Inf'OSE août/septembre 2018

1. http://eleves-ose.cma.mines-paristech.fr/ @mastereose Mastère Spécialisé OSE Retrouvez tous les numéros sur le site des élèves, et l’actualité du mastère sur Twitter et Facebook ! Dossier : Le stockage électrique au service des interconnexions des réseaux électriques de demain >> page 13 Mensuel sur l’énergie et l’environnement N° 135Août - Septembre 2018

2. ADRESSE E-MAIL 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 Coordinatrice - Catherine Auguet Chadaj Maquettiste - Samuel Petitjean Toute reproduction, représentation, traduc- tionouadaptation,qu’ellesoitintégraleoupar- tielle, quel qu’en soit le procèdé, 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. En cette fin de période de vacances et pour accompagner votre rentrée, la promotion 2017 des élèves du mastère OSE se sont mobilisés pour vous présenter leur dernière édition de l’inf ’OSE. Si l’on se concentre sur le secteur de l’énergie et que l’on exclut de fait l’affaire Benalla, on peut dire que l’actualité est restée calme cet été. C’était sans compter sur cette nouvelle tombée mardi 28 août qui marque la rentrée : la démission surprise de Nicolas Hulot. L’ancien ministre de la transition écologique et solidaire a dit ne plus vouloir se mentir. Qu’en sera-t-il des arbitrages rendus dans le cadre de la PPE dont la pre- mière version sera rendue publique au cours de ce mois ? La France, qui comme nous vous le montrons dans ce numéro a pour le moment seulement fait part de ses ambitions, va-t-elle en tirer les enseignements pour enfin se décider à engager les bons moyens pour atteindre ses objectifs climatiques ? Les attentes sont nombreuses, particulièrement pour l’avenir du secteur électrique français, l’occasion pour nous de vous partager une vision du réseau électrique de demain au centre duquel inter- viendra le stockage. Nicolas Hulot le martelait constamment : il faut changer de modèle et changer d’échelle. Nous évoquons dans ce numéro l’exemple d’un modèle de transition écologique en Inde ainsi qu’une solution innov- ante pour le traitement de l’eau. Enfin, puisque le problème du changement climatique est mondial, nous vous proposons une synthèse du rapport édifiant de l’AIE sur les investissements énergétiques dans le monde en 2017. Le moment est venu pour nous de passer la main à la prochaine promotion du mastère OSE. Nous la rencontrerons à l’occasion du Congrès OSE 2018 : « L’Hydrogène : Vecteur énergétique du futur ? », auquel vous êtes tous conviés et qui se déroulera le mardi 25 septembre prochain à l’Ecole des Mines de Paris, site de Sophia Antipolis (site d’inscription : https//congresose2018.eventbrite.fr). Florian ROUOT I N F ’ O S E | A o û t - S e p t e m b r e 2 0 1 8 2 ÉDITORIALCONTACTS

3. DOSSIER ARTICLES 04 - La France, ambitieuse mais en retard sur ses objectifs climatiques 08 - Et à l’échelle mondiale, quels investiss- ments dans le secteur énergétique ? 21 - Autoconsommation photovoltaïque en France 24 - Vers un marché régional de l’électricité en Afrique de l’ouest 26 - Auroville, un exemple de transition écologique à taille humaine 28 - Mascara, ou comment produire de l’eau...avec du soleil L’Hydrogène, vecteur énergétique du futur ? Mardi 25 Septembre 2018 à Sophia Antipolis (06) Le programme de ce colloque s’articulera autour des applications de l’hydrogène les plus prom- etteuses. Seront détaillées entre autres les caractéristiques de production, stockage et transport, ainsi que l’évaluation des performances économique et environnementale de ces applications. Pour plus d’informations, contactez : evenement@mastere-ose.fr 13 - Le stockage de l’électricité au service des interconnexions des réseaux élec- triques de demain Programme ÉVÉNEMENT OSE 2018, page 30 I N F ’ O S E | A o û t - S e p t e m b r e 2 0 1 8 3SOMMAIRE

4. La France, ambitieuse mais en retard sur ses objectifs climatiques LA FRANCE, CHEF DE FILE DE LA LUTTE CONTRE LE CHANGE- MENT CLIMATIQUE « M a k e o u r p l a n e t g re a t again ». C’est par cette phrase un peu moqueuse que le pré- sident Emmanuel Macron a réagi à la décision de Donald Trump de faire sortir les Etats- Unis des accords de Paris, en 2017. En assénant ce slogan à de multiples reprises, le président français entendait imprimer un message fort dans les consciences : la France est résolument engagée dans la lutte contre le changement climatique et assume volon- tiers son rôle de chef de file, ouvrant la voie vers un monde plus durable. Il faut dire que l’hexagone s’est fixé des objectifs ambitieux, affichant dès 2003 sa volonté d e s u i v re u n e t r a j e c to i re “facteur 4”, visant à diviser par 4 les émissions nationales de gaz à effet de serre (GES) entre 1990 et 2050 [1]. En 2015, la Stratégie Nationale Bas Carbone (SNBC) formalise cet engagement, pendant qu’est adoptée en août la loi sur la transition énergétique pour la croissance verte (LTECV ), qui détaille les objectifs du futur système énergétique français. En juillet 2017, quinze ans après l’annonce de l’objectif “facteur 4”, le ministre Nicolas Hulot va encore plus loin lors de la présentation du plan climat du gouvernement, révé- lant l’ultime graal à atteindre à l’horizon 2050 : la neutralité carbone – c’est-à-dire qu’en plus de réduire autant que possible les émissions nationales, il faudra compenser le reste des GES émis [2]. Pour y parvenir, on s’appuiera notamment sur la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), arme de poids pour réussir la transition énergé- tique française. La PPE correspond à la feuille de route à suivre pour atteindre les objectifs ambitieux figurant désormais dans la LTECV [3], dont : • la neutralité carbone en 2050, • la réduction par 2 de la consommation d’énergie finale en 2050, • la réduction de la part des fossiles de 30% d’ici 2030 • l’augmentation de la part des renouvelables pour atteindre 32% d’ici 2030, • la baisse de la par t du nucléaire à 50%, à une date à déterminer. LES CONSÉQUENCES DRAMA- TIQUES DU CHANGEMENT CLI- MATIQUE SONT COMPRISES, MAIS LA RÉPONSE EST-ELLE ADAPTÉE ? Ces ambitions prouvent que les gouvernements succes- sifs ont bien saisi les enjeux du changement climatique, à l’heure où se succèdent des événements météorologiques t o u j o u r s p l u s e x t r ê m e s , venant chaque année effacer les records précédemment établis : températures canicu- laires, ouragans destructeurs, I N F ’ O S E | A o û t - S e p t e m b r e 2 0 1 8 4 FRANCE

5. incendies ravageurs, sécher- esses inédites... Toutefois, se fixer des objectifs ambitieux pour enrayer le changement climatique ne constitue qu’une première étape dans la “bataille des 2°C”, à laquelle les participants de la COP21 ont promis de prendre part. Le défi majeur, en réalité, est de se donner les moyens d’y parvenir. Et c’est là que les choses se corsent : la France sera-t- elle vraiment à la hauteur de ses prétentions climatiques ? Pour l’instant, les progrès se font timides. DES ÉMISSIONS DE GES EN HAUSSE Entre la fin des années 1990 et 2014, la France a globalement diminué ses émissions de GES (voir figure ci-dessus). Cependant, en 2015 puis 2016, ces émissions sont reparties à la hausse, pour atteindre 463 MtCO2 eq en 2016. Or, la SNBC adoptée en 2015 et qui fixait les niveaux d’émissions sectoriels à ne pas dépasser afin de respecter la trajec- toire “facteur 4”, plaçait le plafond à 447 MtCO2 eq, soit 3,6% de moins que les émis- sions avérées. Le secteur des transports et du bâtiment sont parmi les plus gros émetteurs, avec l’agriculture et l’industrie (voir figure 2) et sont de plus les 2 secteurs ayant le plus dévié des objectifs fixés par la SNBC (+6% et +11%, respectivement). Parmi les causes avancées pour expliquer cette hausse en 2015-2016 figurent “le faible prix des produits pétroliers, qui incite à la consommation” ou encore les pro- blèmes rencontrés par certaines centrales nucléaires ayant entraîné une utilisation Evolution des émissions globales de gaz à effet de serre en France et objectifs SNCB [4] I N F ’ O S E | A o û t - S e p t e m b r e 2 0 1 8 5FRANCE

