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Inf'OSE Février 2019

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Division des trajets en voiture par deux, limitation à 1 kg de vêtements neufs achetés par an et par personne, loterie annuelle distribuant 500 000 vols, immeubles collectifs obligatoires pour les nouvelles constructions et diminution de la consommation de viande (25kg par an et par personne), voilà ce qu’il faudrait mettre en place selon Novethic, entre 2020 et 2030, pour s’aligner sur la trajectoire d’une augmentation de la température de 1,5°C préconisée par le GIEC. La lecture de ce rapport ne fait pas froid dans le dos qu’aux habitants de Chicago, victimes de températures historiquement basses courant février. Et les mauvaises nouvelles climatiques semblent s’accumuler ce mois-ci : après
le glacier Larsen C, en 2017, c’est le glacier Thwaites qui est sur le point de se décrocher du continent Antarctique, les inondations en Australie risquent d’accélérer la disparition de la barrière de corail et 2018 a rejoint les trois années qui la précédait dans le top 5 des années les plus chaudes jamais enregistrées. S’il parait compliqué de renverser la situation climatique aussi facilement qu’on retourne une crêpe à la Chandeleur, la prise de conscience se répand chez les jeunes générations : des dizaines de milliers d’écoliers et étudiants européens se mettent en grève contre l’inaction des décideurs concernant le dérèglement climatique. A travers ce numéro, nous vous exposerons des articles qui vont dans leur sens notamment sur le développement du biogaz ralenti par la PPE mais également des articles qui pourraient leur donner espoir : l’émergence des batteries lithium ion pour décarbonner les transports, l’étude du mécanisme de marché de capacité et l’usine VALOMED qui valorise l’énergie dégagée lors de la combustion de déchets pour produire de l’électricité. En clôture de cet Inf ’OSE, plongez-vous dans le quotidien d’un jeune chargé d’affaires travaillant dans une centrale nucléaire en phase d’arrêt. Les élèves du mastère OSE vous souhaitent une bonne lecture et vous retrouverons fin mars pour vous conter leur périple taiwanais !
Juliette THOMAS

Division des trajets en voiture par deux, limitation à 1 kg de vêtements neufs achetés par an et par personne, loterie annuelle distribuant 500 000 vols, immeubles collectifs obligatoires pour les nouvelles constructions et diminution de la consommation de viande (25kg par an et par personne), voilà ce qu’il faudrait mettre en place selon Novethic, entre 2020 et 2030, pour s’aligner sur la trajectoire d’une augmentation de la température de 1,5°C préconisée par le GIEC. La lecture de ce rapport ne fait pas froid dans le dos qu’aux habitants de Chicago, victimes de températures historiquement basses courant février. Et les mauvaises nouvelles climatiques semblent s’accumuler ce mois-ci : après
le glacier Larsen C, en 2017, c’est le glacier Thwaites qui est sur le point de se décrocher du continent Antarctique, les inondations en Australie risquent d’accélérer la disparition de la barrière de corail et 2018 a rejoint les trois années qui la précédait dans le top 5 des années les plus chaudes jamais enregistrées. S’il parait compliqué de renverser la situation climatique aussi facilement qu’on retourne une crêpe à la Chandeleur, la prise de conscience se répand chez les jeunes générations : des dizaines de milliers d’écoliers et étudiants européens se mettent en grève contre l’inaction des décideurs concernant le dérèglement climatique. A travers ce numéro, nous vous exposerons des articles qui vont dans leur sens notamment sur le développement du biogaz ralenti par la PPE mais également des articles qui pourraient leur donner espoir : l’émergence des batteries lithium ion pour décarbonner les transports, l’étude du mécanisme de marché de capacité et l’usine VALOMED qui valorise l’énergie dégagée lors de la combustion de déchets pour produire de l’électricité. En clôture de cet Inf ’OSE, plongez-vous dans le quotidien d’un jeune chargé d’affaires travaillant dans une centrale nucléaire en phase d’arrêt. Les élèves du mastère OSE vous souhaitent une bonne lecture et vous retrouverons fin mars pour vous conter leur périple taiwanais !
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  1. 1. DOSSIER CENTRAL : LE MÉCANISME DE MARCHÉ DE CAPACITÉ, UN CHANTIER RÉGLEMENTAIRE DE GRANDE AMPLEUR >>> page 19 Mensuel sur l’énergie et l’environnement N° 140Février 2019 L’EUROPE RISQUE-T-ELLE « UN CHOC CHINOIS » ? >>> PAGE 14 24 H AU CŒUR DE L’ARRÊT DE TRANCHE À FLAMANVILLE. >>> page 30 VÉHICULES ÉLECTRIQUES : FAUT-IL CRAINDRE UNE PÉNURIE DES MATÉRIAUX DE BAT TERIE ? >>> PAGE 10 LES AMBITIONS DE LA FILIÈRE BIOMÉTHANE FREINÉES PAR LA NOUVELLE PPE >>> PAGE 24
  2. 2. infose@mastere-ose.fr TELEPHONE 04 97 15 70 73 ADRESSE Centre de Mathématiques Appliquées Mines Paristech Rue Claude Daunesse CS 10 207 06904 Sophia Antipolis Division des trajets en voiture par deux, limitation à 1 kg de vêtements neufs achetés par an et par personne, loterie annu- elle distribuant 500 000 vols, immeubles col- lectifs obligatoires pour les nouvelles con- structions et diminution de la consomma- tion de viande (25kg par an et par personne), voilà ce qu’il faudrait mettre en place selon Novethic, entre 2020 et 2030, pour s’aligner sur la trajectoire d’une augmentation de la température de 1,5°C préconisée par le GIEC. La lecture de ce rapport ne fait pas froid dans le dos qu’aux habitants de Chicago, victimes de températures historiquement basses courant février. Et les mau- vaises nouvelles climatiques semblent s’accumuler ce mois-ci : après le glacier Larsen C, en 2017, c’est le glacier Thwaites qui est sur le point de se décrocher du continent Antarctique, les inondations en Australie risquent d’accélérer la disparition de la barrière de corail et 2018 a rejoint les trois années qui la précédait dans le top 5 des années les plus chaudes jamais enregistrées. S’il parait compliqué de renverser la situation climatique aussi fac- ilement qu’on retourne une crêpe à la Chandeleur, la prise de con- science se répand chez les jeunes générations : des dizaines de mil- liers d’écoliers et étudiants européens se mettent en grève contre l’inaction des décideurs concernant le dérèglement climatique. A travers ce numéro, nous vous exposerons des articles qui vont dans leur sens notamment sur le développement du biogaz ralenti par la PPE mais également des articles qui pourraient leur donner espoir : l’émergence des batteries lithium ion pour décarbonner les transports, l’étude du mécanisme de marché de capacité et l’usine VALOMED qui valorise l’énergie dégagée lors de la combustion de déchets pour produire de l’électricité. En clôture de cet Inf ’OSE, plongez-vous dans le quotidien d’un jeune chargé d’affaires travail- lant dans une centrale nucléaire en phase d’arrêt. Les élèves du mastère OSE vous souhaitent une bonne lecture et vous retrouverons fin mars pour vous conter leur périple taiwanais ! Juliette THOMAS Toute reproduction, représentation, traduc- tionouadaptation,qu’ellesoitintégraleoupar- tielle, quel qu’en soit le procédé, le support ou le média, est strictement interdite sans l’auto- risation des auteurs sauf cas prévus par l’article L. 122-5 du code de la propriété intellectuelle. I N F ’ O S E | F é v r i e r 2 0 1 9 2 Coordinatrice - Catherine Auguet-Chadaj Maquettiste - Antoine Jourdain de Muizon Photos - Etudiants MS OSE EDITOCONTACTS
  3. 3. 04 - Augmentation de 6% des tarifs de l’électricité 05 - Energies renouvelables : La France en retard sur ses objectifs européens 06 - Expérimentation de la capture du carbone sur la centrale biomasse de Drax 06 - La France investit dans les batteries électriques 07 - Le bioéthanol bat des records 09 - L’UE trouve un accord pour mieux réguler le marché du gaz 10 - Véhicules électriques : faut-il crain- dre une pénurie des matériaux de batterie ? 14 - L’Europe risque-t-elle « un choc chinois » ? 19 - Le mécanisme de marché de capac- ité, un chantier réglementaire de grande ampleur 24 - Les ambitions de la filière biomé- thane freinées par la nouvelle PPE 28 - Visite de Valomed Antibes 30 - 24 h au cœur de l’arrêt de tranche à Flamanville. ARTICLES ACTUALITÉS La promo du Mastère OSE 2018 en visite à l’usine de Valomed Antibes © Photos Mastère OSE I N F ’ O S E | F é v r i e r 2 0 1 9 3SOMMAIRE
  4. 4. Lors de la délibération du 7 février, la CRE a offici- ellement préconisé à l’Etat u n e h a u s s e d e s t a r i fs d e l’électricité de 5,9 %. Il est de plus précisé par la CRE que cette augmentation «a voca- tion à s’appliquer aussitôt que possible et le premier jour d’un mois calendaire, soit au plus tôt le 1er mars 2019 et au plus tard le 1er juin 2019 » [1]. François de Rugy, ministre de la Transition écologique, a donc pris ac te de cette demande. Il a, en revanche annoncé que la hausse des tar ifs ne s’appliquera pas directement car le gouver- nement dispose légalement d’une durée de 3 mois avant d’accepter ou non cette pré- conisation de la CRE. Ainsi, aucune hausse des tarifs de l’électricité n’aura lieu durant la période de chauffe [2]. Cette hausse des tarifs résulte notamment d’une augmenta- tion des prix de marché de gros de l’électricité nécessi- tant donc de couvrir davan- tage les coûts supportés par EDF et ses concurrents [3]. En revanche, une nouvelle h a u s s e d e s t a r i fs re s te à craindre du fait du délai sup- plémentaire pris par le gou- vernement pour appliquer cette hausse des tarifs. En effet, la CRE est contrainte de tenir compte des coûts réels d ’ a p p r o v i s i o n n e m e n t d e s fournisseurs d’électricité dans ses calculs. Ainsi, une régula- risation sur les écarts entre le montant perçu par les fournis- seurs et les prix d’achat de l’électricité entre le 1er janvier 2019 et la date d’application de la hausse de 6 % des tarifs de l’électricité pourrait avoir lieu. Ceci se traduirait donc par une composante addition- nelle à la hausse du tarif déjà annoncée [2]. Pour endiguer cette hausse, le gouvernement se refuse pour le moment à toute baisse des taxes sur l’électricité mais il envisage par contre de soute- nir les plus modestes en élar- gissant cer tains dispositifs existant notamment à desti- nation des personnes ayant recours à des chauffages élec- triques peu performants [1]. I N F ’ O S E | F é v r i e r 2 0 1 9 4 NEWS ACTUALITÉS JANVIER 2019             ZLyes AIT MEKOURTAZ      AUGMENTATION DE 6% DES TARIFS DE L’ÉLECTRICITÉ Sources : [1] « Pas de hausse du prix de l’électricité avant le printemps », lefigaro.fr, 13-févr-2019. [En ligne]. Disponible sur: http:// leparticulier.lefigaro.fr/article/pas-de-hausse-du-prix-de-l-electricite-avant-le-printemps/. [Consulté le: 14-févr-2019]. [2] T. Chemel, « Électricité : c’est confirmé, les tarifs vont bondir de 6%... voire davantage ! », Capital.fr, 12-févr-2019. [En ligne]. Disponible sur: https://www.capital.fr/votre-argent/electricite-cest-confirme-les-tarifs-vont-bondir-de-6-voire- davantage-1327259. [Consulté le: 14-févr-2019]. [3] « Electricité : le gel du tarif réglementé devra être rattrapé », leparisien.fr, 13-févr-2019. [En ligne]. Disponible sur: http:// www.leparisien.fr/economie/electricite-le-gel-du-tarif-reglemente-devra-etre-rattrape-13-02-2019-8010777.php. [Consulté le: 14-févr-2019].
