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Mensuel sur l’énergie et l’environnement
S
Janvier 2020	 N°149
L’éclairage public du
futur
page: 9
Le POWERTOGAS : Stockage d’avenir?
page: 14
Eolien en mer : Technologie d’avenir ?
page: 17
L’AFRIQUE : Un important potentiel
électrique très peu exploité
page: 20
La montée des eaux, d’un point de vue
géopolitique.
page: 24
Chère lectrice, cher lecteur,
Toute l’équipe de l’Inf’Ose se joint à moi
pour souhaiter à nos chers lectrices et
lecteurs, nos meilleurs vœux pour cette nou-
velle année.
Pour ce mois de janvier, la rédaction a tenu à
se tourner vers le vecteur énergétique qu’est
l’électricité. Des focus liés à des exemples
de consommation, de production et de stock-
age seront évoqués avant de terminer sur une
des implications en partie liées à la produc-
tion d’origine carbonée.
Il est question dans un premier article de
vous éclairer sur un sujet, souvent peu con-
sidéré dans les postes de consommation
des collectivités locales présentant cepen-
dant d’importants potentiels en termes
d’économies d’énergie et de moyens de communication.
Dans un contexte assez différent, nous ferons référence à la
thématique de l’hydrogène bien couverte par nos aînés de la
promotion 2017. Il s’agira ici de considérer ce vecteur énergé-
tique comme un moyen de valoriser les surplus de production
électrique en tant que contributeur au réseau gazier.
Le troisième article s’attachera à donner au lecteur une présen-
tation du potentiel énergétique que recèlent les vents du large.
Par ailleurs, ce numéro sera l’occasion de donner des infor-
mations chiffrées sur l’électrification actuelle en Afrique et
d’identifier les barrières à son développement.
Enfin, dans un dernier article, il s’agira d’évoquer un des
impacts majeurs du réchauffement climatique, cause néces-
sitant l’implication de l’ensemble des citoyens afin de limiter
la submersion de territoires côtiers.
Espérons que cette nouvelle décennie soit porteuse d’un réel
engagement humain face à ces défis grandissants.
Amala et moi-même vous souhaitons une belle et agréable
lecture pour le premier Inf’Ose de la décennie.
Emmanuel Gasse Muñoz & Amala SIVARAMOU
2 EDITO
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 - Saul Villamizar
Toute reproduction, représentation, traduction
ou adaptation, qu’elle soit intégrale ou partielle,
quel qu’en soit le procèdé, le support ou le
média, est strictement interdite sans l’autori-
sation des auteurs sauf cas prévus par l’article
L. 122-5 du code de la propriété intellectuelle.
CONTACTS
SOMMAIRE
Actualités Janvier 20204
Précarité énergétique en France en chiffres 	4
La mobilité électrique en 2019 	 5
Vers la fin du charbon en France	 6
Réforme de l’ARENH 	 7
L’éclairage public du futur9
Le POWERTOGAS :
Stockage d’avenir? 14
Eolien en mer :
Technologie de l’avenir ?  17
L’AFRIQUE : Un important potentiel
électrique très peu exploité20
La montée des eaux, d’un point de
vue géopolitique. 24
Devenez partenaire de la 20ème
édition de l’événement OSE 29
3SOMMAIRE
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 2 0
4 ACTUALITÉS JANVIER 2020
Precarite energetique en france en
chiffres
S
elon les données publiées en janvier par
l’ONPE (Office Nationale de la Précarité
Energétique), environ 6,8  millions de
français vivraient en situation de précarité
énergétique. Cette augmentation du nombre
de personnes en situation de précarité éner-
gétique a repris en 2018 après deux années
de baisse. Sont considérées en situation de
précarité, les personnes qui éprouvent des
difficultés « à disposer de la fourniture d’énergie nécessaire à la satisfaction de ses besoins élé-
mentaires en raison de l’inadaptation de ses ressources ou de ses conditions d’habitat »1
.
En effet, les notions de « taux d’effort énergétique » et de « froid ressenti » servent de base
à l’évaluation de la précarité énergétique chez les ménages. Le « taux d’effort énergétique »
représente la part des revenus d’un ménage, attribuée aux dépenses énergétiques. Cette part
est supérieure à 8% pour un foyer en situation de précarité.
Face à l’augmentation des prix des énergies utilisées par les ménages, les aides financières2
de l’état et des collectivités territoriales pour réduire les dépenses énergétiques des foyers
et encourager l’efficacité énergétique s’avèrent nécessaires. En 2019, le nombre de ménages
ayant bénéficié de chèques énergie a augmenté de 37 % par rapport à 2018. Toutefois, l’octroi
des chèques énergies aux ménages se fait en fonction de leur revenu fiscal de référence3
,
indépendamment des critères de « taux d’effort énergétique » et de « froid ressenti ».