6. accrue des centrales ther- m i q u e s f o n c t i o n n a n t a u x énergies fossiles for tement carbonées [1]. De plus, le 19 juillet dernier f u r e n t p r é s e n t é e s l e s dernières projections dans le cadre du comité de suivi de la SNBC et de la PPE, et les chiffres avancés soulignent un retard conséquent sur les objectifs affichés. Les scénar- ios actualisés indiquent que le “budget carbone” fixé par la SNBC risque d’être dépassé jusqu’en 2024, avec des excé- dents atteignant 24 MtCO2 eq sur la période 2019-2023 [1]. MAITRISER LA DEMANDE EN É N E R G I E E T A B A N D O N N E R LES FOSSILES, DEUX DÉFIS MAJEURS La LTEC V vise respec tive - ment 20% et 50% de réduc- t i o n d e l a co n s o m m a t i o n énergétique finale française, en 2020 et 2050, par rapport à 2012. Pourtant, les projections présentées le 19 juillet n’anticipent qu’une baisse de 17% et 44% pour ces 2 éché- ances. De plus la pénétration des renouvelables anticipée d’ici 2050 est de 31%, contre les 32% visés par la LTECV. Critiquer un si faible différen- tiel peut sembler relever de l’excès de zèle, pourtant la France a joué un rôle crucial pour que soit adopté le chiffre de 32% au niveau Européen, jugeant les 27% proposés par Bruxelles trop modestes [5]. En parallèle, le Syndicat des énergies renouvelables a publié en janvier 2018 un rapport montrant qu’un objectif de 41% d’énergies renouv- e l a b l e s à l ’ h o r i z o n 2 0 5 0 était atteignable - à condi- tion d’une “volonté politique déterminée” [6]. DES MESURES ENCORE TROP TIMIDES POUR REMPLIR LES OBJECTIFS Au vu des émissions récentes, d’importants efforts devront être consentis, en particulier dans le secteur des transports et du bâtiment, pour atteindre la neutralité carbone fixée par le plan climat. D’aucuns jugent les engagements pris à l’heure actuelle encore trop timides. Par exemple, le plan de rénovation énergétique des bâtiments, présenté en avril 2018, table sur 500 000 rénovations thermiques annu- elles au niveau BBC, alors que 700 000 rénovations seraient nécessaires pour respecter les budgets carbone définis par la SNBC, d’après le Réseau Action Climat [7, 8]. Autre exemple, concernant la sortie des fossiles : si la loi adoptée en décembre 2017 sur la fin de la recherche et de l’exploitation des hydrocarbures en France a envoyé un signal positif, elle est restée Emissions sectorielles estimées en 2016, en MtCO2 eq [4] I N F ’ O S E | A o û t - S e p t e m b r e 2 0 1 8 6 FRANCE

7. symbolique. Le pétrole et gaz français représentent en effet 1% de la consommation nationale, et la loi n’interdira l’extraction des hydrocarbures du sous-sol français qu’en 2040. De surcroît, elle n’a pas empêché Total d’obtenir récemment la prolongation de son permis d’exploration au large des côtes guyanaises [9]. S u r l e c h a r b o n , e n f i n : Emmanuel Macron avait fait de la fermeture de ces centrales une promesse de cam- pagne. Pourtant, les quatre centrales à charbon restan- tes en France (au Havre, à Cordemais, S aint-Avold et Gardanne) sont toujours en état de marche. Si le gouvernement a annoncé leur recon- version ou fermeture défini- tive en 2022, les modalités restent à définir, et certaines questions restent en suspens. Ces centrales “de pointe” permettent, en effet, de passer les pics de consommation hivernaux, et ont ainsi tourné à plein régime lors des 2 der- niers hivers. Leur abandon ne sera donc possible qu’à con- dition de trouver une alterna- tive crédible d’ici 2022 [10]. L E C H E M I N S ’A N N O N C E ENCORE LONG On le voit, les intentions sont louables mais les résultats tangibles de réduction des impac ts environnementaux se font toujours attendre. Tout espoir n’est pourtant pas perdu d’atteindre la neutral- ité carbone d’ici 2050, selon le ministère. Les émissions de 81 MtCO2 eq anticipées pour 2050 par les scénarios actu- alisés devront alors être com- pensées par des solutions de stock age de carbone, sous terre ou dans les forêts [5]. Une chose est sûre, la transition énergétique s’annonce c o m m e l e g r a n d d é f i d e ce 21e siècle, et le chemin pour y par venir sera long et semé d’embûches. Seuls des engagements forts, des investissements conséquents et un suivi rigoureux des progrès effectués permettront d’atteindre, peut-être, la neu- tralité carbone au milieu du siècle. Chloé POTIER Sources : [1] P. L. Hir, « Gaz à effet de serre : la France sur la mauvaise pente », Le Monde.fr, 23-janv-2018. [2] Ministère de la Transition Ecologique et Solidaire, « Plan Climat 2017 », 06-juill-2017. [En ligne]. Disponible sur: https:// www.ecologique-solidaire.gouv.fr/sites/default/files/2017.07.06%20-%20Plan%20Climat_0.pdf. [3] Ministère de la Transition écologique et solidaire, « Loi de transition énergétique pour la croissance verte », 13-déc-2016. [En ligne]. Disponible sur: https://www.ecologique-solidaire.gouv.fr/loi-transition-energetique-croissance-verte. [4] Ministère de la Transition écologique et solidaire, « Suivi de la Stratégie Nationale Bas-Carbone », 02-janv-2018. [En ligne]. Disponible sur: https://www.ecologique-solidaire.gouv.fr/suivi-strategie-nationale-bas-carbone. [5] P. L. Hir, « La France en retard sur ses objectifs climatiques », Le Monde.fr, 20-juill-2018. [6] Syndicat des Energies Renouvelables, « Révision de la programmation pluriannuelle de l’énergie », p. 24, janv. 2018. [7] Réseau Action Climat, « La France recule sur son action pour le climat et la transition énergétique  ? », 09-juill-2018. [En ligne]. Disponible sur: https://reseauactionclimat.org/la-france-recule-climat-transition-energetique/. [Consulté le: 03-août-2018]. [8] Ministère de la Transition écologique et solidaire, « Rénovation énergétique des bâtiments : un plan pour accélérer la mobilisation générale », 26-avr-2018. [En ligne]. Disponible sur: https://www.ecologique-solidaire.gouv.fr/renovation-energetique-des-batiments-plan-accelerer-mobilisation-generale. [Consulté le: 03-août-2018]. [9] Service Planète, « Macron : sur l’environnement, une parole forte, mais des gestes faibles », Le Monde.fr, 07-mai-2018. [10] N. Wakim, « Les centrales à charbon seront difficiles à fermer », Le Monde.fr, 09-juill-2018. I N F ’ O S E | A o û t - S e p t e m b r e 2 0 1 8 7FRANCE