  5. 5. I N F ’ O S E | F é v r i e r 2 0 1 9 5NEWS Le 12 février 2019, Eurostat, l ’O f f i c e s t a t i s t i q u e d e l’Union Européenne, a publié s e s d e r n i è re s s t at i s t i q u e s concernant la part d’énergies renouvelables dans la con- sommation totale d’énergie des pays de l’UE en 2017. Ces statistiques visent à vérifier que les pays européens sont bien en accord avec les objec- tifs qu’ils se sont fixés dans le cadre du paquet climat et énergie à l’horizon 2020. A l’échelle européenne, ces objectifs fixent la par t des énergies renouvelables dans la consommation finale brute d’énergie à 20 % en 2020 et à au moins 32 % en 2030 [1]. En ce qui concerne la France, l’objectif de 2020 se traduit par une part de 23 % de renouv- elables dans la consommation finale d’énergie brute à cet horizon. Or, comme on peut l’obser ver sur le graphique ci-dessous, cette part atteint 16,3 % de la consommation en 2017 [2]. ENERGIES RENOUVELABLES : LA FRANCE EN RETARD SUR SES OBJECTIFS EUROPÉENS Sources : [1] « Énergies renouvelables : la France très en retard sur ses objectifs », leparisien.fr, 13-févr-2019. [En ligne]. Disponible sur: http://www.leparisien.fr/societe/energies-renouvelables-la-france-tres-en-retard-sur-ses-objectifs-13-02-2019-8010960. php. [Consulté le: 14-févr-2019]. [2] « Les énergies renouvelables progressent en Europe, pas vraiment en France », 12-févr-2019. Figure 1: Part du renouvelable dans la consommation d’énergie en 2017 dans l’UE, Le Monde Ainsi, la France et les Pays-Bas font figure de mauvais élèves car ils présentent les retards les plus importants sur leurs objectifs. Au contraire, onze pays parmi lesquels la Suède, la Finlande ou encore l’Italie ont déjà rempli leurs objectifs. Ainsi, au global, les énergies renouvelables ont contribué à hauteur de 17,5 % à la con- sommation finale d’énergie de l’UE (+ 0,5 point par rapport à 2016) [2].
  6. 6. La centrale thermique de Drax, qui fournit 6 % de l’électricité en Angleterre et qui a déjà connu une con- version par tielle à la bio - masse, fait désormais l’objet d’une expérimentation de la capture du CO2 . Le pilote qui a été installé permet pour le moment de capter 1 tonne de CO2 par jour. [1]. Mais à terme, si la technologie se développe, elle permettrait de retirer 15 millions de tonnes de CO2 de l’atmosphère chaque année à partir de 2030. [2]. Si cette expérimentation con- stitue une belle avancée pour cette filière certains bémols subsistent tout de même. E n p re m i e r l i e u, o n p e u t regretter que le CO2 capté par le projet pilote ne soit pas stocké ou valorisé faute d’infrastructures de stockage ou de débouchés pour une valorisation industrielle. [1]. Ensuite, on peut également souligner le coût encore cher de ce type de procédés. En effet, Drax Power Plant a déjà investi près d’un million de livres dans ce projet et prévoit d’en injecter encore plusieurs millions au cours de l’année. Ainsi, l’entreprise en appelle au soutien du gouvernement pour lui permettre notam- ment de transporter son CO2 par pipeline ou encore pour mettre en place des crédits carbones alloués au stockage du CO2 . [1]. Sources : [1] G. Nedelec, « Le Royaume-Uni capture le CO2 d’une centrale à bois mais ne sait pas quoi en faire », lesechos.fr, 09-févr- 2019. [En ligne]. Disponible sur: https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/0600663658636-le- royaume-uni-capture-le-co2-dune-centrale-a-bois-mais-ne-sait-pas-quoi-en-faire-2243482.php#Xtor=AD-6000. [Consulté le: 14-févr-2019]. [2] « Biomasse et climat: une percée », Le Droit, 12-févr-2019. [En ligne]. Disponible sur: https://www.ledroit.com/chro- niques/biomasse-et-climat-une-percee-60163966e359b2242281eed1c099ba02. [Consulté le: 14-févr-2019]. I N F ’ O S E | F é v r i e r 2 0 1 9 6 NEWS Lors d’un dîner de gala en l’honneur des 100 ans de l’Organisation Internationale des Constructeurs Automobiles (OICA), Emmanuel Macron a affiché son objectif de voir émerger une filière europée- nne dans le domaine des bat- teries électriques. « En tant que président de la France, je ne peux pas être satisfait d’une solution où 100 % des batter ies de mes voitures électriques sont produites en Asie », a déclaré le président Français. [1]. Ainsi, le gouvernement fran- ç a i s s’a p p r ê t e à i n v e s t i r 700 millions d’euros en 5 ans pour soutenir une filière euro- p é e n n e d e co n ce p t i o n e t de fabrication de batteries pour véhicules électriques. L’Allemagne s’est quant à elle engagée à hauteur de 1 mil- liard d’euros d’ici 2022 pour soutenir la création de cet « Airbus des batteries ». [2]. Ce s i nve s t i s s e m e n t s vo n t notamment se traduire par l’ouver ture de deux usines de batteries dans chacun des deux pays. [1]. Ainsi, la France se dote de EXPÉRIMENTATION DE LA CAPTURE DU CARBONE SUR LA CENTRALE BIOMASSE DE DRAX LA FRANCE INVESTIT DANS LES BAT TERIES ÉLECTRIQUES
  7. 7. D’après les chiffres présen- tés par la filière fran- çaise du bioéthanol le 29 janvier, les ventes de SP95- E10 ( jusqu’à 10 % de bioétha- nol) et d’E85 (de 65 % à 85 % de bioéthanol) ont nettement progressé en France en 2018. Cette année -là, les ventes de SP95-E10 ont représenté 42,9 % des volumes d’essence consommés (+4,1 points par rapport à 2017) et celles de bioéthanol ont connu un bond de +55 % par rapport à 2017, pour atteindre une part de 1,7 % des ventes d’essence, comme on peut l’observer sur le graphique ci-dessous. [1]. I N F ’ O S E | F é v r i e r 2 0 1 9 7NEWS Sources : [1] Le Point, « Macron défend la filière Europe des batteries et de la voiture autonome », Le Point, 13-févr-2019. [En ligne]. Disponible sur: https://www.lepoint.fr/automobile/innovations/macron-defend-la-filiere-europe-des-batteries-et-de-la- voiture-autonome-13-02-2019-2293303_652.php. [Consulté le: 14-févr-2019]. [2] J. Dupont-calbo, « Voitures électriques : Paris débloque 700 millions pour « l’Airbus des batteries » », Les Echos, 13-févr- 2019. [En ligne]. Disponible sur: https://www.lesechos.fr/industrie-services/automobile/0600691848996-paris-debloque- 700-millions-pour-lairbus-des-batteries-2244549.php#Xtor=AD-6000. [Consulté le: 14-févr-2019]. [3] « Macron veut un million de voitures électriques en France en 2022 », Challenges. [En ligne]. Disponible sur: https:// www.challenges.fr/automobile/actu-auto/macron-veut-un-million-de-voitures-electriques-en-france_642520. [Consulté le: 14-févr-2019]. moyens pour répondre aux objectifs fixés par le gouver- nement de passer de 207 000 véhicules électriques fin 2018 à 1 million de véhicules élec- triques (100 % électriques ou hybrides rechargeables) à horizon 2022 et de déployer 100 000 bornes de recharge électrique à l’horizon 2022 c o n t r e e n v i r o n 2 5 0 0 0 aujourd’hui. [1], [3]. Le bioéthanol bat des records electic car © pxhere
  8. 8. Cette hausse peut d’abord être expliquée par des prix plus faibles à la pompe pour ces deux carburants. En effet, le SP95-E10 a bénéficié d’un prix de 4 à 5 centimes moins cher par litre par rapport au SP95 et l’E85 dispose d’avantages fiscaux qui lui permettent d’afficher un prix très faible à la pompe, de l’ordre de 0,6 à 0,7 € par litre. [1]. Aussi, le fait que le bioéth- a n o l p e r m e t te d e ré d u i re for tement les émissions de CO2 du véhicule par rapport au SP95 a incité cer taines régions à soutenir son dével- oppement. Les régions Grand Est et PACA ont été les pre- mières à proposer des primes pour la conversion des véhi- cules essence au bioétha- nol. Cette prime s’applique s o u s ce r t a i n e s co n d i t i o n s pour l’achat d’un kit de con- version et couvre 50% de son prix dans la limite de 250  €, sachant que le prix de ces kits varie entre 600 et 1000 €. [2]. La région Hauts de France a prévu un dispositif similaire couvrant cette fois-ci le tiers du coût du kit, dans une limite de 300 €. [3]. Ces mesures devraient encour- ager les consommateurs à se tourner vers le bioéthanol, per- mettant ainsi de se rapprocher de l’objectif d’incorporation de 8,2 % de biocarburants dans les essences en France en 2020. [1]. I N F ’ O S E | F é v r i e r 2 0 1 9 8 NEWS Sources : [1] « 2018, « année record » pour la filière du bioéthanol », Connaissance des Énergies, 29-janv-2019. [En ligne]. Disponible sur: https://www.connaissancedesenergies.org/2018-une-annee-record-pour-la-filiere-du-bioethanol-190129. [Consulté le: 15-févr-2019]. [2] « Bioéthanol E85 : une prime de 250 € pour la conversion des véhicules », www.largus.fr. [En ligne]. Disponible sur: https:// www.largus.fr/actualite-automobile/bioethanol-e85-une-prime-de-250-e-pour-la-conversion-des-vehicules-9479393.html. [Consulté le: 15-févr-2019]. [3] « La Région aide à la conversion au bioéthanol », Nord Littoral. [En ligne]. Disponible sur: http://www.nordlittoral.fr/119142/ article/2019-02-12/la-region-aide-la-conversion-au-bioethanol. [Consulté le: 15-févr-2019]. Le SP95-E10 est l’essence la plus consommée par les automobilistes en France depuis 2017 © Connaissance des Énergies, d’après Collective du bioéthanol
