduit par le rapport entre la quantité de chaleur produite par celle-ci et l’énergie électrique consommée par le compresseur. Ce rapport est le coefficient de performance (COP) de la pompe à chaleur géothermique qui est de l’ordre de 5 sur les modèles de pompe à chaleur géothermiques installés actuellement.

La production d’électricité nécessite l’installation de centrales géothermiques composées d’une pompe à chaleur, d’une turbine et d’un alternateur. Actuellement, la production d’électricité d’origine géothermique n’est possible qu’à partir de formations géologiques naturellement perméables (zones aquifères). Les restrictions d’emploi de ce procédé consistent en une utilisation limitée à certaines régions caractéristiques et un coût élevé d’investissement dans les phases à risques d’exploration. Par contre, il s’avère rentable d’investir dans ce type de centrale dans les régions géodynamiques actives et en particulier, dans les DOM/TOM, là où une production classique d’électricité coûte cher.

Les équipements français en géothermie

Les pompes à chaleur (PAC) : un certain nombre d’entreprises françaises semblent être en pointe dans ce domaine, dont :

• La CIAT (Compagnie Industrielle d’Applications Thermiques) compte plus de six sites industriels dont quatre en France.
• Le groupe Atlantic, créé en 1968, possède 16 sites de production dont 9 sont situés en France.
• La société Sofath, créée en 1981 et reprise par De Dietrich Remeha,
• La SDEC conçoit, fabrique et commercialise depuis 2001 des pompes à chaleur dont certaines à usage géothermique avec des puissances de 7 à 300 KW. Indépendamment de ces marques françaises, on peut aussi citer quelques constructeurs européens, en particulier allemands, qui disposent de filiales et produisent sur plusieurs sites en France : Le groupe Bosch et la société Viessman qui développe des PAC à vocation géothermique sol/eau et eau/eau pour des puissances jusqu’à 300 KW.

Les turbines : depuis la vente du département « énergies » d’Alstom à General Electric (GE), la totalité des fabricants de turbines à vapeur est dévolue aux États-Unis ou, en Europe, à l’Allemagne et à l’Italie. La France était donc totalement dépendante des industries étrangères. Il s’avère qu’elle a pu négocier, dans des conditions certes désavantageuses, une reprise partielle des activités de GE et éviter un démantèlement éventuel du site de Belfort.

Comment se situe la France dans le développement de la géothermie ?

Le constat est malheureusement le même que pour les autres énergies renouvelables. Si ce n’est pire ! En effet, le soutien est limité à l’heure actuelle à la production de chaleur, mais bien loin derrière les programmes en cours dans d’autres pays. Par contre, le désengagement est manifeste dans la production d’électricité à partir de l’énergie du sous-sol. Excepté un timide redémarrage à partir de 2015. Et pourtant, il s’agit d’une énergie parfaitement renouvelable, sans effet de serre ni pollution de toute nature. À ce titre, priorité au nucléaire, qui persiste à réunir nombre de partisans, et au solaire et à l’éolien qui représentent, à eux seuls, 96 % de la croissance de l’énergie verte et présentent en outre, le considérable inconvénient de l’intermittence.

Le désengagement est manifeste dans la production d’électricité à partir de l’énergie du sous-sol. Excepté un timide redémarrage à partir de 2015. Et pourtant, il s’agit d’une énergie parfaitement renouvelable, sans effet de serre ni pollution de toute nature.

Enfin, la géothermie est un mode de production d’énergie ayant un impact très limité sur l’environnement en comparaison avec les autres dispositifs de production de chaleur. A ce titre, je fais référence à un article au vitriol paru dans le journal Transition Énergies le 6 juillet 2020⁽³⁾Extrait de l’article « la géothermie est victime d’un véritable ostracisme », Transition énergies 6 juillet 2020.

Ces objectifs définis par le BRGM (Bureau des Recherches Géologiques et Minières) en 2013 au travers du PPE (Programme Pluriannuel de l’Énergie) étaient de 53 MW pour l’électricité et de 400 à 500 Ktep⁽⁴⁾Tep signifie « tonne d’équivalent pétrole ». 1 TWth (téra watt thermique) = 860 ktep. pour la géothermie basse et moyenne énergie. Malgré leur peu d’ambition, seront-ils atteints comme le craint l’auteur de cet article ? Et, de surplus, il n’est spécifié à ma connaissance aucun objectif pour 2028 dans le dernier PPE.

Et cependant, il est vrai, l’aventure géothermique avait enclenché des débuts prometteurs. De 1976 à 1986, le BRGM a programmé un certain nombre de mises en œuvre de chauffage urbain qui ont représenté, vers la fin des années 1980, l’équipement de près de 300 000 logements dont la moitié en Île-de-France. Mais le contre-choc pétrolier et surtout, l’avènement du nucléaire civil, considéré par nos instances politiques et par EDF comme la seule source d’énergie à prendre en considération, ont stoppé net ce développement. Enfin, il faut bien avouer qu’aucun ministre de l’écologie n’a pris en compte cette source d’énergie durant son passage dans les différents ministères. Et cela continue ! Personne n’en parle aujourd’hui dans les médias. Le seul défenseur (peu) connu a été Jacques Varet, ancien directeur du Service Géologique National au BRGM⁽⁵⁾« La France peut-elle se passer de la géothermie ? » par Jacques Varet paru dans Connaissance des énergies, 6 mars 2012.. Et c’est loin, tout ça !

En guise de conclusion

En tant que simple citoyen et eu égard à mes plus profondes convictions, je reste profondément choqué par l’attitude du gouvernement qui veut imposer à marche forcée et sans véritable consultation la construction d’une batterie d’EPR dont on ne domine ni la technologie, ni le coût induit par ce choix. Je suis convaincu de la nécessité de se débarrasser à moyen terme de l’option nucléaire. Mais, pour ce faire, il faut choisir judicieusement la nature des énergies renouvelables susceptibles de remplacer la totalité de production d’une filière qui représente un peu plus de 50 % de la puissance à disposition du réseau électrique. Nécessité aussi de définir la quantité d’énergie, donc le potentiel électrique dont on aura besoin dans l’avenir en tenant compte de l’impératif d’une stratégie dite « de rupture » qui remet en cause la notion même de croissance telle qu’on la conçoit aujourd’hui. Nécessité donc de remettre en cause le PPE qui ne prend pas en compte cette stratégie.