Au-delà du manque de ressources financières, la précarité énergétique est parfois liée aux mauvaises perfor-
mances énergétiques4
des logements et/ou des appareils utilisés. Ces pratiques accentuent la dépense éner-
gétique des français et par conséquent contribuent à l’augmentation du nombre de foyers en situation de
précarité. En tout état de cause, la rénovation des logements demeure une priorité pour la France pour lutter
contre la précarité énergétique. Le plan de rénovation énergétique des bâtiments paru en avril 2018 fixe pour
objectif de rénover d’ici 2025, les 7 à 8 millions de logements identifiés comme des « passoires thermiques ».
1	 Définition de la loi Grenelle II, Juillet 2010
2	 Chèque énergie, prime à la conversion pour les équipements de chauffage etc.
3	 Celui-ci doit être inférieur à 10 700 €
4	 Mauvaise isolation thermique, utilisation d’appareils énergivores etc.
Actualités Janvier 2020
Habib OUATTARA  Abdelhamid AHAJJAM
La mobilite electrique en 2019
D
ans un contexte de mobilité verte
et décarbonée, le déploiement des
véhicules électriques et à hydrogène
constitue un challenge important. L’un
des points majeurs pour y parvenir est
le développement du réseau des bornes
de recharge pour les voitures recharge-
ables. La construction de nouveaux points
de recharge publics, en plus des bonus1
octroyés par l’état, inciterait les usagers encore
réticents à franchir le pas vers les véhicules électriques et/ou à hydrogène.
Cependant le chantier est vaste pour atteindre la cible des 44 millions de véhicules élec-
triques en 2030 au sein de l’UE car selon le groupe de recherche Transport  Environnement,
cela impliquerait une multiplication par quinze du nombre de point de recharge de 2019
par rapport à l’objectif annuel de 185 000. Cet effort se traduirait au niveau national par
l’implantation de 284 000 points publics de recharge pour alimenter 2,07 millions de véhi-
cules à l’horizon 2030 contre 28 666 points de recharge à fin novembre 20192
pour 268 000
véhicules rechargeables en circulation. L’atteinte de cet objectif représente un investisse-
ment conséquent pour l’UE, son coût est évalué à 20 milliards d’euros.
Par ailleurs, les résultats réalisés sur l’année 2019 en termes de vente de voitures élec-
triques, laissent entrevoir des signes positifs quant à l’adhésion des usagers à ce moyen de
mobilité. En effet, selon les données publiées par L’Avere-France (association nationale pour
le développement de la mobilité électrique), les ventes de véhicules légers rechargeables
sont en hausse par rapport à l’année 2018. Cette hausse a principalement été observée au
1	 Jusqu’à 6 000 € pour les véhicules de moins de 45 000 € et à 3 000 € pour les véhicules entre 45 000 et 60 000 €
2	 Soit 1 point de recharge pour 9,3 véhicules électrifiés
Source:
[1] : Connaissance des énergies. « Précarité énergétique en France », 8 janvier 2020. https://www.connaissancedesenergies.org/
precarite-energetique-en-france-triste-constat-de-lonpe-200108#notes.
[2] : MINISTERE DE LA TRANSITION ECOLOGIQUE ET SOLIDAIRE. « Plan rénovation énergétique des bâtiments », s. d. https://
www.ecologique-solidaire.gouv.fr/sites/default/files/Plan%20de%20r%C3%A9novation%20%C3%A9nerg%C3%A9tique_0.pdf.
[3] : ONPE. « Suivi annuel de la précarité énergétique: un nouvel enjeu pour l’ONPE », 23 novembre 2018. Suivi annuel de la pré-
carité énergétique: un nouvel enjeu pour l’ONPE.
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 2 0
5ACTUALITÉS JANVIER 2020
niveau des véhicules électriques (+ 38 %) et des véhicules hybrides3
rechargeables (+ 38%).
C’est au total 69 466 véhicules légers rechargeables qui ont été commercialisés en 2019. Les
deux-roues et les voitures à hydrogène ne sont pas en marge de cette hausse des ventes, on
a observé en 2019 la vente de 13 965 deux-roues motorisés électriques et de 63 véhicules à
hydrogène soit des augmentations respectives de 43% et 42% par rapport à l’année précédente.
Toutefois, les chiffres annoncés ne permettent pas de satisfaire les objectifs4
fixés par la
France en 2018 en termes de développement des moyens de mobilité électrique. Malgré le
retard, les objectifs restent atteignables à condition de réaliser davantage d’efforts. D’après la
déléguée générale de l’Avere-France, « nous avons atteint 70% de l’objectif annuel du contrat
stratégique de filière. Il faudra rattraper ce déficit tout en doublant le nombre de véhicules
vendus en 2020 pour tenir la trajectoire ».