  9. 9. Dans la nuit du 12 au 13 février, un accord a pu être trouvé au Parlement euro- péen pour amender la « direc- tive gaz », avec pour objectif de conformer les gazoducs en provenance de pays hors UE aux mêmes exigences que les gazoducs internes à l’UE, à savoir : assurer la transpar- ence des prix, garantir l’accès des tiers aux infrastructures et séparer les activités de fournisseur et de gestionnaire du réseau. [1]. Cet accord est d’autant plus important qu’il a eu lieu dans un contexte où l’Allemagne cherche à défendre ses inté- rêts avec la construction du gazoduc Nord Stream 2 qui doit la relier directement à la Russie en passant par la mer baltique. Ce gazoduc est jugé nécessaire pour garantir l’approvisionnement en gaz par certains pays européens dont l’Allemagne et la Pologne notamment. D’un autre côté, la Commission européenne craint de pr iver l ’ Uk raine d ’ i m p o r t a n t e s r e c e t t e s d’acheminement du gaz en autorisant un tel projet. De plus, les intérêts économiques des Etats-Unis entrent en jeu, ce s d e r n i e r s voy a nt N o rd Stream 2 comme une menace pour leurs exports de GNL. [2]. La France et l’Allemagne ont donc convenu que la gestion du pipeline ne pourrait pas être confiée à Gazprom et qu’elle reviendrait donc au pays de destination du pipe- line, à savoir l’Allemagne. Pour apaiser les tensions avec Washington, inhérentes à ce projet avec les Russes, Angela Merkel s’est engagée à ouvrir un terminal de GNL qui ouvrira de nouveaux débouchés en Europe pour le gaz améric- ain. [3]. Cet amendement de la direc- tive gaz marque donc un nouveau tournant au sein d’un marché fortement marqué par les enjeux de géopolitique. L’UE trouve un accord pour mieux réguler le marché du gaz Sources : [1] Alexandra Parachini, « Nord Stream 2 : accord dans l’UE pour mieux contrôler le marché du gaz », Le Quotidien. . [2] « Nord Stream 2 : un compromis franco-allemand plutôt favorable au gazoduc », Le Monde, 12-févr-2019. [3] « Nord Stream 2: coup de froid entre Paris et Berlin », FIGARO, 08-févr-2019. [En ligne]. Disponible sur: http://www.lefigaro. fr/international/2019/02/08/01003-20190208ARTFIG00267-nord-stream-2-coup-de-froid-entre-paris-et-berlin.php. [Consulté le: 15-févr-2019]. I N F ’ O S E | F é v r i e r 2 0 1 9 9NEWS
  10. 10. La décarbonation des modes de transpor t est un des piliers des politiques de tran- sition énergétique. Dynamisée par les politiques incitatives et les changements de men- talité, la mobilité électrique est considérée par beaucoup comme la solution la plus envisageable pour réduire la consommation de ressources fossiles carbonées. Le véhicule électrique, propulsé grâce à l’électricité stockée dans ses batteries lithium-ion, est une technologie qui se diffuse de façon exponentielle. Le développement du parc a u t o m o b i l e é l e c t r i q u e mondial se manifeste en chif- fres par une croissance de 56  % des ventes en 2017 [1]. Cette croissance est égale - ment visible pour les batteries qui constituent les véhicules électriques ainsi que pour ses différents constituants. Les batteries sont déjà très présentes dans l’électronique portable mais les dimensions d e s b a t t e r i e s n é c e s s a i re s pour donner une autonomie à un véhicule électrique sont d’une autre mesure. Ainsi, un nouveau débouché de la demande pour des batteries de plus grande taille va entraîner des modifications dans la chaîne d’approvisionnement des matériaux pour créer des batteries lithium-ion. A l o r s q u e l e s v é h i c u l e s é l e c t r i q u e s r e p r é s e n t e n t aujourd’hui moins de 1 % des ventes, les capacités de pro- duc tion de batter ies sont Véhicules électriques : faut-il crain- dre une pénurie des matériaux de batterie ? I N F ’ O S E | F é v r i e r 2 0 1 9 10 VÉHICULES ÉLECTRIQUES Voiture Tesla © Tesla Press
  11. 11. passées de 28 GWh en 2014 à 180 GWh fin 2017 et devraient atteindre 700 GWh en 2026, si la part de véhicules élec- triques atteint 15 % des ventes [2]. Les industriels sont capa- bles d’assurer la construc- tion d’usines géantes pour subvenir à la demande dans cette nouvelle technologie. Cependant, la capacité indus- trielle à multiplier d’autant la chaîne d’approvisionnement est soumise à des défis bien plus critiques. En effet, créer de nouveaux sites d’extraction de matières premières et les infrastruc tures nécessaires pour leur raffinage sont des projets très lourds finan - cièrement et dans le temps. La mesure de ces projets lève donc en amont la question de la disponibilité des matières premières dans le sol pour répondre à la croissance de la demande. L e s b a t t e r i e s l i t h i u m - i o n sont constituées principale - m e n t d ’a l u m i n i u m e t d e cuivre qui constituent les collecteurs des cellules. Le marché de l ’aluminium et du cuivre est colossal par rappor t à celui des batter- ies et l’approvisionnement futur pour ces matériaux ne pose pas question. D’autres composants en plastique, en nickel ou en acier ne présen- tent aucune criticité pour les mêmes raisons. Les deux der niers matér iaux essen - tiels qui soulèvent le plus d ’i n t e r r o g a t i o n s s o n t l e lithium et le cobalt. Le lithium est la matière pre- m i è re d o nt l a d i s p o n i b i l- ité a été la plus étudiée. La région andine détient plus de 50 % des ressources mon- diales en lithium. Cette res- source peut être extraite de deux types de gisements : les roches lithinifères représen- tent 40 % de la production et sont situées majoritairement en Australie et les saumures de salars représentent 60 % de la production et sont présents particulièrement au Chili et en Argentine. Les principaux flux amènent les produits pri- maires ou les bases chimiques vers l’Asie où environ 90 % de la production de dérivés du lithium, dont les batter- ies, a lieu. La Chine produit 50 % des batteries mondia- les pour seulement 7 % de la production de lithium [3]. La différence entre ces deux proportions rend de grands groupes industriels chinois captifs des impor tations et explique leurs prises de par- ticipation dans d’importantes mines en Australie. Il existe dans ces groupes une ten- dance à l’intégration verticale afin de capter un maximum d e v a l e u r e t d e c o n s o l - ider l’approvisionnement et la croissance. En l’absence de marché spot du lithium (excepté en Chine), les prix négociés de gré à gré ne sont pas transparents, ce qui incite aussi à l’intégration verticale. Bien qu’il n’existe pas de risque géologique du fait de l’importance des ressources, une incertitude court-terme subsiste sur les délais de mise en production des nou- veaux projets miniers. Ceux-ci s o n t s o u ve n t re t a rd é s e t les données de production avancées correspondent à la capacité et non à la produc- tion réelle. Enfin, bien que les batteries lithium-ion soient recyclées, le lithium ne fait pas partie des matériaux récu- pérables. La récupération du lithium des batteries n’est pas réalisable à un coût compé- titif. En revanche le cobalt est récupéré et recyclé. Le cobalt est le deuxième matériau des batteries lith- ium-ion dont la criticité pose question. Ce métal est un sous-produit minier du nickel et du cuivre. Avant de servir dans l’industrie des batteries I N F ’ O S E | F é v r i e r 2 0 1 9 11VÉHICULES ÉLECTRIQUES S
  12. 12. pour les objets portables, le cobalt était déjà utilisé pour produire de l’acier inoxyd- a b l e . C o n t r a i r e m e n t a u lithium, la production n’est pas vraiment flexible car elle se situe en grande majorité en République Démocratique du Congo. La vitesse d’extraction du cobalt est conditionnée par la demande et le prix de ses coproduits. Contrairement au lithium, les mines extray- ant uniquement du cobalt n’existent pas et seuls quelques petits sites ont été identi- fiés. C’est une ressource très concentrée géographique - ment, qui plus est, dans une région instable géopolitique- ment. Le cobalt est concen- tré en termes d’ex trac tion minière, mais il l’est aussi en termes de raffinage. En effet, 40 % des échanges mondiaux concernent des échanges de la République Démocratique du Congo vers la Chine, le p l u s g r o s p r o d u c t e u r d e cobalt raffiné. La Chine est le plus grand consommateur de cobalt et 80 % de cette consommation est destiné à la fabrication de batteries rechargeables. De plus, le cobalt est le maté- riau constitutif le plus cher de la batterie. Bloomberg avait calculé en 2017 qu’un triple- ment du prix du cobalt aurait pour conséquence une hausse de 13 % du prix des batteries (pour un triplement du prix du lithium cette augmenta- tion est de 2 %) [4]. Le cobalt est échangé sur le marché du London Metal Exchange ce qui permet une efficacité et une transparence sur les prix pra- tiqués. Sur ce marché, les prix du cobalt ont fortement aug- menté de début 2017 à mars 2018, passant de 32 500 US$/ tonnes à 95 000 US$/tonnes du fait des spéculations sur l’augmentation de la demande. Ce prix est redescendu depuis autour des 35 000 US$/tonnes. Des tentatives pour retirer le cobalt de la composition des batteries ont été menées mais sans le succès escompté. A ce jour, seules quelques formula- tions de ces batteries (lithium- soufre, lithium-titanate,…) ont atteint la phase de dével- oppement mais aucune n’a atteint un degré de maturité suffisant pour un développe- ment d’échelle. Les enjeux de développement des futures cathodes de batteries sont donc centrés sur la diminution de la teneur en cobalt. Encore récemment, dans l’industrie de l’électronique portable, le composé chimique des cath- odes était le lithium cobalt oxygène (LiCoO2 ) qui demande des propor tions quasiment égales en lithium et en cobalt. Aujourd’hui, les cathodes les Localisation des métaux de la batterie : Fraction des ressources connues par pays © [3] I N F ’ O S E | F é v r i e r 2 0 1 9 12 VÉHICULES ÉLECTRIQUES
  13. 13. Sources : [1] E. Hache, « Quelle criticité du lithium dans un contexte d’électrification du parc automobile mondial ? », le point sur, no 18, p. 12, juill. 2018. [2] S. Jaffe, « Vulnerable Links in the Lithium-Ion Battery Supply Chain », Joule, vol. 1, no 2, p. 225‑228, oct. 2017. [3] E. A. Olivetti, G. Ceder, G. G. Gaustad, et X. Fu, « Lithium-Ion Battery Supply Chain Considerations: Analysis of Potential Bottlenecks in Critical Metals », Joule, vol. 1, no 2, p. 229‑243, oct. 2017. [4] J. Tirone, « Electric Car Demand Boosts Companies Engaged With Lithium », Bloomberg, 22-juin-2017. plus utilisées pour les véhi- cules électriques utilisent le lithium nickel cobalt alumin- ium (LiNiCoAlO2 ) ou le lithium n i c k e l m a n g a n è s e c o b a l t (LiNiMnCoO2 ) dans lesquels la teneur en cobalt a été divisée respectivement par trois et par cinq. Les efforts de recherche se concentrent sur la mise au point de cath- o d e s L i N i M n CO 2 u t i l i s a n t encore moins de cobalt (le ratio nickel:manganèse:cobalt aujourd’hui de 1:1:1 tomberait à 6:2:2 ). A i n s i , l a c r o i s s a n c e d e l a d e m a n d e e n b a t t e r i e lithium-ion, boostée par celle en mobilité électrique, n’est pas sans conséquence sur la chaîne d’approvisionnement e n m a t i è r e s p r e m i è r e s . D ’i m p o r t a n t e s n o u v e l l e s capacités d’extraction et de raffinage de lithium et de cobalt seront nécessaires pour répondre à la demande. D’une part, les réserves mondiales en lithium s’accroissent rap- idement et devraient pouvoir suivre la demande à long terme. D’autre part, le cobalt pose des questions de crit- icité bien plus sérieuses. En effet, le cobalt est aujourd’hui un sous-produit minier et sa produc tion est concentrée en République Démocratique du Congo où la stabilité géo- politique est incer taine et les conditions de travail des mineurs dénoncées par des ONG. Finalement, ce maté - riau constitue une part non négligeable du prix de la bat- terie et incite les industriels à consentir d’importants efforts en recherche et développe- ment pour réduire la teneur en cobalt de leurs produits. Martin PIERSON Historique du prix du Cobalt au LME en $/tonnes © London Metal Exchange I N F ’ O S E | F é v r i e r 2 0 1 9 13VÉHICULES ÉLECTRIQUES