8. Et à l’échelle mondiale, quels investissements dans le secteur énergétique ? L’Agence Internationale de l’Énergie a publié le 17 juillet dernier son rapport « World Energy Investment 2018 » [1] sur les investissements internationaux dans le secteur de l’énergie en 2017. Celui- ci annonce que l’investissement global a subi une légère baisse en 2017, poursuivant ainsi son déclin depuis trois années consécutives. La valeur de ces investissements était de 1800 milliards de dollars en 2017, marquant ainsi 2% de décroissance par rappor t à l’année précédente : retour sur les principales constata- tions de ce rapport. A p r è s p l u s i e u r s a n n é e s d’investissements internationaux dans les énergies renouvelables, la tendance semble s’inverser en 2017 avec des investissements dans les éner- gies fossiles s’inscrivant en hausse pour la première fois depuis 2014. Les dépenses sur l’exploration et la production d’hydrocarbures s’est élevé, en effet, à 59% des investissements mondiaux dans les sources de produc tion d’énergie en 2017, marquant ainsi une légère progression par rapport à l’année 2016, après plusieurs années con- sécutives de baisse depuis la chute des prix du pétrole brut en 2014. Selon le directeur exécutif de l’AIE Fatih Birol, le recul des investissements d a n s l e s s o u rce s d e p ro - duction renouvelables et la baisse des investissements dans l’efficacité énergétique, pourraient représenter une réelle menace pour le déploi- ement des énergies propres qui demeure indispensable pour atteindre les objectifs en termes de sécurité éner- gétique, de pollution atmo- sphérique et de changement climatique. Il a ainsi jugé « décevant » de voir ces investissements diminuer alors qu’ils devaient être en forte croissance. Parallèlement à cette aug- m e nt at i o n d e s i nve s t i s s e - m e n t s d a n s l e s a c t i v i t é s d’exploration de pétrole et de gaz, les investissements d a n s l e s c e n t r a l e s t h e r - miques ont baissé de 13% par rapport à leur niveau de 2016 et ceux des centrales nuclé- aires ont subi une baisse sig- nificative de 44% atteignant ainsi leur niveau le plus bas depuis 5 ans. Pour les éner- gies renouvelables, les investissements ont diminué de 7%, ce qui peut se justifier en partie par la baisse des coûts. Malgré cette baisse, les investissements dans les énergies renouvelables représentent deux tiers des dépenses totales dans le secteur de la production d’électricité avec une valeur d’environ 300 milliards de dollars. En effet, bien que les investissements dans les énergies propres aient légère- ment baissé, le solaire photo- voltaïque a, quant à lui, con- tinué à attirer les investissements et à battre des records atteignant 150 milliards de dollars d’investissements en 2017, dont environ 45% local- isés en Chine. C e t t e o b s e r v a t i o n c o n - stitue un des deux facteurs I N F ’ O S E | A o û t - S e p t e m b r e 2 0 1 8 8 MONDE

9. de satisfaction générale des résultats des investissements internationaux en énergie de cette année selon l’AIE, le second étant le fait que la majeure partie de ces inves- t i s s e m e n t s e s t d é d i é e a u sec teur élec trique, et ceci pour la seconde année con- s é c u t i v e , m o n t r a n t a i n s i « l’électrification en cours de l’économie mondiale ». Le secteur de l’électricité (produc tion, transpor t et dis - t r i b u t i o n ) a b é n é f i c i é d e 7 5 0 m i l l i a r d s d e d o l l a r s d’investissements parmi les 1 8 0 0 m i l l i a rd s d e d o l l a r s qui ont été investis dans le secteur de l’énergie. Par ailleurs, contrairement à l’éolien onshore qui a vu ses investissements baisser de 15% et à l’hydroélectricité dont les investissements ont chuté en 2017 à leur niveau le plus bas depuis dix ans, l’éolien offshore a, quant à lui, attiré des niveaux d’investissement records avec l ’installation d’une capacité totale de 4GW dont la plupart en Europe. Sur le plan géographique, 20 % de ces investissements énergétiques mondiaux ont eu lieu en Chine où les dépenses en électricité bas carbone et en efficacité énergétique con- tinuent à croître au détriment des investissements dans de nouvelles centrales à charbon qui ont chuté de 55% en 2017. La Chine occupe ainsi la pre- mière place du classement des pays qui investissent dans l’énergie, suivie par les Etats- Unis où les dépenses dans le pétrole et gaz de schiste, les réseaux électriques et les centrales à gaz sont repartis à la hausse. En troisième position vient l’Europe avec de plus e n p l u s d ’i nve s t i s s e m e nt s dans l’efficacité énergétique. En Inde, la part des énergies renouvelables dans les investissements a augmenté, venant dépasser pour la première fois celle des énergies fossiles. Investissements globaux en électricité, pétrole et gaz [1] I N F ’ O S E | A o û t - S e p t e m b r e 2 0 1 8 9MONDE

10. La Chine occupe également la première place, toujours suivie par les Etats-Unis, en termes d ’i n v e s t i s s e m e n t d a n s l e réseau électrique. Bien que la croissance de l’investissement mondial dans les réseaux élec- triques se soit légèrement ral- entie en 2017, celui-ci a toutefois atteint cette année sa valeur la plus élevée depuis une dizaine d’année (300 milliards de dollars) représentant ainsi 40% de l’investissement total en électricité dans le monde. En effet, les entre - prises énergétiques engagent de plus en plus de dépenses dans la moder nisation du réseau électrique par le dével- oppement de technologies s m a r t g r i d s , n o t a m m e n t à travers le déploiement de compteurs intelligents, de technologies avancées pour les équipements de distribution d’électricité et de sta- tions de recharge de véhicules électriques. Pour ce qui est des véhicules électriques, le rapport a noté que leur part de marché pro- gresse en 2017 avec plus d’une voiture électrique pour véhicules achetés, soit une valeur totale de 43 milliards de dollars dépensés par les consommateurs pour l’achat de voitures électriques. Le nombre de véhicules élec- triques vendus a atteint, pour la première fois, 1 million de véhicules en 2017. Cela représente la moitié de la croissance globale des ventes de véhicules automobiles. Cependant, son impact sur la demande en combustibles fossiles demeure faible : elle correspond, en effet, à une réduc- tion d’environ 30 000 barils de pétrole par jour, ce qui reste négligeable au regard de la croissance de 1,8 millions de barils dans la demande jour- nalière de pétrole en 2017. LE FINANCEMENT DE PROJETS Pour les énergies fossiles, la hausse des prix du baril et un meilleur contrôle des coûts Investissements globaux, par technologie, entre 2015 et 2017 [1] I N F ’ O S E | A o û t - S e p t e m b r e 2 0 1 8 10 MONDE

11. ont contribué à une amélio- ration remarquable de la sit- uation financière des com- pagnies pétrolières, notam- m e n t d a n s l e s e c te u r d u pétrole de schiste, en leur permettant de lever des fonds avec de moins en moins de dettes et d’améliorer leur auto-financement. En effet, grâce aux progrès technologiques et à la hausse des prix, le secteur du pétrole de schiste américain est en voie de réaliser ses premiers cash flows positifs en 2018. Depuis 2010, les dépenses du secteur avaient toujours été plus importantes que les revenus qu’il génère. Les cash flows cumulés ainsi négatifs, d’une valeur totale de 250 milliards de dollars, l’ont poussé à recourir à des moyens de financement externes. Après deux années de grande insta- bilité pour le secteur (période 2015/2016), celui-ci semble enfin profiter des avancées technologiques et des prix croissants, ainsi que d’une politique d ’investissement plus prudente, pour devenir de plus en plus rentable [2]. En ce qui concerne le financement des projets d’énergies renouvelables, la fiabilité et la maturité de ces projets ainsi que la meilleure gestion des risques ont permis l’extension des sociétés de développe - ment de projets en dehors des Etats-Unis et de l’Europe, en l’occurrence en Afrique, en Asie et en Amérique Latine. Cette tendance est en majeure partie soutenue par les insti- t u t i o n s f i n a n c i è r e s p u b - liques telles que les banques de développement qui con- tribuent à la réduction des risques des banques prêteuses. En Europe, l’amélioration des conditions de financement a permis de réduire d’environ 15% les coûts de produc - tion pour les nouvelles éoli- ennes offshore durant les cinq Investissements publics en R&D en énergies bas carbone, entre 2012 et 2017 [3] I N F ’ O S E | A o û t - S e p t e m b r e 2 0 1 8 11MONDE

12. dernières années. De même, pour les projets de petites tailles, la standardisation et l’agrégation des traitements de prêts ainsi que la meilleure analyse du risque de crédit ont facilité l’émission d’obligations ver tes d’une valeur de 160 milliards de dollars. Ceci a facilité l’accès à des financements, à travers les marchés de capitaux, notamment pour le développement du solaire photovoltaïque dis- tribué et de l’efficacité éner- gétique, ainsi que l’obtention de crédits bancaires pour les acheteurs de véhicules électriques. INNOVATION E T NOUVELLES TECHNOLOGIES Le s i nv e s t i s s e m e n t s g o u - v e r n e m e n t a u x e n r e c h e r - che et développement ont augmenté de 8% environ en 2017, atteignant un niveau de 27 milliards de dollars. Cette croissance est essentielle - ment due à la croissance des investissements en recherche sur les énergies bas carbone (figure 3) qui sont repartis à la hausse en 2017 (augmentation d’environ 13%) après plusieurs années de stagnation. Le rapport a cependant noté que de nouvelles approches pour pousser les investissements dans la capture, le stockage et la valorisation du carbone (CCUS) demeurent nécessaires pour atteindre les objectifs mondiaux en termes de changement climatique. Dhekra BOUSNINA Sources : [1] AIE, World Energy Investment 2018, disponible sur https://www.connaissancedesenergies.org/sites/default/files/pdf-actu- alites/wei2018.pdf [2] Vincent Collen, Les Echos, Aux Etats-Unis, le pétrole de schiste de plus en plus rentable, disponible sur https://www.lesechos. fr/07/05/2018/lesechos.fr/0301643208256_aux-etats-unis--le-petrole-de-schiste-de-plus-en-plus-rentable.htm [3] IEA, World Energy Investment 2018, findings, disponible sur http://www.iea.org/wei2018/ Investissements énergétique mondial en 2017 et changement par rapport à 2016 [3] I N F ’ O S E | A o û t - S e p t e m b r e 2 0 1 8 12 MONDE