3	 Moteurs thermiques et électriques
4	 - Augmentation du nombre de ventes : de 30 000 ventes en 2017 à 150 000 en 2022,
	 - Augmentation du nombre de bornes de recharge : 100 000 bornes à fin 2022 avec une cible de 1 million de véhicules 	 	
	   rechargeables en circulation pour maintenir le ration d’une borne de recharge pour 10 véhicules
Source:
[1] : Mov’eo. « 7 chiffres-clés sur les bornes de recharge pour véhicule électrique en France », 15 novembre 2019. https://pole-
moveo.org/actualites/7-chiffres-cles-sur-les-bornes-de-recharge-pour-vehicule-electrique-en-france/.
[2] : AVERE FRANCE. « Baromètre de la mobilité électrique », juillet 2019. http://www.avere-france.org/Uploads/Documents/15627
732242408730ad248ad4e4aa36fb14f5e0631-immats%20juin%202019.pdf.
[3] : AVERE. « Mobilité électrique », 20 décembre 2019. http://www.avere-france.org/Site/Article/?article_id=7763.
[4] : Connaissance des Énergies. « Mobilité électrique », 15 janvier 2020. https://www.connaissancedesenergies.org/
mobilite-electrique-combien-de-points-de-recharges-necessaires-dans-lue-au-cours-des-annees-2020-200115.
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 2 0
6 ACTUALITÉS JANVIER 2020
Vers la fin du charbon en France
L
a nouvelle décennie apporte des nou-
velles concernant les centrales à
charbon toujours en fonctionnement
sur le territoire français. Le gouvernement
français a prévu leur fermeture. La loi éner-
gie-climat approuvée en novembre 2019
limite le facteur de charge des centrales
à charbon, ce qui va engendrer la réduc-
tion de leur rentabilité et éventuellement
leur fermeture.
Le 26 décembre 2019, un décret publié au journal officiel limite les émissions de gaz à effet
Centrale de charbon de Cordemais
(Source : l’Energeek)
Réforme de l’ARENH
D
epuis des années, le mécanisme d’Accès
Régulé à l’Energie Nucléaire Historique
(ARENH), oblige EDF à vendre une partie
de son électricité nucléaire (100 TWh) à ses
concurrents pour un prix inférieur à celui du
marché (42 €/MWh). L’opérateur historique
contestait ce dispositif qui ne rémunérait pas
suffisamment sa production nucléaire. Ce ven-
dredi, le gouvernement a dévoilé un projet de
réforme de l’ARENH.
Centrale nucléaire de Civaux
(Source : l’Energeek)
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 2 0
7ACTUALITÉS JANVIER 2020
de serre à 0,7 tCO2éq/MW installé, pour toute centrale en métropole continentale, produisant
de l’électricité à partir des combustibles fossiles et émettant plus de 0,55 tCO2éq/MWh. Ce
décret sera appliqué à partir du 1er janvier 2022.
Parmi les 4 centrales à charbon actuellement en service en France (Cordemais, Gardanne, Le
Havre, et Avold), seule la centrale de Cordemais fonctionnerait au-delà de 2022 sous condi-
tions spécifiques. En effet, Emmanuelle Wargon, secrétaire d’État à la Transition écologique
et solidaire, a indiqué lors de son déplacement au Havre, que la centrale fonctionnerait entre
200 et 500 heures annuelles à partir de 2022 contre 4 500 heures aujourd’hui. A partir de
2024, le fonctionnement de la centrale dépendra de la demande d’électricité qui sera satis-
faite quand l’EPR de Flamanville rentrera en service.
Jacques Percebois, professeur émérite à l’Université de Montpellier, a indiqué que la baisse des
heures de fonctionnement du site de Cordemais, serait à la fois compensée par l’amortissement
de la centrale, et par l’utilisation du mécanisme de capacité [1].
Pour les autres centrales, EDF a indiqué que la fermeture de sa centrale du Havre aura lieu dès
le 1er avril 2021 et que la fermeture de la centrale de Saint-Avold est prévue pour le 2ème tri-
mestre 2022. La date de fermeture de la centrale de Gardanne en 2022 n’est pas encore précisée.
Source:
[1]	 Connaissance des Énergies, « Centrales à charbon en France et en Allemagne : à quand la fermeture ? »,
Connaissance des Énergies, 16-janv-2020. [En ligne]. Disponible sur: https://www.connaissancedesenergies.org/centrales-char-
bon-en-france-et-en-allemagne-quand-la-fermeture-200116. [Consulté le: 31-janv-2020].
[2]	 JORF, Décret n° 2019-1467 du 26 décembre 2019 instaurant un plafond d’émission de gaz à effet de serre pour les
installations de production d’électricité à partir de combustibles fossiles. 2019.
[3]	 N°146 Sénat, « Projet de loi relatif à l’énergie et au climat », 26-sept-2019. [En ligne]. Disponible sur: http://www.senat.
fr/petite-loi-ameli/2018-2019/700.html.