  14. 14. Ces dernières années plu- sieurs entreprises euro- p é e n n e s o n t f a i t l ’o b j e t d’acquisitions par la Chine, notamment dans le secteur énergétique. Certains pensent que la Chine est une menace et « achète l’Europe » tandis que d’autres la considèrent comme un « sauveur ». Le secteur de l’énergie n’est qu’un secteur parmi d’autres concernés par la politique d’expansion chi- noise. Depuis le choc pétro- lier des années 70, l’Europe a décidé de diversifier ses res- sources énergétiques et de renforcer son indépendance en termes d’approvisionnement. Toutefois, depuis 2008, la Chine concentre ses investisse- ments en Europe en acquérant des parts d’entreprises. Ceci constitue -t-il une menace pour l’Europe ? L’Europe, a-t- elle une politique unifiée et claire qui garantit sa sécurité et son indépendance géopoli- tique ? L’ U E i m p o r t e p l u s d e l a moitié de l’énergie qu’elle consomme. Sa dépendance à l’impor tation est par tic- ulièrement élevée pour le pétrole brut (87,8%) et le gaz naturel (70,4%) (Eurostat 2018 [1]). La facture totale d e s i m p o r t at i o n s d é p a s s e le milliard d’euros par jour. De nombreux pays dépen- dent fortement d’un fournis- seur unique, par exemple, certains dépendent entière- ment de la Russie pour le gaz naturel. Cette dépendance les rend vulnérables aux ruptures d’approvisionnement, qu’elles soient causées par des con- flits politiques ou commer- ciaux ou par des défaillances d’infrastructures. Ainsi, le différend sur le gaz entre la Russie et l’Ukraine en 2009, a entraîné de graves pénuries dans de nombreux pays de l’UE. En réponse à ces préoc- c u p a t i o n s, l a Co m m i s s i o n européenne a publié sa stra- tégie de sécurité énergétique en mai 2014 [2]. Cette straté- gie vise à garantir un appro- v i s i o n n e m e nt é n e rg é t i q u e stable et abondant aux citoy- ens et à l’économie europée- nne. A travers cette stratégie, l’Europe s’engage à concré - tiser son indépendance éner- gétique, cependant, le risque d’acquisition de ses moyens de production par les Hors UE, en l’occurrence la Chine, demeure non abordé. L a d é t e r m i n a t i o n d u « monstre » chinois Depuis son ouverture au com- merce extérieur et la mise en œuvre des réformes du marché libre en 1979, la Chine est l’un des pays dont l’économie a la croissance la plus rapide, avec une croissance annuelle moyenne du produit intéri- eur brut de 6,9% en 2017 [3]. L’Europe a commencé à rece- voir d’importants FDI (Foreign Direc t Investment) chinois à partir de 2001, lorsque la Chine a commencé à dérégle- menter ses investissements à l’étranger et à encourager ses champions nationaux à «sortir». L’Europe fait figure de destination pr ivilégiée pour plusieurs raisons. Tout d’abord, les entreprises euro- péennes occupent une posi- tio n de leader en ter mes d’actifs incorporels tels que la technologie, le savoir-faire, et les marques, ce qui manque L’Europe risque-t-elle « un choc chinois » ? I N F ’ O S E | F é v r i e r 2 0 1 9 14 LE CHOC CHINOIS
  15. 15. aux entreprises chinoises. L’acquisition de ces ac tifs incorporels aidera les chinois à améliorer leur chaîne de valeur. Deuxièmement, les marchés européens ont tou- jours ouvert la porte aux inves- tisseurs chinois qui trouvent peu d’obstacles à leur entrée (contrairement aux américains qui sont moins accueillants vis-à-vis des FDI chinois). En 2014, nous constations que les États membres de l’UE se dis- putaient encore pour recevoir Figure 1 : L’évolution des FDI chinois dans l’Europe entre 2001 et 2014. Source : [4] des FDI chinois (figure 1). De plus, le FDI chinois en Europe est devenu beaucoup plus diversifié et il s’étend maintenant à de nombreux secteurs importants (figure 2). Des économies en difficulté, telles que celles du Portugal ou de l’Italie, ont vu les opéra- tions de FDI chinois proli- férer dans des secteurs stra- tégiques tels que les infra- structures et l’énergie. Par exemple, une part de 21,3% du réseau national portugais Energias a été achetée par l ’entrepr ise chinoise Trois Gorges. En I talie, un total de 3  milliards d’euros a été investi dans le sec teur de l’énergie, dont une partie a été dédiée à l’acquisition par le chinois State Grid d’une Figure 2 : Les FDI chinois par secteur. Source : [5] I N F ’ O S E | F é v r i e r 2 0 1 9 15LE CHOC CHINOIS
  16. 16. participation dans CDP Reti, l’agence nationale de réseau [6]. Même la France, pays euro- péen le plus réticent à recev- oir des FDI Chinois, a permis à la Chine d’investir dans ses infrastructures. En décembre 2014, le gouvernement fran- çais a annoncé la vente d’une participation de 49,9% dans l’aéroport de Toulouse à un consortium chinois. La taille des entreprises chi- noises joue aussi un rôle impor tant dans ce mouve - ment d’acquisitions. Prenons l ’e x e m p l e d e l ’e n t r e p r i s e d ’Etat chinoise State Grid Corp. of China (SGCC ). Le classement Fortune Top 500, tous pays et secteurs confon- dus, a positionné SGCC comme la deuxième entreprise la plus puissante et la plus riche du monde. SGCC disposait en 2016 d’un chiffre d’affaires de 363 milliards USD, soit 5 fois celui d’EDF… Ces acqui- sitions et ces sommes impor- tantes, souvent mobilisées sous tutelle de l’Etat (REN, CDP Reti, Public Power Corp), suscitent une inquiétude chez les hommes politiques au vu de l’influence chinoise non- négligeable au niveau de chaque État. L’Eu r o p e : l ’u n i o n fa i t l a force ! La force de l’Europe réside dans son union, par conséquent, les décisions prises par les pays membres de l’UE et liées à des secteurs stratégiques tels que l’énergie doivent afficher une même position afin d’éviter une emprise chinoise. Le 20 novembre 2017, le Conseil Européen a mis en place un mécanisme de contrôle des investissements [7], toute - fois ce mécanisme demeure inefficace car les politiques des Etats membres sont très divisées. En effet, ces pays agissent selon leur relation déjà établie avec les chinois, qui ont un coup d’avance sur la stratégie européenne. On peut citer l’exemple de la Grèce qui constitue une porte d’entrée chinoise en Europe : La China Energy Investment Corporation, l’une des plus grandes entreprises au monde dans le domaine de l’énergie, a signé le 5 juillet 2018, à Athènes, un accord de coo- pération stratégique avec la société grecque Copelouzos G ro u p d a n s l e s d o m a i n e s de l’énergie renouvelable et de l’électricité convention- nelle [8]. Les pays d’Europe de l’Est comme la Pologne ainsi que le Portugal se mon- trent très ouverts aux inves- tissements chinois. Philippe Le Corre (Senior Fellow à la Harvard Kennedy School de Cambridge) nous rappelle que « dans les pays du sud du con- tinent » tels que le Portugal « un sentiment anti-allemand s’est développé », appuyé par l’idée que l’Europe « n’a pas été présente pour “eux” pendant la crise, alors pour- quoi pas les chinois» [9]. D’un autre côté, l’Allemagne qui adopte une politique pro- tectionniste sur tout envers les chinois a instauré en 2017 une loi qui interdit une prise de participation de plus de 25 % par un investisseur non européen dès lors qu’elle représente un danger pour l’ordre public ou la sécurité du pays. Le gouvernement alle- mand cherche à ramener cette fraction à 15%. En France, ces nouvelles mesures sont marquées par le décret de mai 2014 pris par le minis- tre du redressement produc- tif, Arnaud Montebourg, qui instaura lui aussi un système d’autorisation préalable du ministère de l’économie aux groupes étrangers désirant acquérir une entreprise fran- çaise de l’énergie, de l’eau, des transports, de la santé et I N F ’ O S E | F é v r i e r 2 0 1 9 16 LE CHOC CHINOIS
  17. 17. des télécoms [10]. Recommandations M. Michel Derdevet, Secrétaire Général d’ENEDIS, s’interroge [11] : « Quand l’Europe trem- blera ?», l’Europe qui a tou- jours opté pour l’ouverture du marché commence à « trembler » et devient crain- t i ve. A f i n d e l i m i t e r, o u plutôt “rationnaliser” cette conquête chinoise, Nicolas Mazzucchi [12] a proposé une première solution : la golden Share, une action par laquelle les états européens détiendront un droit de veto sur l’ensemble du capital des entreprises quand celles-ci feront l’objet d’une acqui- sition par un tiers étranger. Ce t te d é m a rc h e, a d o p té e par le Brésil en 1997 lors de la libéralisation du secteur pétrolier avec Petrobras, per- mettra aux pouvoirs publics de disposer d’une capacité de blocage des décisions qui iront à l’encontre de l’intérêt commun. Nous proposons une deuxième solution qui serait de créer des caisses d’investissements. Par exemple, le gouverne - m e n t a l l e m a n d a b l o q u é l’acquisition de 20 % du capital du gestionnaire de réseau d’électricité « 50 Hertz » par un investisseur chinois [13]. Le gouvernement a mobilisé une banque publique pour acheter ces parts à la place de l’investisseur chinois. Mais ce n’est pas toujours possible de mobiliser des banques pub- liques pour éviter les acqui- sitions des entreprises des secteurs stratégiques comme l e s e c t e u r é n e r g é t i q u e . L’ E u r o p e , q u i r e p r é s e n t e u n e « p r o i e é c o n o m i q u e facile » pour la Chine d’après Mazzucchi, doit créer une c a i s s e d ’i n v e s t i s s e m e n t s commune pour qu’elle puisse t ro u ve r d e l ’a rg e n t p o u r éviter les risques liés à ces investissements. De nombreux investissements chinois en Europe n’ont certes qu’un objectif commercial, et ne présentent guère de risques. Cependant, certains i n v e s t i s s e m e n t s p e u v e n t g é n é r e r d e s i n q u i é t u d e s lorsqu’ils concernent notam- ment le secteur énergétique. Aboubakr MACHRAFI Remarque : Ce travail s’inspire d’une étude réalisée pour le CREDEN, travail réalisé en binôme avec Hamza MRAIHI dans le cadre de la formation au mastère spécialisé OSE. Le document complet peut être fourni sur demande du lecteur intéressé. D’amples références y figurent. I N F ’ O S E | F é v r i e r 2 0 1 9 17LE CHOC CHINOIS