13. La loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte du 18 août 2015 établit les engagements de la France pour lutter contre le dérèglement climatique. Parmi les objectifs fixés par la loi, on retrouve la volonté de porter la part des éner- gies renouvelables à 32% de la consommation finale brute d’énergie en 2030. Pour amorcer ce développe- ment à l’échelle des territoires, la France a, dans un premier temps, eu recours au mécanisme des prix d’achat garantis qui rémunère la production d’électricité renouvelable à un prix très supérieur à celui de l’électricité sur le marché. Les énergies renouvelables avaient donc la prior- ité d’accès sur le marché dont le fonc tionnement repose pourtant sur le prin¬cipe du « merit order ». Une chute des prix sur le marché de gros a ainsi été constatée, entrain¬ant une baisse de la rentabilité des énergies conventionnelles, allant même jusqu’à la mise sous cocon de centrales à gaz [1]. Une des solutions envisa - gées pour endiguer cet effet p e r v e r s e s t d ’e n c o u r a g e r l ’ a u t o c o n s o m m a t i o n . L a l o i d u 1 5 f é v r i e r 2 0 1 7 pose les bases légales de l’autoconsommation individuelle et collective d’électricité. La via¬bilité économique de ce nouveau modèle de consommation, essentielle à son essor, repose sur l’atteinte de la parité réseau : lorsqu’il y a équilibre entre le coût de pro¬duction de l’électricité renouvelable et le prix de l’électricité soutirée au réseau. Elle devrait être atteinte dans les années à venir du fait de la forte baisse du coût des éner¬gies renouvelables com- binée à l’augmentation des prix de vente de l’électricité sur le marché de détail. Pour a c c é l é re r s o n d é ve l o p p e - ment et ainsi limiter les injections sur le réseau, le gouvernement a récemment mis en place des appels d’offres dédiés à l’autoconsommation individuelle et collective. Les lauréats de ces appels d’offres perçoivent un complément de rémunération avec une majo- ration pour l’électricité auto- consommée [2]. Mais ce sont les avancées a t t e n d u e s d a n s l e s t e c h - n o l o g i e s d e s t o c k a g e d e l ’é l e c t r i c i t é , a u j o u r d ’ h u i encore trop coûteuses, qui c o n ¬ t r i b u e ro n t a u d é ve l - oppement à grande échelle de l’autoconsommation. Le stockage de l’électricité au service des interconnexions des réseaux électriques de demain Cette étude, réalisée dans le cadre du concours CNF CIGRE 2018 qui portait sur les interconnexions des réseaux électriques de demain, a été récompensée par le premier prix des doc- torants. Le CIGRE est une association internationale dont le but est de favoriser la collabora- tion entre experts des réseaux électriques. I N F ’ O S E | A o û t - S e p t e m b r e 2 0 1 8 13STOCKAGE

14. Le s a n a l y s e s ré c e n t e s d e RTE [3] confirment l’existence d’un espace économique favor- able à un large développe- ment de l’autoconsommation p h o t o v o l t a ï q u e d a n s l e s années à venir. Par ailleurs, dans son bilan prévisionnel 2017 [4], l’entreprise identifie l’autoconsommation comme « l’un des facteurs pouvant e n t r a î n e r u n e m u t a t i o n profonde du système élec- trique ». Dans un contexte de développe- ment de l’autoconsommation collective, les acteurs se mul- tiplient et le système élec- trique « s’ubérise ». Demain, on pourrait voir éclore une multitude de systèmes élec- triques décentralisés organ- isés en circuits courts, sous la forme de « microgrids » ou « cluster énergie » [5], inter- connectés au réseau national d e t r a n s p o r t d ’é l e c t r i c i t é (figure ci-dessous). Dès lors, comment maintenir le niveau de fiabilité du réseau électrique actuel, garant de la performance économique et de la solidarité électrique dans les territoires ? QUELS ENJEUX POUR LE RÉSEAU ÉLECTRIQUE DE DEMAIN ? Représentation d’un cluster en autoconsommation collective, interconnecté au réseau national d’électricité. (Source : B.Metz & F.Rouot) I N F ’ O S E | A o û t - S e p t e m b r e 2 0 1 8 14 STOCKAGE

15. ENJEUX TECHNIQUES Ac tuellement, l’intégration des énergies renouvelables sur le réseau s’accompagne d’un renforcement des lignes et des postes électriques afin de résorber les congestions. Afin d’éviter ces extensions coûteuses et de plus en plus sujettes à contestations, RTE est à la recherche de solutions flexibles qui permettent d’utiliser les lignes existan- tes à leur optimum : c ’est l’objet du projet « Ringo » [6] qui utilise des technologies de stockage pour créer des « lignes virtuelles ». On retrouve le même concept avec les solutions « Vehicle to Grid » [7]. Par ailleurs, RTE doit assurer à chaque instant la stabil- ité en fréquence et la sta- bilité en tension du réseau électrique, principalement à l’aide des services systèmes. Les énergies renouvelables ne permettent pas, ou presque, de répondre à ces services : elles se comportent comme des générateurs « passifs » puisqu’elles ne disposent pas de réser ves d’énergie ciné - t i q u e , c o n t r a i r e m e n t a u x rotors des alternateurs des centrales conventionnelles, et n’ont pas la capacité de fournir ou d’absorber de l’énergie magnétique [8]. Les systèmes de stock age intégrés au sein de clusters co n s t i t u e n t d e s s o l u t i o n s flexibles qui participeront à l’ensemble des services sys- tèmes [9]. De plus, le fait de consommer sur place tout ou partie de l’électricité produite limite le nombre d’injections et de soutirages sur le réseau, ce qui minimise la perte de synchronisme sur le réseau [10]. ENJEUX ÉCONOMIQUES La capacité du système de stockage à réaliser des arbitrages économiques permet tout d’abord une réduction de la puissance souscrite auprès du fournisseur ainsi qu’une d i m i n u t i o n d e l a f a c t u r e d’électricité. Par ailleurs, la question qui se pose est celle de la tarification d’accès au réseau. Pour prendre en compte la dif- férence des profils d’utilisation du réseau, le TURPE com- prend une part « puissance », propor tionnelle à la puissance souscrite et une part « énergie », proportionnelle au nombre de kWh consom- més. Cette répartition appa- raît bien dans la formule de la composante annuelle de soutirage des clients raccor- dés en BT ≤ 36 kVA [11] : avec Ei l’ électricité souti- rée par période temporelle i [kWh]et P la puissance souscrite [kVA]. En France, pour cette même catégorie de clients, la part « p u i s s a n c e » re p ré s e n t e environ 20% du tarif d’accès aux réseaux et la part « énergie » 80%. Autrement dit, le con- sommateur paie aujourd’hui son accès au réseau essen- tiellement quand il soutire de l’électricité. Cependant, l ’ a u t o c o n s o m m a t e u r d e demain souhaitera conserver un accès à une puissance garantie même si la quantité d’électricité qu’il soutire est réduite. D u point de vue du gestionnaire qui dimensionne le réseau en fonction de la puissance de pointe, le tarif « idéal » consisterait à faire p aye r u n p r i x p a r m é g a - watt (MW ) [12] ; cette tarification est déjà appliquée I N F ’ O S E | A o û t - S e p t e m b r e 2 0 1 8 15STOCKAGE