  18. 18. ©2007 Mark GabrenyaSources : [1] Eurostat, 2018. La production et les importations d’énergie - Statistics Explained. URL https://ec.europa.eu/eurostat/statis- tics-explained/index.php?title=Energy_production_and_imports/fr#Les_importations_couvrent_plus_de_la_moiti.C3.A9_ des_besoins_en_.C3.A9nergie_de_l.E2.80.99UE-28 (accessed 1.17.19). [2] L a p u b l i c at i o n e s t s u r l e s i te : ht t p s : / / e c. e u ro p a . e u / e n e rg y / e n / to p i c s / e n e rg y- s t rate g y- a n d - e n e rg y- u n i o n / energy-security-strategy [3] http://perspective.usherbrooke.ca/bilan/tend/CHN/fr/NY.GDP.MKTP.KD.ZG.html [4] Source : EUROSTAT and MOFCOM [5] Betty Huang, Le Xia : « China | ODI from the Middle Kingdom: What’snextafter the bigturnaround? » , BBVA ResearchMacroeconomicAnalysis, 13 Feb 2018 [6] Chinese energy investments in Europe : An analysis of policy drivers and approaches (Liedtke, 2016) [7] Commission des affaires européennes, janvier 2014, Rapport d’information sur les investissements de provenance extra- communautaires et le contrôle des intérêts stratégiques européens, Assemblée Nationale [http://www.assemblee-nationale. fr/14/europe/rap-info/i1602.asp#P241_41544] [8] French.xinhuanet.com, « Signature d’un accord de coopération énergétique stratégique sino-grec à Athènes », Publié le 2018-07-06 [9] LeFigaro.fr, « Face à la Chine et ses «nouvelles routes de la soie», l’Europe se divise », Publié 27/11/2018 à 20:07. URL : http://www.lefigaro.fr/conjoncture/2018/11/27/20002-20181127ARTFIG00297-face-a-la-chine-et-ses-nouvelles-routes-de- la-soie-l-europe-se-divise.php [10] Bourbon, J.-C., 2017. Protectionnisme : l’Allemagne aura aussi son « décret Montebourg ». [11] Derdevet, M., 2018. La coopération énergétique avec la Chine, entre yin et yang. La revue de l’Energie, n°641 [12] Mazzucchi, N., 2018. La Chine et les réseaux électriques européens : stratégie et enjeux géoéconomiques. Fondation pour la recherche stratégique, note n°16/18. [13] LesEchos.fr, « Berlin veut encore durcir sa législation contre les investisseurs chinois », Publié le 07/08/18 À 17H11 I N F ’ O S E | F é v r i e r 2 0 1 9 18 LE CHOC CHINOIS
  19. 19. Des aler tes envoyées par la f o r t e t h e r m o -s e n s i b i l i t é e t l ’i n t é g r at i o n d e s é n e r g i e s renouvelables De p u i s m a i n t e n a n t q u e l q u e s a n n é e s , l a question de l’adjonction de nouveaux mécanismes pour garantir la pointe électrique est régulièrement soulevée. Le problème se pose partic- ulièrement pour les pointes de demande. Dans un con- texte marqué par l’absence de solutions de stockage à grande échelle, il faut réaliser l’équilibre entre l’offre et la demande à chaque instant par l’intermédiaire de moyens de production rapidement mobil- isables. Le problème de la sécu- rité d’approvisionnement lors des pointes de demande s’est amplifié après la libéralisation du secteur de l’électricité. En effet, plusieurs éléments sont de nature à accroître le risque de défaillance, le premier est la montée de la part de l’électricité produite par des sources renouvel- ables ; ce qui induit plusieurs problèmes spécifiques. Tout d ’ a b o r d , l e s s u b v e n t i o n s dont bénéficient les éner- gies renouvelables et leurs faibles coûts marginaux men- acent la rémunération des centrales de pointe, les cen- trales à gaz étant particulière- ment concernées. En 2017, la part du gaz dans la pro- duction d’électricité n’était que de 7,7 % du mix élec- trique [1]. Ces unités sont appelées de plus en plus rare- ment, et ce d’autant plus que l’importation de gaz de schiste américain rend plus compé - titives les centrales à charbon. Les centrales existantes fonc- tionnent un nombre d’heures limitées dans l’année. Une analyse économique de RTE e t l ’A D E M E f a i te e n 2 0 1 6 montre qu’entre 2013 et 2015, les unités cycles combinés à gaz (CCG par la suite) n’ont jamais opéré au- dessus de leurs seuils de fermeture, ne couvrant ainsi pas leurs coûts variables [2]. Le deuxième risque tient à la forte thermo-sensibilité de la consommation d’électricité en France. En effet, l’appel d e p u i s s a n c e n ’ a c e s s é d’augmenter pour atteindre une sensibilité de 2,4 GW à chaque fois que la tempéra- ture chute d’un degré Celsius en 2018 [3]. De surcroît, la capacité maximale appelée en pointe hivernale est passée de 79 GW à 102 GW entre 2001 et 2012 (Figure 1). Cet écart de plus de 20 GW s’explique p a r l ’ u t i l i s a t i o n m a s s i v e du chauffage électrique en France. Le rappor t Poignant e t Sido En 2009, suite à la demande du ministre chargé de l’énergie, u n g r o u p e d e p a r l e m e n - taires, dirigé par Bruno Sido et Serge Poignant, a travaillé sur la question de la pointe de consommation entre 2009 et 2010. Poignant et Sido ont fait un panel de propositions dont l’une consistait en la construction d’un marché de capacité market wide, dans la mesure où même l’aléa des énergies renouvelables est pris en compte. Ce marché Le mécanisme de marché de capac- ité, un chantier réglementaire de grande ampleur I N F ’ O S E | F é v r i e r 2 0 1 9 19LE MARCHÉ DE CAPACITÉ
  20. 20. repose sur l’échange, entre d’un côté, des fournisseurs obligés d’assurer la sécurité d’approvisionnement de leurs clients et, de l’autre côté, des producteurs capables de mobiliser des capacités de production ou d’effacement d’électricité. Les propositions du rapport de Poignant et Sido ont été reprises à l’identique dans la loi NOME . La construction du marché français a par la suite été confiée en 2011 au ges- tionnaire de réseau de trans- port d’électricité, RTE. Figure 1 : Pics de consommation en France. Source: RTE De longues discussions entre la Fr ance e t la Commission européenne… Face à la multiplication des mécanismes de capacité très hétérogènes mis en place ou projetés par les Etats membres de l’Union européenne, la Commission européenne a ouvert une enquête sectorielle pour cadrer les aides d’État. Ces dernières doivent être jus- tifiées par une situation col- lectivement sous-optimale. En effet, pour être accepté par la commission européenne, un projet d’aides publiques doit non seulement trouver ses racines dans une défaillance de marché, mais les autorités publiques doivent prouver que l’intensité des mesures prises est strictement propor- tionnée à ce qui est nécessaire pour remédier aux imperfec- tions du marché, de façon à limiter les distorsions de con- currence qui pourraient en résulter. En 2014, la Commission euro- péenne demandait, dans le cadre du soutien à la pro - duction d’électricité à partir de sources renouvelables, la substitution aux mécanismes administrés, de mécanismes de marché reposant soit sur des mises en concurrence soit sur des accompagne - ments reliés aux évolutions des prix du marché [4]. De sur- croît, la montée de la part de l’électricité produite par des sources renouvelables dans le mix a accéléré l’acceptation d e s i n t e r v e n t i o n s p u b - l i q u e s p a r l a Co m m i s s i o n européenne. La commission a donc accepté que la possibilité du déclasse- ment des unités de pointes à cause d’une privatisation de la rente de rareté soit suf- f i s a nte p o u r j u s t i f i e r d e s aides et accompagnements publics à la concurrence, c’est l’argument du missing money. La commission n’a pas manqué I N F ’ O S E | F é v r i e r 2 0 1 9 20 LE MARCHÉ DE CAPACITÉ
  21. 21. de signaler dans son rapport sur les régimes d’aides publié en 2016 [5] que, contraire - ment à ce qu’elle suggère, le mécanisme de capacité fran- çais n’a pas été conçu pour résoudre un éventuel prob- lème de missing money mais bien pour garantir la sécu- r i t é d ’a p p r o v i s i o n n e m e n t du système électrique fran- çais (notamment à la pointe d e c o n s o m m a t i o n ) , e n rémunérant la disponibilité des moyens qui ne peuvent être rémunérés de façon sat- isfaisante uniquement sur le marché de l’énergie [6]. En 2016, la Commission euro- péenne a lancé une procédure formelle contre la France con- cernant le mécanisme projeté par les pouvoirs publics. Le but de la commission euro- péenne était de : • M e t t r e e n p l a c e d e s mesures permettant de palier aux distorsions de concurrence qui pourraient résulter de la présence d’un opérateur à la fois domi- nant en terme de capacités installées et verticalement intégré. En effet, une sous- cer tification de la par t de l’opérateur dominant, couplée avec un rééquili- brage tardif est de nature à augmenter le cours du certificat. De surcroît, un risque concurrentiel pour- rait tenir à des stratégies de ciseau tarifaire entre les branches aval et amont de l’opérateur historique. • Inclure de façon explicite la participation des capac- ités étrangères issues de l’interconnexion . • Créer à l’horizon 2019, un dispositif spécifique pour améliorer la visibilité des investisseurs. Ces derni- ers bénéficieront ainsi des revenus fixes sur la capac- ité installée pendant 7 ans. Pour répondre aux exigences de la Commission europée - nne, des modifications ont été apportées au mécanisme fran- çais à travers l’arrêté du 29 Novembre 2016 [7]. Les nou- velles mesures prisent par la France : • Imposent que les échanges de gré à gré au sein d’un a c t e u r i n t é g r é s o i e n t publiés dans le registre de capacité ; • Imposent aux acteurs dom- inant, par ticulièrement, E D F, U N I P E R e t E N G I E d’informer la CRE de leurs stratégies de détermina- tion de prix dans leurs offres sur le marché de capacité ; • augmentent la liquidité sur le marché organisé en imposant à l’acteur dom- inant de proposer plus de 10 GW de garanties de capacité lors des enchères organisées chacune des quatre années précédant l’année de livraison ; • i m p o s e n t a u x c o n - s o m m a t e u r s q u i s’approvisionnent directe- ment sur le marché de gros de supporter a priori, l ’o b l i g a t i o n c o r re s p o n - dante à la part de la con- sommation pour laquelle i l s s ’ a p p r o v i s i o n n e n t . Le 1er Août 2018, le min- istre de l’Économie et des Finances a adressé à l’autorité de la concurrence (AdlC par la suite) ainsi qu’à la CRE une lettre de demande d’avis con- cernant un projet de décret traduisant les engagements de la France auprès de la Commission européenne [8]. Le projet de décret introduit deux engagements majeurs, il s’agit de la prise en compte explicite des capacités issues de l’interconnexion et de la contractualisation pluriannu- elle des nouvelles capacités de production. I N F ’ O S E | F é v r i e r 2 0 1 9 21LE MARCHÉ DE CAPACITÉ