16. aux réseaux de transport de gaz. Un rééquilibrage devrait donc s’opérer pour assurer le financement des charges fixes du réseau électrique [13]. • S a n s d i s p o s i t i f d e stockage : Par souci de clarté, nous illus- trerons les résultats sur la journée du 30 mars 2015 qui représente bien le comportement du système tout au long de l’année (figure ci-contre, en haut). Nous remarquons que la production d’énergie n’est pas nulle durant la nuit, grâce à la production d’origine éoli- e n n e. Au l e ve r d u s o l e i l, vers 7h du matin, la production photovoltaïque croît. Le surplus de production locale est alors injecté sur le réseau. En fin d’après-midi, le vent cesse et le soleil se couche, ce qui pousse le cluster à soutirer de l’électricité sur le Nous considérons un cluster r é s i d e n t i e l d é j à e x i s t a n t composé de logements de tailles variées et de capac- ités de produc tion photo- voltaïque et éolienne. Nous avons développé un modèle d’optimisation pour mettre en évidence les échanges opérés entre ce cluster et le réseau, avec et sans système de stockage. Pour réaliser des simulations précises, il est nécessaire d’utiliser des données fiables. Concernant les données de consommation, nous avons utilisé des valeurs mesurées sur 30 logements localisés en France, à un pas de temps de 5 secondes [14]. La consommation annuelle totale du parc de logements atteint 189 544 kWh. Pour ce qui est de la production, nous avons utilisé des d o n n é e s m é t é o ro l o g i q u e s (vitesse du vent et ensoleillement) [15] combinées à des données techniques de pan- neaux photovoltaïques [16] et d’éoliennes [17]. Nous avons considéré une surface totale de PV de 300 m² (soit 61 kWc) ainsi que 2 éoliennes de 10 kW chacune, de sorte que la production d’électricité in-situ couvre 63% de la consommation totale du cluster. S’agissant de la tarification appliquée à ce dernier, nous nous sommes basés sur les tarifs réglementés de vente en option heures pleines/heures creuses (HP/ HC) [18]. Nous avons aussi pris en compte la rémunération des injections d’électricité sur le réseau à par tir du tarif de vente de surplus de production photo- voltaïque actuellement défini par arrêté [19]. Po u r é t u d i e r l ’i nté grat i o n d ’ u n s y s t è m e d e s t o c k - age au cluster, nous avons sélectionné deux batteries. Chacune possède une capac- ité de 210 kWh, une puissance de 50 kW et un rendement de cycle égal à 89% [20]. Le système de stockage est ainsi dimensionné afin de capter environ 80% des surplus de production locale. HYPOTHÈSES DU MODÈLE ANALYSE DES RÉSULTATS I N F ’ O S E | A o û t - S e p t e m b r e 2 0 1 8 16 STOCKAGE

17. réseau. Le soutirage intervi- ent donc en période de pointe entre 18h et 22h pour satis- faire une demande soutenue. Pour ce cas d’étude, les taux d ’ a u t o c o n s o m m a t i o n e t d’autoproduction sont respectivement de 67% et 42%. • A v e c d i s p o s i t i f d e stockage : Dans ce cas, les batteries se chargent la nuit durant la période HC en stock ant la produc tion éolienne et en soutirant sur le réseau. Lorsque la période HC est ter- minée, les batteries continu- ent de se charger en captant les surplus de production, ce qui supprime les injections sur le réseau. Vers 14h, la consommation dépasse la production. Au lieu de soutirer de l’électricité sur le réseau, le système met à contribution les batteries qui assurent la fourniture d’électricité au cluster jusqu’à 23h environ. Les batteries permettent donc de limiter l’appel de puissance sur le réseau en période de pointe. En moyenne sur l’ensemble de l’année, l’appel de puissance évité pour la tranche horaire 19-20h est de 20kW. Cette valeur peut m ê m e a t te i n d re 5 6 k W e n hiver (13/02/2015), lorsque le réseau est le plus sollicité. Pour la même tranche horaire, étant donné que leur puissance maximale cumulée de décharge est de 100 kW, les batteries ont la capacité de répondre aux sollicitations du réseau, dans le cadre des services systèmes, à hauteur de 80 kW (100kW-20kW ) en Equilibre des flux de puissance, sans stockage. (Source : B.Metz & F.Rouot) Equilibre des flux de puissance, avec stockage. (Source : B.Metz & F.Rouot) I N F ’ O S E | A o û t - S e p t e m b r e 2 0 1 8 17STOCKAGE

18. moyenne. Admettons que le réseau sollicite les batteries pendant 1h, il faut alors 80 kWh dans celles-ci pour soutenir le réseau, ce qui correspond à un taux de charge de 20% environ. Comme le montre la figure 5, le taux de charge dans les batteries est toujours supérieur à 20%, et il est en moyenne estimé à 59% [Figure 5]. Sur le plan économique, les batteries permettent d’une part de diminuer la puissance souscrite de 70 kVA à 36 kVA et d’autre part de diminuer la quantité d’électricité souti- rée au réseau. Cela se traduit par un bénéfice annuel de 2755 €, soit une réduction de la facture de 20%. De plus, les taux d’autoconsommation et d’autoproduction passent respectivement à 91% et 58%. Ce p e n d a n t , a u re g a rd d e l’investissement nécessaire (210 261,41 € [20]), le temps de retour brut est de 76 ans ; de quoi dissuader d’investir dans un dispositif de stockage. Néanmoins, nous venons de montrer que le stockage a la capacité de répondre aux services systèmes, ce qui méri- terait d’être valorisé. Le coût du stock age pourrait ainsi être significativement réduit, comme le souligne d’ailleurs une étude de RTE [21]. Pour comparer le coût du stockage dans le cadre d’un projet défini, nous pouvons utiliser le « coût actualisé du stockage » (« Levelized Cost Of Storage », LCOS). Ce coût correspond au prix complet du stockage, en €/MWh, sur la durée de vie de l’équipement. Le calcul intègre le CAPEX de l’installation de stockage, mais aussi les coûts d’opération et de maintenance (O&M), et les coûts associés à la charge de la batterie. Le coût de charge est assez faible dans notre cas, car la batterie se charge p r i n c i p a l e m e n t a v e c d e l’électricité gratuite issue de la production locale. Comme ce calcul s’effectue sur toute la durée de vie de l’installation, il est nécessaire de prendre e n co m p te l ’a c t u a l i s a t i o n des coûts. Nous obtenons un résultat de 607 €/MWh pour ce projet. Ces résultats sem- blent plutôt convaincants en comparaison du LCOS moyen Comportement du système de stockage (la charge est comptée négativement). (Source : B.Metz & F.Rouot) I N F ’ O S E | A o û t - S e p t e m b r e 2 0 1 8 18 STOCKAGE

19. d’une installation de stockage résidentiel, qui était de 1028 €/MWh en 2017 [22]. Cet indicateur permet donc égale- ment de valider la pertinence du stockage dans les clusters énergétiques de demain. Comportement du système de stockage (la charge est comptée négativement). (Source : B.Metz & F.Rouot) Analyse des différentes composantes du LCOS du système étudié. (Source : B.Metz & F.Rouot) I N F ’ O S E | A o û t - S e p t e m b r e 2 0 1 8 19STOCKAGE

20. Sources : [1] USINE NOUVELLE [2013], « GDF Suez : les maux du gaz touchent aussi la France », 11 avril 2013. [2] CRE [2017], « Cahier des charges de l’appel d’offres portant sur la réalisation et l’exploitation d’installations de production d’électricité à partir d’énergies renouvelables en autoconsommation et situées en métropole continentale », 11 décembre 2017. [3] RTE [2017], « Analyses économiques sur le développement de l’autoconsommation photovoltaïque dans le secteur résidentiel individuel » (p.14), 19 septembre 2017. [4] RTE [2017], « Bilan prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France » (Edition 2017, Chapitre 10 « Le développement de l’autoconsommation », partie 1, p.317), 7 novembre 2017. [5] SCHWAEGERL C., TAO L., STRBAC G., MANCARELLA P., HATZIARGYRION N., BUCHHOLZ B. [2010], « European Roadmap for Microgrids », CIGRE, 2010. [6] RTE [2017], dossier de présentation « Voyage au coeur du réseau de demain » (Partie 2.2, p.13), mars 2017. [7] ORLANDO G., SOUVESTRE Q. [2017], « Le Vehicle to Grid, une solution pour réduire l’impact de la mobilité décarbonée sur le système élec- trique », CIGRE, (« to be published »). [8] GENERAL ELECTRIC [2017], « Technology capabilities for Fast Frequency Response », 9 mars 2017. [9] BIGNUCOLO F., CALDON R., CARRADORE L., SACCO A., TURRI R. [2011]: « Role of storage systems and market based ancillary services in active distribution networks management », CIGRE, 17 décembre 2011. [10] MAZAURIC V., DROUINEAU M., MAÏZI N. [2014], « Impacts of intermittent sources on the quality of power supply: The key role of reliability indicators », Mines ParisTech – CMA, 15 janvier 2014. [11] ENEDIS [2017], « TURPE 5 HTA/BT : Tarifs d’Utilisation des Réseaux Publics de Distribution d’Electricité », août 2017. [12] CRE [2016], « Consultation publique relative à la structuration des tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité » (Chapitre 1, Partie 3 « Composantes à la puissance et à l’énergie »), mai 2016. [13] PERCEBOIS J. [2017], « L’autoconsommation d’électricité relancée par la loi ? », Connaissances des énergies, février 2017. [14] Mines ParisTech – CMA [2015], données de consommation d’électricité de l’année 2015 de logements français, mesurées individuellement avec un pas de temps de 5 secondes. [15] PVGIS (European Commission’s Photovoltaic Geographical Information System) [2015], Hourly data for the year 2015 in Sophia Antipolis (06600), France. [16] SUNPOWER [2018], modèle E20-327-C-AC, rendement = 20,4%, ratio de performance = 65%. [17] HOMER ENERGY [2018], courbe de puissance, hauteur du mât = 24m. [18] EDF [2018], « Grille de prix de l’offre de fourniture d’électricité “Tarif Bleu” », 1 février 2018. [19] REPUBLIQUE FRANÇAISE [2018], Arrêté du 9 mai 2017 fixant les conditions d’achat de l’électricité produite par les installations implantées sur bâtiment utilisant l’énergie solaire photovoltaïque, d’une puissance crête installée inférieure ou égale à 100 kilowatts telles que visées au 3° de l’article D. 314-15 du code de l’énergie et situées en métropole continentale, version consolidée au 09 mars 2018. [20] TESLA [2018], modèle Powerpack 2 ; Coûts associés : 2 batteries 210 kWh : 188 000 $2018, 1 inverseur bidirectionnel 250 kW : 65 000$2018, frais d’installation et de câblage : 6000$2018, taux de change utilisé : 1 € = 1,2318 $2018. [21] RTE [2017], Rapport « Réseaux électriques intelligents : Valeur économique, environnementale et déploiement d’ensemble », juin 2017. [22] Lazard [2017], Rapport « Lazard’s levelized cost of storage analysis – version 3.0 », novembre 2017. Poussée par la volonté des territoires de reprendre la main sur leur planification énergé- tique, l’autoconsommation collective tend à se dévelop- per et devrait demain favoriser l ’émergence de « clusters énergie » interconnectés au réseau national. Les résultats de notre modèle d’optimisation ont démontré que les dispositifs de stockage sont la pierre angulaire de ce nouveau modèle puisqu’ils permettront d’intégrer une par t croissante d ’énergies renouvelables tout en garan- tissant la sécurité du réseau. O u t r e R h i n , l a p r i m e à l ’autoconsommation a été supprimée en 2014 en faveur de subventions au stockage. La France se donnera-t-elle les moyens de mettre en place un cadre réglementaire adapté pour favoriser le déploiement du stockage ? Baptiste METZ & Florian ROUOT CONCLUSION I N F ’ O S E | A o û t - S e p t e m b r e 2 0 1 8 20 STOCKAGE

21. Autoconsommation photovoltaïque en France L’épuisement des ressources fo s s i l e s e t l a p e r s p e c t i ve imminente du changement climatique ont conduit les pays de l’Union Européenne en général, et la France en particulier, à mener une restruc- turation du secteur électrique vers un approvisionnement en énergie fiable, économique et durable. Dans cette optique, la loi de la transition énergé- tique pour la croissance verte de 2015 (LTECV ) a ouvert la voie au développement des énergies renouvelables qui se présentent comme une solution potentielle à la réduction des émissions de gaz à effet de serre. Parmi les moyens de production prometteurs, le photovoltaïque s’affiche aujourd’hui comme le plus adapté et le plus approprié à la production d’électricité d’origine renouvelable pour l ’habitat. Nous proposons dans cet article d’exposer le contexte dans lequel s’intègre l’autoconsommation domestique sur le marché français, ainsi que les problèmes et les perspectives de développe - ment de la filière. L’A g e n c e i n t e r n a t i o n a l e des énergies renouvelables (IRENA) considère que les investissements dans la filière photovoltaïque sont amenés à s’intensifier jusqu’en 2020 a v a n t d ’e n t r e r d a n s u n e phase de maturité attendue à l’horizon 2030. En effet, l’Agence prévoit que le coût du solaire va baisser aux alen- tours de 0,06 $/kWh. Cette prévision devrait être accom- pagnée voire soutenue par une augmentation des ren- dements de cellule et module de 0,4% à 0,8% par an selon les technologies[1]. De plus, la réglementation thermique de 2020 intégrera certaine - ment de fortes obligations en ce qui concerne la production d’énergie par le biais de bâti- ments à « énergie positive ». En effet, le rapport de l’ADEME 2015 Bilan, Perspec tive et Stratégie estime entre 550 et 900 MW/an la puissance pouvant être installée sur des bâtiments neufs résidentiels ou tertiaires[2]. A ces objec tifs s’ajoutent l e s n o u v e a u x m o d è l e s d’utilisation et de production d’énergie photovolta- ïque pour lutter contre le coût élevé de l’énergie produite par rapport au prix de l’électricité actuel. Il existe deux modèles d’autoconsommation pour une utilisation locale : le premier concerne les installations classiques raccordées au réseau pour transpor ter le surplus de l’énergie produite par les modules PV via le réseau élec- trique ; le second les systèmes isolés du réseau dotés d’un système de stockage pour réu- tiliser l’énergie qui n’est pas consommée. Cette solution apporte l’avantage majeur de maîtriser la production photo- voltaïque domestique surtout pour un marché libéralisé qui cherche à déployer des solutions autant techniques qu’économiques à l’insertion du PV sur le réseau électrique. D i f fé re nt s m é c a n i s m e s d e soutien à l’autoconsommation peuvent être mis en place dans le contexte actuel : I N F ’ O S E | A o û t - S e p t e m b r e 2 0 1 8 21AUTOCONSOMMATION

22. • Net-metering : qui con- siste à calculer à chaque période de facturation la quantité des kWh injec- tés et soutirés du réseau. L’autoconsommateur paie la différence des kWh sup- plémentaires consommés et reçoit un crédit de consommation pour la période suivante dans le cas où la production dépasse la consommation[3]. • P r i m e s a u k W h : c e m é c a n i s m e d e s o u t i e n r e p o s e s u r u n e p r i m e à l ’ a u t o c o n s o m m a t i o n v e r s é e s u r 5 a n s a f i n d’amortir l’investissement initial dans l’installation (CAPEX). Cette subvention est variable en fonction de la puissance installée. La figure ci-dessous montre les différents tarifs (sous forme d ’ u n c o n t r a t d ’o b l i g a t i o n d ’a c h at d ’ u n e d u ré e co n - tractuelle de 20 ans, dont les termes font l’objet d’une approbation par le ministre en charge de l’énergie) d’achats de l’électricité pho- tovoltaïque, ainsi que les primes d’investissement pour la période du 1 juillet au 30 septembre 2018. En revanche, le financement des réseaux se fait via le Tarif d’Utilisation du Réseau Public de l’Electricité ( TURPE), qui rémunère à la fois les gestionnaires du réseau de transport et du réseau de distribution[4]. La tarification actuelle ne permet pas de récu- pérer tous les coûts engagés p a r l e s g e s t i o n n a i r e s d e réseaux auprès des autopro- d u c te u r s p o u r d i f fé re nte s raisons. L’autoconsommation photovoltaïque tend à réduire les recettes des gestionnaires de réseaux en absorbant une par tie non négligeable de la part variable étant donné Tarifs Obligation d’Achat pour une autoconsommation avec vente de surplus (Source : SOLAR Belle Planète) I N F ’ O S E | A o û t - S e p t e m b r e 2 0 1 8 22 AUTOCONSOMMATION