  22. 22. La co n t r ac t ua l i s at i o n p lu - r i a n n u e ll e d e s n o u v e ll e s capacités Afin d’augmenter la visibil- ité des investisseurs, le ges- tionnaire du réseau français prévoit la mise en place d’un mécanisme d’appel d’offres. Ce mécanisme por tera sur une durée de sept ans et sera organisé par le ministre chargé de l’énergie quatre ans avant la période d’engagement. De nouvelles capacités utiles à la collectivité seront retenues et bénéficieront d’un revenu en capacité fixé sous forme d’un contrat de différence prenant en compte la différence, pos- itive ou négative, entre le Figure 2 : Schéma explicatif de la nouvelle forme du mécanisme de capacité français. Source : RTE prix de l’offre et le prix de référence marché . Cet écart donne lieu à un gain ou à un coût reversé ou exigé selon les cas aux acteurs obligés que sont les fournisseurs. La sélec tion des centrales retenues passe par la con- struc tion d’une courbe de demande administrée (Figure 1) approuvée par le ministre chargé de l’énergie et la CRE. L’ouverture du mécanisme aux capacités transfrontalières Dans son communiqué final de 2016 suite à l’enquête sec torielle, la Commission européenne précise : « les mécanismes de capacité à l’échelle du marché doivent e x p l i c i t e m e n t p e r m e t t r e la par ticipation transfron- tière afin de minimiser les distorsions de concurrence et des échanges transfron- tières, de garantir l’existence d’incitations à poursuivre les investissements dans les inter- connexions et de réduire les coûts, à long terme, de la sécu- rité d’approvisionnement » [6]. RTE propose donc d’organiser, par frontière, deux enchères de mise en vente de tickets d’accès. Le nombre de tickets mis en vente est cohérent avec la contribution trans- frontalière de la frontière à la sécurité d’approvisionnement en France, calculée par RTE et proposée dans le projet de règles. Les enchères auraient lieu respectivement quatre ans et un an avant l’année de livraison (AL). Les modalités techniques de ces enchères (forme des offres, date limite de dépôt et modalités de sélection) ne sont pas préci- sées dans le présent projet et feront l’objet d’une proposi- tion complémentaire future I N F ’ O S E | F é v r i e r 2 0 1 9 22 LE MARCHÉ DE CAPACITÉ
  23. 23. de RTE sur laquelle la CRE rendra un avis [9]. Les revenus des enchères aux frontières profiteront à RTE et aux gestionnaires de réseau de transport frontalier, sous réserve que les capacités fran- çaises soient prises en compte dans un marché de de capac- ité market wide du pays en question. Av i s d e l ’Ad l C e t d é l i b é r a - t i o n d e l a CRE co n c e r n a n t le proje t de décre t Selon la CRE et l’AdlC, les mesures projetées par les autorités publiques présen- tent toujours des défauts et des risques. Tout d’abord, l’AdlC estime que la durée de sept ans ne reflète en rien la durée de vie des nouvelles capacités de production. Elle recommande ainsi de vérifier la pertinence des signaux d’investissement envoyés au marché par cette d urée. D e s urc ro î t, l ’Ad lC signale : « la mise en œuvre d u m é c a n i s m e d è s 2 0 1 9 présente un “effet d’aubaine” difficilement compréhensible au détriment des consomma- teurs, les capacités présen- tées cette année -là ayant manifestement été décidées voire construites avant cette date». L’autorité invite donc les pouvoirs publics à étudier la possibilité de recul en ce qui concerne la mise en place des nouveaux ajustements dès 2019. E n s u i t e, l ’Ad l C e t l a C R E estiment que la courbe de demande administrée est un facteur clef de la réussite du modèle français. Plusieurs acteurs se questionnent sur la méthodologie de construction de cette courbe, qui reste non documentée dans le projet de décret [8]. Il est donc primor- dial de justifier la pertinence des paramètres retenus pour la construction de la courbe de demande administrée afin d’éviter tout mécanisme de boîte noire. Le caractère unique de ce mécanisme, par rappor t au mécanisme centralisé plus répandu, est encore un critère très critiqué par la CRE et l’AdlC. C’est pourquoi nous posons cette question en guise d’ouverture : La complexité du mécanisme et l’inertie pour qu’il soit mis en place sont- elles justifiables ? N’est-il pas plus per tinent d’opter pour un mécanisme facilitant l’harmonisation souhaitée par l’Union européenne ? Mahmoud MOBIR Sources : [1] RTE, «Mix électrique français en 2017,» RTE, 2018. [2] ADEME, «Signal prix du CO2, Analyse de son impact sur le système électrique européen,» ADEME, 2016. [3] S. Signoret, «Marché de capacité : à peine lancé, déjà en évolution,» Energie Plus, 2019. [4] e. Commission, «Lignes directrices concernant les aides d’État à la protection de l’environnement et à l’énergie pour la période 2014-2020,» Commission europée- nne, 2014. [5] e. Commission, «Rapport final de l’enquête sectorielle sur les mécanismes de capacité,» Commission européenne, 2016. [6] e. Commission, «Décision de la Commission concernant le régime d’aides SA.39621 (2015/C),» Commission européenne, 2016. [7] « Arrêté du 29 novembre 2016 définissant les règles du mécanisme de capacité et pris en application de l’article R. 335-2 du code de l’énergie,» Service public de la diffusion du droit, 2016. [8] AdlC, «Avis n° 18-A-12 du 26 octobre 2018 concernant un projet de décret relatif au mécanisme de capacité dans le secteur de l’électricité,» Autorité de la concur- rence, 2018. [9] CRE, «Délibération de la CRE N°2018-284 du 20 décembre 2018 portant avis sur le projet de règles du mécanisme de capacité,» Commisssion de régulation de l’énergie, 2018. I N F ’ O S E | F é v r i e r 2 0 1 9 23LE MARCHÉ DE CAPACITÉ
  24. 24. Les ambitions de la filière biomé- thane freinées par la nouvelle PPE Dans un contexte de réduc- tion des émissions de gaz à effet de serre, le bio- méthane, ou « gaz ver t  », o f f r e d e s p e r s p e c t i v e s extrêmement intéressantes. Toutefois, le nouveau projet de Planification Pluriannuelle de l’Energie (PPE), publié le 25 janvier 2019, qui fixe les ori- entations pour les périodes 2019-2023 et 2024-2028, ne fait pas la part belle à cette f i l i è re, p o u r t a nt e n p l e i n essor. Le biométhane résulte de la dégradation de matières orga- niques, appelées les intrants, qui peuvent être des déchets agricoles tels que du fumier, mais aussi des déchets ali- m e nt a i re s, o u e n co re d e s boues de stations d’épuration ou des boues industrielles, etc. A l’issue du processus de production, le biométhane possède les mêmes caracté- ristiques que le gaz naturel, et peut donc avoir les mêmes applications. La différence réside dans le fait que ce gaz est d’origine renouvelable, et qu’il est moins émetteur de CO2 . Une étude menée par l’ADEME et GRDF, suivant une méthodologie d’Analyse du Cycle de Vie (ACV ), a montré que le biométhane permet- tait une réduction de « 188 g r a m m e s d e CO 2 é q u i v a - lent par kilowattheure (kWh) p r o d u i t , i n j e c t é , e t c o n - sommé  » par rapport au gaz naturel [1] qui, selon l’ADEME, émet 241 grammes de CO2 équivalent par kWh [2]. Par ailleurs, la production de biométhane permet de val- oriser les déchets, de dyna- miser les territoires en renfor- çant l’économie circulaire, et de diversifier les activités des agriculteurs. Ce s n o m b re u x ato u t s o nt c o n d u i t l e g o u ve r n e m e n t Source : GRTGaz [2] I N F ’ O S E | F é v r i e r 2 0 1 9 24 FILIÈRE BIOMÉTHANE ET PPE
  25. 25. sortant à fixer dans la Loi sur la Transition Energétique et la Croissance Verte (LTECV ) un objectif de 10 % de gaz renouvelable en France d’ici 2030. Malgré la jeunesse de la filière biométhane (le cadre réglementaire de l’injection ne date que de 2011), ses a c te u r s s o nt a l l é s e n co re p l u s l o i n , e n a n n o n ç a n t pouvoir atteindre un objec- tif de 30% de biométhane à la même échéance. La confi- ance de ces acteurs dans le développement de leur filière est confirmée par un nombre de projets de méthanisation en constante augmentation. Il faut noter qu’il faut 3 à 5 ans pour qu’un projet voie le jour, d’où l’existence d’une file d’attente. Face au for t potentiel de cette filière en plein essor, l e s i n co m p ré h e n s i o n s o nt été nombreuses lors de la parution du projet de PPE. Le gouvernement revoit, en effet, à la baisse les objec- tifs d’injection préalablement fixés, et annonce une baisse drastique des tarifs de rachat du biométhane. L a c a u s e d e c e c o u p d e frein est le coût de produc- tion élevé du biométhane en France à l ’heure ac tu - elle. Dans le projet de PPE, le gouvernement oppose le coût de revient de 100 €/MWh PCS pour le biométhane en 2017, à un prix de  18 €/MWh PCS pour le gaz naturel  [4]. Face au nombre croissant de projets d’injection, l’Etat ne peut continuer à assurer à la filière un soutien finan- cier aux coûts de production actuels. Ainsi, pour limiter les dépenses à engager pour la filière, la PPE fixe un nouvel objectif de 7 % de gaz renouv- elable à l’horizon 2030. L e s o b j e c t i f s e n t e r m e s de  ­capacité d’injection (voir graphique ci-dessous) sont également revus à la baisse. La précédente PPE (2016), visait une injection de 8 TWh en 2023, contre 6 T Wh pour la nouvelle. Pour 2028, le volume injecté dépendra de la capacité de la filière à réduire les coûts de production, c’est p o u r q u o i d e u x s c é n a r i o s ont été établis. Cette baisse des objectifs d’injection de Source : GRTGaz [3] I N F ’ O S E | F é v r i e r 2 0 1 9 25FILIÈRE BIOMÉTHANE ET PPE