23. que l’électricité soutirée est plus faible. En effet, la tarification actuelle compor te une par t propor tionnelle à l’énergie utilisée, environ 80% du tarif final contre 20% liée à la puissance souscrite[2]. Néanmoins, le réseau doit être capable de servir globalement la même puissance mais avec un taux d’utilisation plus faible. En d’autres termes les coûts de réseau restent con- stants avec moins de revenus pour le gestionnaire. Ainsi, étant donné le système de tarification actuel, les consommateurs « classiques » sont amenés à payer pour l’ensemble des charges des consommateurs. Dans ce contexte, la com- m i s s i o n d e ré g u l at i o n d e l’énergie CRE a publié une nouvelle délibération le 7 juin 2018 por tant modifi - cation de la tarification de l ’ a u t o c o n s o m m a t i o n . L a CRE a traité distinctement l’autoconsommation collective et l’autoconsommation individuelle dans la mesure où leurs impacts sur le réseau dif- fèrent. Par conséquent, pour les autoconsommateurs indi- viduels la CRE a décidé de supprimer la composante de soutirage. Dans le cas spéci- fique de l’autoconsommation collective, la CRE a décidé d’introduire une option sur les tarifs d’utilisation des réseaux électriques dans les domaines de tension HTA et BT, en aug- mentant la différence de tarif entre les heures de pointes et celle dites creuses sur le réseau, af in d ’envoyer u n signal prix incitant les autoconsommateurs à ne pas être présents lors de la pointe[5]. M a l g r é l ’ e n t h o u s i a s m e général que connaît le pho- tovoltaïque, la parité réseau (le niveau auquel le coût global de production d’une é n e r g i e r e n o u v e l a b l e y compris l’investissement et la somme des coûts opéra- tionnels annules actualisés de l’installation égale le prix moyen de l’électricité sur le réseau local) est plus difficile- ment atteignable en France que chez nos voisins tels que l’Espagne et l’Allemagne, en raison du prix peu élevé de l’électricité dans notre pays. Néanmoins, le sud de la France pourrait atteindre la parité réseau d’ici 2020 grâce à la pro- fessionnalisation de la filière et la diminution des coûts et des taux de production de l’énergie photovoltaïque, notamment du fait d’une augmentation attendue du prix de l’électricité lié à l’évolution de la Contribution au Service Public de l’Electricité (CSPE) à hauteur de 2,5% à 5% par an[6]. Adnane HATIM Sources : [1] IRENA, « Renewable Power Generation Costs in 2017 ». 2017. [2] ADEME, « Filière Photovoltaïque Française : Bilan, Perspectives et Stratégie ». sept-2015. [3] SOLER, Groupement français des professionnels du solaire photovoltaïque, « RECOMMANDATIONS RELATIVES À L’AUTOCONSOMMATION DE L’ÉNERGIE SOLAIRE PHOTOVOLTAÏQUE ». juin-2014. [4] ENEDIS, « TURPE 5 HTA/BT Tarifs d’Utilisation des Réseaux Publics de Distribution d’Électricité ». 2017. [5] Commission de régulation de l’énergie (CRE), « Pour un développement de l’autoconsommation facilité et au bénéfice de tous ». juin-2018. [6] Sia Partners, « Energie photovoltaïque en France ». nov-2017. I N F ’ O S E | A o û t - S e p t e m b r e 2 0 1 8 23AUTOCONSOMMATION

24. Vers un marché régional de l’électricité en Afrique de l’Ouest En Afrique de l’Ouest, l’accès à une énergie bon marché reste difficile, sans évoquer les problèmes de fiabilité et de vétusté du réseau. De nombreux pays sont encore trop d é p e n d a n t s d e s é n e r g i e s fossiles coûteuses et pollu- antes. Le taux d’accès moyen à l ’é l e c t r i c i t é d a n s c e t t e région du continent reste bas, de l’ordre de 52% (ce qui représente un peu moins de 200 millions de personnes sans élec tricité). Et même lorsque l’électricité est accessible, elle l’est seulement par intermittence (on dénombre environ 80 heures de coupures d’électricité par mois). Cela impacte directement le chiffre d’affaires des entreprises de la région (entre 5 à 10% de perte). Par ailleurs, dans cer- tains pays de la région, le prix du kilowattheure est très élevé (plus de 0,25 $ le kWh), près de deux fois plus élevé que le prix moyen pratiqué à l’échelle mondiale. Enfin, les pays d’Afrique de l’Ouest p e i n e n t e n c o r e à a t t i r e r d e s i nv e s t i s s e u r s é t r a n g - ers dans de vastes projets d’électrification du fait de leur petite taille ou de leur manque de ressources énergétiques. Ainsi, afin de pallier ces dif- ficultés d’accès et de fiabilité du réseau électrique, de nombreux pays d’Afrique de l’Ouest s’associent au sein du WAPP ( West African Power Pool) sous l’égide de la CEDEAO (Communauté Economique des Etats d’Afrique de l’Ouest) o u E C O WA S e n a n g l a i s . Cette institution, appelée en français EEEOA (système d ’ E c h a n g e s d ’ E n e r g i e Elec trique Ouest Africain), regroupe 14 pays et 27 entreprises nationales d’électricité. Elle a pour objectif de dével- opper un marché régional et unifié d’électricité en facili- tant l’intégration et le dével- oppement des infrastructures de production et de transport d’électricité d’une part, et de créer un cadre technique et réglementaire permettant les échanges d’électricité entre les différents pays membre de la CEDEAO. À cet effet, une autorité de régulation a été créée en 2008, l’ERERA (ECOWAS Regional Electricity R e g u l a t o r y Au t h o r i t y ) . Le 2 9 j u i n 2 0 1 8 , l e E CO WA S Electricity Market a été offi- ciellement lancé en marge d’une cérémonie présidenti- elle au Bénin. Près de 7% des échanges d’électricité dans la région ont eu lieu entre la dizaine de pays déjà inter- connectés. Ainsi, la centrale hydroélectrique de Manantali ( 2 0 0 M W ) , s u r l e f l e u v e Sénégal, a été construite par la Mauritanie, le Sénégal et le Mali et fournit depuis 2001 de l’élec tricité à ces trois pays grâce à une ligne de Le West African Power Pool regroupe 14 pays © Ecowapp I N F ’ O S E | A o û t - S e p t e m b r e 2 0 1 8 24 SOLAIRE

25. Sources : [1] http://www.ecowapp.org/en/events/press-release-–-launching-ecowas-electricity-market [2] http://www.ecowas.int/specialized-agencies/ecowas-regional-electricity-regulatory-authority-erera/ [3] http://www.worldbank.org transport régionale. Le coût de construction peu élevé de la centrale (partagé entre les 3 pays) permet de délivrer une électricité bon marché et propre. Les principales interconnexions seront mises en place d’ici le début des années 2020 et permettront de transpor ter l’élec tricité depuis Lagos, au N igér ia, jusqu’à Dak ar, au Sénégal. C e s y s t è m e d ’é c h a n g e d ’é n e r g i e e n t r e l e s p a y s d ’Af r i q u e d e l ’O u e s t p e r - mettrait, selon la Banque Mondiale, d’économiser entre 5 et 8 milliards de dollars par an. En effet, l’électricité produite dans un pays à un coût élevé pourra être sub- s t i t u é e p a r d e s i m p o r t s d’électricité moins onéreux p r o v e n a n t d e p a y s l i m i - trophes. Par ailleurs, en rem- plaçant de cette manière cette électricité chère et polluante, l ’Afrique de l ’Ouest pourrait connaître un déclin de ses émissions de gaz à effet de serre, ce qui permettrait à cette région, souvent en proie à des épisodes massifs de pollution, de lutter contre le réchauffement climatique. La Banque Mondiale, avec de nombreux partenaires, a déjà investi près de 750 millions de dollars dans des projets d’électrification dans la région. Les investisseurs publics et/ou privés étrangers étant généralement attentifs au développement de vastes projets voient d’un œil favor- able la création d’un marché régional et unifié d’électricité e n A f r i q u e d e l ’ O u e s t . N é a n m o i n s, d e n o m b re u x progrès restent à accomplir, comme la sécurisation des co nt rat s e t l ’a m é l i o rat i o n d e l a co l l a b o rat i o n e nt re l e s p o l i t i q u e s e t l e s d i f - férents acteurs de l’énergie. Haris DJOUBRI I N F ’ O S E | A o û t - S e p t e m b r e 2 0 1 8 25SOLAIRE