  26. 26. 8 à 6 TWh pour 2023 est inco- hérente, puisqu’il existe déjà plus de 650 projets en file d’attente, avec une capacité de plus de 13 T Wh. Ainsi, le scénario A pour 2028 semble bien en-deçà des capacités des territoires. Les acteurs de la filière se sont exprimés sur cette PPE lors d’une table ronde, à l’occasion du forum Biogaz Europe le 30 janvier à Rennes. Tous regrettent la modestie des objectifs fixés et la baisse des coûts demandée à la filière. Catherine Brun, secrétaire générale de GRTGaz, parle d’un dispositif « avec ceinture et bretelles » [5]. En effet, afin de mieux con- trôler les volumes injectés et les dépenses associées, un système d’appel d’offres semestriel devrait être mis en place, avec une enveloppe de 350 GWh PCS par an à allouer par appel d’offre. Alors que la production de biométhane coûte aujourd’hui 95 €/MWh PCS, la trajectoire de référence du tarif de rachat fixée par la nouvelle PPE pour les projets soumis à appel d’offres serait de : • 67 €/MWh PCS en 2023 • 60 €/MWh PCS en 2028 Les volumes injectables seront revus à la baisse si cette dimi- nution du prix de production n’est pas atteinte et à l’inverse, l’enveloppe des appels d’offre augmentera si les coûts sont inférieurs à ceux fixés par la trajectoire de référence. Ces objectifs extrêmement ambitieux représentent un effort très important pour une filière en éclosion, puisqu’une r é d u c t i o n d e s c o û t s d e presque 30 % est attendue d’ici quatre ans. Alors, comment expliquer le choix d’une telle trajectoire ? D’après Sylvain Frédéric (GRDF) et Olivier Guerrini (Engie), ce tarif a été calculé en se basant sur des unités de production de très grande taille, comme il en existe au Danemark, par exemple [5]. La majorité de leurs installations possèdent, en effet, un débit  nominal supérieur à 1000  Nm3 /h de gaz renouvelable, la plupart Source : Ministère de la Transition Ecologique et Solidaire, Projet PPE 2019 I N F ’ O S E | F é v r i e r 2 0 1 9 26 FILIÈRE BIOMÉTHANE ET PPE
  27. 27. Sources : [1] Site Web GRDF, « Du biométhane pour réduire les gaz à effet de serre : l’étude ADEME-GRDF, le distributeur de gaz naturel ». [En ligne]. Disponible sur: https://www. grdf.fr/dossiers/biomethane-biogaz/etude-biomethane-gaz-a-effet-de-serre. [2] ADEME, « Base Carbone - Version 11.0.0 ». 18-nov-2014. [3] Site Web GRTGaz, « Données biométhane - GRTgaz ». [En ligne]. Disponible sur: http://www.grtgaz.com/solutions-avenir/grtgaz-solutions-davenir-pour-la-transition- energetique/le-biomethane-gaz-renouvelable/donnees-biomethane.html. [4] Ministère de la Transition Ecologique et Solidaire, « Projet Programmation Pluriannuelle de l’Energie 2019-2023 2023-2028 ». 25-janv-2019. [5] FREDERIC Sylvain, BRUN Catherine, ONNO Jean-Marc, GUERRINI Olivier, de SAINT-JOUAN Cédric, « Table Ronde : La place des gaz renouvelables dans la PPE », Forum Biogaz Europe, Rennes, 30-janv-2019. [6] REDDAD, JUGE, JEGOUX, « Synthèse des opérations d’injection de biométhane au Royaume-Uni et au Danemark ». ENGIE LAB CRIGEN, 25-avr-2017. [7] ADEME, GRDF, GRTGaz, « Un mix de gaz 100% renouvelable en 2050, synthèse de l’étude ». ADEME, janv-2018. des sites français ont eux un débit d ’injec tion inférieur à 200 Nm3 /h [6]. En France, la volonté est de conserver des exploitations agricoles t r a d i t i o n n e l l e s , d ’ u t i l i s e r des déchets locaux et ainsi encourager l’économie circu- laire, plutôt que de massifier la production. Po u r l e s i n s t a l l a t i o n s d e méthanisation de petite taille, le système d’achat en guichet ouvert est maintenu dans la nouvelle PPE, mais le tarif d’achat sera revu à la baisse si le volume total de biogaz con- tractualisé excède l’objectif de 800 GWh PCS par an [4]. En conclusion, l’enveloppe consacrée au gaz renouvelable semble bien maigre au regard d e s p e r s p e c t i ve s q u’o f f re cette filière. L’ADEME a mené, conjointement avec GRDF et GRTGaz, une étude sur la fais- abilité technico-économique d ’un scénar io mix de gaz 100 % renouvelable en France en 2050. Il en ressort que la France possède le gisement nécessaire pour répondre à la demande (selon le scénario énergie - climat de l’ADEME 2 0 3 5 - 2 0 5 0 ) , s i d i f fé re nte s technologies sont dévelop- pées, telles que la pyrogazé- ification ou le Power-to-Gas [7]. Le gaz renouvelable, com- plémentaire à l ’élec tr icité d’origine renouvelable et non stockable, a toute sa place dans la transition énergétique engagée par la France. Dorine JUBERTIE I N F ’ O S E | F é v r i e r 2 0 1 9 27FILIÈRE BIOMÉTHANE ET PPE
  28. 28. Le Mastère OSE à Valomed I N F ’ O S E | F é v r i e r 2 0 1 9 28 VISITE À VALOMED Le 6 février dernier, les étu- diants du MS OSE ont eu l’opportunité de visiter l’usine VALOMED d’Antibes où ils ont été accueillis par le directeur du site M. Philippe Moreau. Cette usine, issue d’un parte- nariat public privé de 2006 e n t r e Ve o l i a Pr o p r e t é e t UNIVALOM (syndicat mix te chargé du traitement et de la valorisation des déchets ménagers pour la Communauté d’Agglomération de Sophia Antipolis), vise à répondre à deux principaux objectifs : d’une part garantir le traite- ment des déchets dans une démarche de développement durable en limitant les rejets des fumées, d’autre part grâce à la réalisation d’une unité de valorisation énergétique à produire de l’électricité en utilisant l’énergie dégagée lors de la combustion des déchets. Le fonc tionnement de l’usine Le s d é c h e t s , m a j o r i t a i r e - ment ménagers, arrivent sur le site par le biais de bennes à ordures ménagères ou de semi-remorques. Leur tra- çabilité est assurée par une pesée et leur intégrité par u n p o r t i q u e p e r m e t t a n t d’identifier d’éventuels élé - ments radioactifs. Ce s d é c h e t s s o nt e n s u i te déversés dans une fosse de 4500 m3 depuis le hall de déchargement mis en dépres- sion afin d’éviter les envols et les odeurs. Des grappins pilotés depuis la salle de con- trôle (dont les étudiants ont pu voir l’utilisation) déversent ces déchets dans les trémies d’alimentation du four. L’incinération des déchets est assurée par deux fours d e c o m b u s t i o n , c h a c u n pouvant accueillir 9,5 tonnes de déchets. En ce qui con- cerne le fonctionnement de ces fours, ils sont préchauf- fés à 850 °C, avant d’atteindre 1100 °C avec l’apport des pre- miers déchets. Ils sont alors a l i m e nté s 2 4   h / 2 4 , 7 j / 7 , l’injection d’air depuis le hall de déchargement assurant le processus d’auto combustion sans nouvel apport d’énergie. L a c o m b u s t i o n g é n è r e Grapin pilotable (vue de la salle de contrôle) © Photos Mastère OSE
  29. 29. I N F ’ O S E | F é v r i e r 2 0 1 9 29VISITE À VALOMED d e s r é s i d u s s o l i d e s , l e s m â c h e f e r s , q u i r e p r é s e n - tent 40  000  tonnes par an. Leur valorisation est effec- tuée en Italie, l’usine payant alors environ 60 euros par tonne pour les y envoyer en traitement. L e s g a z p r o d u i t s p a r l’incinération quant à eux sor tent des fours à 950 °C. Ils sont alors dirigés vers la chaudière où commence le p ro ce s s u s d e va l o r i s at i o n énergétique. Se met alors en place un véri- table circuit fermé : en effet, les gaz à haute température permettent de chauffer l’eau contenue dans les tubes pour la transformer en vapeur (85% de l’énergie contenue dans les gaz de combustion est val- orisée pour produire cette vapeur). Celle-ci, chauffée à 350 °C, est dirigée vers une turbine afin de faire tourner l’alternateur qui va produire l’électricité. La vapeur dès lors redescendue à 50 °C à la sortie de la turbine revient à l’état liquide après être passée par un aérocondenseur puis est finalement redirigée vers la chaudière. Ainsi, l’unité produit une puis- sance électrique de 10  MW environ dont le quar t est utilisé pour le fonctionnement de l’usine, le reste étant redis- tribué sur le réseau électrique. Qu’en est-il alors de l’objectif de traitement des fumées ? A leur sortie de la chaudière, leur température est descen- due à 195 °C. Ils sont passés dans un réacteur sec dans lequel sont injec tés de la chaux et du charbon actif. Ce dernier a pour but de piéger les molécules de dioxines et métaux lourds, tandis que la chaux par une réac tion basique neutralise l’acidité des gaz. Ces gaz sont ensuite filtrés afin de récupérer dans les mailles les grains de chaux et de charbon contenant les molécules piégées, mais aussi les poussières de combustion initiale qui sont évacuées vers une unité de traitement des déchets dangereux. Enfin, un catalyseur chauffé à 240 °C s’occupe du traitement chimique des oxydes d’azote contenus dans les fumées à l ’a i d e d ’a m m o n i a c. Le s gaz peuvent désormais être évacués par les cheminées. Tout au long des processus cités précédemment, de nom- breux capteurs et une surveil- lance continue permettent de palier d’éventuels problèmes et s’assurent de la bonne teneur en dioxine des gaz à la sortie des cheminées. Il faut noter que l’usine va au-delà de la réglementation en vigueur en ce qui concerne l e t ra i te m e nt d e s f u m é e s puisqu’en moyenne elles con- tiennent 80mg/Nm3 d’oxydes d’azote contre 200 réglemen- taires et 0,05 ng/Nm3 de diox- ines contre 0,1 réglementaires. Le MS OSE tient à remercier le directeur du site M. Philippe Moreau ainsi que les person- nels qui nous ont accueillis à Valomed. Florian MARCHAT