26. Auroville,unexempledetransitionécologique à taille humaine A U R O V I L L E , U N E U T O P I E PRAGMATIQUE Auroville est une ville univer- selle située à quelques kilo- mètres de la côte Est du Sud de l’Inde, dans l’état du Tamil Nadu. Le concept d’Auroville, communauté internationale consacrée à l’unité humaine, trouve ses origines dans les œuvres du philosophe indien Sri Aurobindo, et de la fran- çaise Mira Alfassa, qui dével- oppa l’idée «d’une cité univer- selle où hommes et femmes de tous les pays puissent vivre en paix et harmonie progressive au-dessus de toute croyance, de toute politique et de toute nationalité». Cette commu- nauté regroupe aujourd’hui près de 3000 habitants d’une cinquantaine de nationalités différentes, et est soutenue par l’UNESCO. M É T A M O R P H O S E D ’ U N E PLAINE DÉSERTIQUE Initialement, Auroville n’était q u’ u n e p l a i n e d é s e r t i q u e et aride, qui a laissé place aujourd’hui à un véritable écrin de verdure. Grâce au travail de reforestation et de construction de multiples digues et bassins de réten- tion, le lessivage des sols a été stoppé et le phénomène de ruissellement vers la mer a été significativement limité, permettant ainsi une augmentation du niveau des nappes phréatiques de 6 mètres en 10 ans. Le travail de la com- munauté de Sadhana Forest sur le développement d’une plantation particulièrement économe en eau a permis d’arriver à ces résultats remar- quables. Son expertise dans le domaine de la reforestation a également servi d’autres com- munautés à l’international, notamment au Kenya et à Haïti. Auroville est un des rares endroits en Inde où l’eau du robinet est buvable sans filtration préalable. Auroville est aujourd’hui une des villes pionnières dans le domaine des énergies alter- natives et du développement durable en Inde. 50 ans après sa création, la ville compte près de 500kW de puissance photovoltaïque, une tren - taine d’éoliennes, une ving- taine d’unités de méthanisa- tion et conduit de nombreuses autres recherches et expéri- mentations dans ce domaine. Les avancées technologiques développées à Auroville sont d’autant plus profitables pour l’Inde qu’elles sont adaptées aux conditions climatiques du pays et toujours dans Concentrateur solaire alimentant la cantine d’Auroville © Solarcooking.org I N F ’ O S E | A o û t - S e p t e m b r e 2 0 1 8 26 VILLE ÉCOLOGIQUE

27. l’objectif d’être économique- ment accessibles. Dès sa cré- ation, Auroville a misé sur l’écologie avec la création de son Centre de Recherche Scientifique qui lui permet un rayonnement dans les autres états de l’Inde, mais aussi à l’international. La cantine d’Auroville, appelé « Solar Kitchen », prépare 1000 repas par jour, cuisi- nés à l’énergie solaire, grâce à un concentrateur solaire, parabole de 15 mètres de diamètre composée de 1100 petits miroirs. L’eau chaude sanitaire est produite quant à elle par des chauffe - eau solaires. Auroville est proche de l’autonomie énergétique et veille de très près à sa sobriété énergétique. Mission à l aquelle s’attelle, entre autres, le « Earth Institute », spécialisé dans la construction en briques de terre com- primée et stabilisée avec du c i m e n t . Ce t t e f a b r i c a t i o n permet d’éviter l’étape de cuisson, et économise plus des trois quarts de la facture énergétique de la production de briques. Ainsi, un matériau de construction peu onéreux et durable est réhabilité et mis à disposition des populations les plus pauvres. Cet institut développe aujourd’hui son expertise dans 36 pays pour promouvoir et partager son savoir-faire dans la construction durable. L’agriculture n’est pas en reste puisqu’Auroville compte 17 fermes biologiques de tailles t rè s v a r i é e s, q u i n e p e r - mettent cependant pas à ce jour de subvenir à l’intégralité des besoins alimentaires de l a co m m u n a u té. Au rov i l l e e s t , p a r a i l l e u r s , e n g a g é dans l’association Kokopelli qui milite pour l’autonomie semencière des populations. UN MODÈLE DE TRANSITION ÉCOLOGIQUE ACCESSIBLE AUX PAYS EN DÉVELOPPEMENT Vous l’aurez compris, la créa- tivité et l’innovation ne manquent pas à Auroville. Ces initiatives environnementa- les développées dans un contexte indien dépassent les portes d’Auroville pour béné- ficier à d’autres pays en dével- oppement. Ainsi, la transition écologique cesse d’être un luxe des pays riches, et con- tribue concrètement à amé- liorer la qualité de vie des communautés humaines la mettant en pratique. Nalini GASCON Sources : [1] B. Larderet, « Auroville : Utopie en transition », 2014 [2] G. Alan, « Auroville : A Sustainable Energy Community ? », Auroville Today, 2010 Maquette d’Auroville © Auroville Foundation I N F ’ O S E | A o û t - S e p t e m b r e 2 0 1 8 27VILLE ÉCOLOGIQUE

28. Parmi toute les matières pre- mières présentes sur terre, l ’e a u e s t d e l o i n l a p l u s précieuse. De la moindre a c t i o n d e l a v i e q u o t i d i - enne aux procédés industri- els les plus complexes, elle est présente et indispensable. Dans notre précédent numéro, nous présentions un exposé des problématiques de la gestion de l’eau et démon- trions la proximité avec les enjeux d’accès à l’électricité [1]. Il est aisé de comprendre comment, dans les régions en stress hydrique, l’énergie nécessaire à l’extraction de l’eau fait grimper les prix. Dans les régions où l’accès à l’électricité est déjà pré - caire, l’équation devient vite insoluble pour les populations. Mascara, une start-up française, a alors fait le pari de l’énergie solaire et décentral- isée pour la production d’eau en zone reculée. Intermittentes, peu fiables, imprévisibles : les mots ne manquent pas aux détracteurs des énergies renouvelables pour justifier leur abandon. Il faut, en effet, reconnaître que le stockage est l’unique moyen d ’assurer la conti- nuité d’approvisionnement d’un système isolé et 100 % renouvelable. Le coût de ces systèmes dépasse alors très vite celui de la génération conventionnelle. La production d’eau à partir d’énergie p h o t o v o l t a ï q u e é c h a p p e pourtant à ce phénomène : un produit stockable et rare, l’eau, est associé à une res- source abondante mais non stockable. Le secret de cette association réussie réside dans le procédé de traitement de l’eau (voir schéma de principe). Une centrale photovoltaïque alimente les pompes et un procédé de dessalement ultra flexible capable de suivre la production solaire. L’eau est ainsi produite uniquement lorsque le soleil brille. Avec une adap- tation instantanée de la produc tion d’eau, l’impac t de la variation court terme de l’ensoleillement est inexistant. Mascara, ou comment produire de l’eau… avec du soleil Principe de fonctionnement des unités de traitement OSMOSUN (Source : Mascara) I N F ’ O S E | A o û t - S e p t e m b r e 2 0 1 8 28 EAU ÉNERGIE

29. Mascara peut alors proposer des unités fiables, mobiles et adaptables par tout dans le monde. Le dimensionnement de l’installation est permis par le seul productible annuel et économise l’installation d’un stockage tampon pour compenser les chutes brutales. Les plus gros systèmes de traitement proposés, capables de produire jusqu’à 1000m³ d’eau par jour, sont alimen- tés par une ferme photovolta- ïque de 500kW et donc proche de l’échelle de consommation énergétique de petites industries. En repensant un procédé aussi simple que la production d’eau avec une vue d ’ensemble, Mascara fait la preuve que l ’ i n t é g r a t i o n d ’é n e r g i e s météo-sensibles dans un environnement critique est possible. Une très bonne nouvelle pour les populations reculées qui continueront de profiter de la baisse des prix du solaire pour un approvisionnement durable en eau, sans craindre sans cesse l’augmentation du prix des carburants. Louis POLLEUX Une unité de désalement de 60kWc à Bora Bora (Source : Mascara) Sources : [1] Yacine Alimou, L’eau et l’énergie dans un contexte fragile, Inf ’ose n°134 [2] Site officiel: http://mascara-nt.fr/ I N F ’ O S E | A o û t - S e p t e m b r e 2 0 1 8 29EAU ÉNERGIE

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