  30. 30. Ca y e s t , l ’ a r r ê t d e t r a n c h e v i e n t d e démarrer pour le réacteur numéro 1 de la centrale nucléaire de Flamanville. Prévu de longue date selon l’enchaînement des arrêts (1 tous les 18 mois environ), il s’agit cette fois ci d’une visite décennale o u V D, nécessaire pour recharger le combustible au cœur du réacteur et réaliser de n o m b re u s e s a c t i v i té s d e m a i n t e n a n c e p r o g r a m - mées. Le temps d’arrêt est alors optimisé et tous les ser vices de maintenance sont au rendez-vous pour ré a l i s e r l e s co nt rô l e s e t travaux nécessaires dans le temps imparti. 24 h au cœur de l’arrêt de tranche à Flamanville. Centrale de Flamanville © EDF « Pl at e au » d ’a r r ê t . Alain arrive ce matin et on lui indique que son bureau a été déplacé dans le bâti- ment d’arrêt de tranche, d a n s l e q u e l e s t a u s s i i n s t a l l é l e p l a t e a u . C e t immense open space, dans lequel une partie de la cen- trale déménage, est installé t e m p o r a i r e m e n t a f i n d e mieux ordonner les actions de chacun. Tous les services sont alors réunis dans ce même bâti- ment : MRC (maintenance m é c a n i q u e, ro b i n e t te r i e, chaudronnerie), AEI (main- tenance automatisme, élec- tricité, informatique indus- tr ielle), ser vice fiabilité, c h i m i e , p r é v e n t i o n d e s I N F ’ O S E | F é v r i e r 2 0 1 9 30 ARRÊT DE TRANCHE
  31. 31. risques, intervenants exté- rieurs, etc. Chaque jour, le chef d’arrêt orchestre les actions à mener en suivant l ’ hor loge de l ’ar rêt, q u i organise les réunions jour- nalières nécessaires pour re m o nte r to u s l e s p ro b - lèmes rencontrés et suivre le fil rouge. Un représentant de chaque service est alors présent et des réunions à plus de 40 personnes ponct- uent la journée. L e r ô l e c l é d u c h a r g é d ’a f fa i r e s A l a i n a c o m m e n c é s o n poste de chargé d’affaires d e p u i s s e u l e m e n t d e u x mois. Après un BTS en main- t e n a n c e i n d u s t r i e l l e e t quelques années passées à l’atelier, il est maintenant chargé d’organiser avec ses collègues la maintenance en chaudronnerie dans la c e n t r a l e , a u t r e m e n t d i t é c h a n g e u r s, co n d e n s e u r, réchauffeurs, et tous types d’équipements sous pres- sion. En plus de garantir le bon fonctionnement de la centrale, les éléments s o u s p re s s i o n re p ré s e n - tent un point d’attention p a r t i c u l i e r, t o u t d é f a u t dans la régulation pouvant représenter un réel danger pour les employés. Alain a un peu la pression, mais aujourd’hui, et dans ce type d’environnement, il n’a pas le droit à l’erreur. Ces derniers mois, pendant l a p h a s e d e préparation modulaire, c ’est-à- dire la préparation millimétrique de l’arrêt, il a préparé ses dossiers avec soin, notam- ment avec l’aide de ses col- lègues plus expérimentés. Les dossiers prévoient au détail près les inter ven - tions à effectuer sur chaque équipement. « Jour 1 : intervention sur l’échangeur 2, 1 technicien, 3h, 3 pièces de rechange N F 2 5 6 , S G 6 8 1 , D B 1 2 2 , prévoir échafaudage, con- dition d’accès haute con- tamination. » Il doit connaître les équi- p e m e nt s s u r l e b o u t d e doigts afin de préparer au mieux le terrain et la par- faite logistique, et pour les premiers mois à vrai dire, il doit apprendre beaucoup et rapidement. Pour l’instant, Alain gère u n e d i z a i n e d e d o s s i e r s dont de petits échangeurs, mais en tant que chargé d’affaires expérimenté, il en aura bientôt plus d’une trentaine à gérer à la fois. Sa chef de pôle compte sur lui, ainsi que le service projet, qui a la tâche d’organiser l’arrêt de tranche dans son ensemble et de veiller à son bon déroulement. L e c o û t d ’ u n a r r ê t d e r é ac t e u r . Pour le moment, ses rela- tions avec le service projet s o n t b o n n e s m a i s t o u t retard risque de les com- p l i q u e r. C o m m e t o u t e journée d’arrêt représente u n e j o u r n é e d e p ro d u c - tion d’élec tricité perdue, tout retard dans l’arrêt de tranche peut représenter de grosses sommes d’argent. L e s a r r ê t s d e t r a n c h e p e u v e n t ê t r e d e t r o i s types. Un arrêt pour simple rechargement (ASR) durant environ un mois, une visite partielle (VP) durant environ 3 ou 4 mois, ou une décen- nale (tous les 10 ans) qui dure environ 6 mois. Dans ce dernier cas de grands travaux peuvent être entre- pris, comme dans le cadre du Grand carénage [1]. I N F ’ O S E | F é v r i e r 2 0 1 9 31ARRÊT DE TRANCHE
  32. 32. Un arrêt représente donc un ou plusieurs mois de p r o d u c t i o n d ’é l e c t r i c i t é perdue et constitue donc u n m a n q u e à g a g n e r conséquent. Cela prouve l’impor tance de la modulation de puis- sance pour la production nucléaire. En plus de per- mettre une baisse de pro- duction en cas de produc- tion importante des éner- gies renouvelables inter- mittentes (éolien, solaire), la modulation permet à EDF de réaliser d’impor tantes é c o n o m i e s . P o u r q u o i p ro d u i re à p l e i n e p u i s - sance, y compr is en cas de demande faible, si cela augmente la fréquence des arrêts pour rechargement et coûte des millions de plus en frais d’exploitation. Un équilibre est à trouver et le consommateur est aussi le bénéficiaire de ces coûts d’exploitation optimisés. I n t e r v e n t i o n e n m i l i e u r a d i oac t i f . Cependant, une des pre - m i è r e s p r é o c c u p a t i o n s d’Alain aujourd’hui est la g e s t i o n d e s c o n d i t i o n s d’inter vention des tech- niciens. Comment garantir la sécu- rité des interventions dans une centrale nucléaire où cer taines zones et maté - riels sont inévitablement contaminés par des élé - ments radioactifs ? E n l i e n a v e c l e s e r v i c e prévention des risques, des mesures sont menées dans c e r t a i n e s zo n e s a f i n d e vérifier le taux de contami- nation. Ensuite, en fonction des conditions, un temps d’exposition maximal est déter miné, pouvant être d e s e u l e m e n t q u e l q u e s m i n u t e s . P l u s i e u r s p e r - sonnes doivent donc inter- venir sur le même équi- p e m e nt a f i n d e ré p a r t i r les durées d’exposition de chacun. Si la contamination volu- mique est importante dans une zone, les intervenants doivent por ter une tenue étanche ventilée, alimentée en oxygène, et un surveil- lant de sécurité veillera en temps réel au respect des consignes et au bon fonc- tionnement de la distribu- tion en oxygène. Pr o b l è m e s u r l ’é c h a n g e u r 4. Ce matin, Emile, qui inter- v i e nt s u r l ’é c h a n g e u r 4 , r e m o n t e u n p r o b l è m e i n a t t e n d u . D e l a c o r r o - sion a été trouvée dans une cavité de l’échangeur. Alain ne sait pas exacte - ment comment procéder et ouvre un dossier selon la procédure, tout en con- tactant le service fiabilité. Les ingénieurs cherchent alors dans leur documen- tation foisonnante et trou- vent que ce type de cor- rosion est dû à une usure normale de l’acier dans ces c o n d i t i o n s . Fi n a l e m e n t , comme l’usure constatée n’a aucun impact sur le bon fonctionnement du maté - riel, il vaut mieux plani- fier la réparation en même temps qu’une maintenance de plus grande envergure sur l’équipement, déjà pro- grammée. Celle -ci évitera d’ouvrir l’équipement plu- sieurs fois. Un e ac t i v i t é d é m u lt i p l i é e L’activité est à son comble sur le plateau d’arrêt. Une cantine a été ajoutée et trois food trucks vendent c h a q u e j o u r b u r g e r s , salades et plats chauds pour le bonheur des travailleurs. I N F ’ O S E | F é v r i e r 2 0 1 9 32 ARRÊT DE TRANCHE
  33. 33. Sources : [1] D. GOUGEON, « La centrale de Flamanville à l’épreuve du grand carénage », Ouest-France.fr, 21-juin-2018. [En ligne]. Disponible sur: https://www.ouest-france.fr/normandie/la-centrale-de-flamanville-l-epreuve-du-grand-carenage-5838407. [Consulté le: 08-févr-2019]. [2] EDF, « La centrale nucléaire de Flamanville - Dossier de presse », juill-2017. [En ligne]. Disponible sur: https://www.edf.fr/ sites/default/files/contrib/groupe-edf/producteur-industriel/carte-des-implantations/centrale-flamanville%203%20-%20 epr/presentation/2017dpfla3.pdf. [Consulté le: 08-févr-2019]. [3] « A Dampierre, avec les nomades du nucléaire », Le Monde, avr-2011. L a t e n s i o n e s t p a l p a b l e pour boucler l’arrêt dans les temps. La centrale a des allures de fourmilière grouillante où les employés, environ 800 [2], sont rejoints par les externes pour atteindre environ 2800 personnes. Les externes viennent de toute la France et certains sont parfois surnommés les « nomades du nucléaire »[3]. Eq u i p e s d e m a i nte n a n ce t r è s p r o f e s s i o n n e l l e s , déplacés ou employés chez d e s fo u r n i s s e u r s co m m e G eneral Elec tric, ils par- courent le pays et inter- viennent sur les réacteurs nucléaires en phase d’arrêt. Normalement, la cadence de ces arrêts est planifiée sur le territoire et garantit une production d’électricité en continu grâce aux autres réac teurs disponibles, la France en comptant 58 au total. A Flamanville, alors que la visite décennale du réacteur numéro 1 touche bientôt à sa fin, celle du réacteur 2 ne fait que commencer. D’après un entretien avec Mona Fievet, EDF, le 1er février 2019. Toute ressem- blance avec des personnes existantes serait fortuite. Laura SOBRA Rotor d’alternateur lors de la visite décennale de la centrale de Flamanville en février 2018 © EDF I N F ’ O S E | F é v r i e r 2 0 1 9 33ARRÊT DE TRANCHE
  34. 34. Devenez partenaires evenement@mastere-ose.fr LA MOBILITÉ DURABLE Congrès osE 19e EDITION - 26 SEPTEMBRE 2019 Auditorium Mozart - CMA MINES ParisTech 1 rue Claude Daunesse - 06560 Sophia Antipolis Quels vecteurs énergétiques pour une mobilité décarbonée ?

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