Le nouveau mécanisme annoncé par le gouvernement vise à remplacer le prix fixe existant
aujourd’hui, par un ‘’corridor’’ de prix. Dans ce dispositif, le prix sera caractérisé par des prix
plancher et plafond. Le prix plancher permettra à EDF d’avoir une rémunération juste pour son
nucléaire, et le prix plafond protègera les consommateurs d’une hausse trop importante des
prix. L’écart prévu entre le plancher et le plafond est estimé à 6 €/MWh.
Ce prix de vente sera calculé « comme une moyenne des prix observés sur les marchés, pon-
dérés par les volumes vendus par EDF aux fournisseurs » [2]. Si le prix est inférieur au plancher,
la différence devra être compensée par les fournisseurs. Dans le cas où le plafond est dépassé,
EDF remboursera une partie du trop-perçu.
Ainsi, le gouvernement obligera EDF à commercialiser la quasi-totalité de sa production nuclé-
aire, excluant la production soumise à des contrats à long terme. Cette production sera mise en
vente à tous les acteurs du marché européen, y compris EDF Commerce qui sera traité comme
les autres fournisseurs.
La réforme doit entrer en vigueur d’ici la fin de l’ARENH en 2025 mais le gouvernement espère
sa mise en œuvre le plus tôt possible.
Sources:
[1]	 Connaissance des Énergies, « ARENH : le gouvernement ficelle son projet de réforme sur la production nucléaire »,
Connaissance des Énergies, 16-janv-2020. [En ligne]. Disponible sur: https://www.connaissancedesenergies.org/afp/partage-du-
nucleaire-le-gouvernement-ficelle-son-projet-de-reforme-200116. [Consulté le: 31-janv-2020].
[2]	 Hortense Goulard, « Electricité nucléaire : le plan du gouvernement pour sauver le soldat EDF », Les Echos, 17-janv-
2020. [En ligne]. Disponible sur: https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/electricite-nucleaire-le-plan-du-
gouvernement-pour-sauver-le-soldat-edf-1163785. [Consulté le: 31-janv-2020].
[3]	 La Croix, « Électricité : révolution en vue dans le nucléaire », La Croix, 16-janv-2020.
SMensuel sur l’énergie et l’environnement
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 2 0
8 ACTUALITÉS JANVIER 2020
L’éclairage public du futur
E
n 2016, les dépenses des communes
s’élevaient à 118,4 Mds€ dont 77% en
« fonctionnement » et 23 % en « investisse-
ment » [1]. Le budget en énergie des communes
s’établit à environ 3,8 Mds€ ce qui représente
4,2% de leur budget de fonctionnement [2].
L’éclairage public, quant à lui, représente 19%
des dépenses énergétiques, 37% des dépenses
en élec tricité et 42% des consommations
d’électricité des communes. [2]
Si l’éclairage public ne revêt pas un enjeu pri-
mordial pour les communes d’un point de vue
financier, il représente, cependant, un sujet
d’impor tance pour répondre aux questions
de sécurité. De plus, il a l’avantage d’être un
vivier conséquent d’économie d’énergie grâce à
l’apparition des nouvelles technologies. Enfin,
par son architecture réseau déjà existante,
l’éclairage public présente le potentiel néces-
saire pour fournir de nouveaux services numéri-
ques apportant un réel « plus » aux communes.
L’éclairage public répond avant tout à un souci
de sécurité nocturne. En particulier, la mise en
place d’un éclairage public « permet de réduire
de 30 à 40 % le nombre d’accidents de la circu-
lation » et de « réduire de 50 % les effractions,
vols et actes de vandalisme ». [3]
Cependant, l’éclairage public, historiquement
conçu pour répondre à un objectif de sécurité
conditionné par le niveau d’éclairement, s’est
vu doté d’équipements et d’une architecture
fournissant trop de luminosité, le tout pour de
faibles performances énergétiques.
Le Grenelle de l’environnement a introduit le
concept de pollution lumineuse et de nuisance
lumineuse dans ce secteur. Complété par la
stratégie bas carbone de la France, l’éclairage
public des communes s’oriente désormais vers
des modèles mieux réfléchis pour concilier effi-
cacité lumineuse et efficacité énergétique.
Ainsi, les critères de sécurité et d’efficacité sont
aujourd’hui réglementés par la norme NF 13 201,
concernant par exemple la répartition uniforme
de la lumière, la distance entre les luminaires
ou les dispositifs de commande. [4]
Actuellement plus de la moitié du parc français
peut être qualifiée d’obsolète car constituée de
boules diffusantes ou encore de lampes à vapeur
de mercure, d’ailleurs interdites depuis 2015. En
particulier, 40% des luminaires ont plus de 25
ans, ce qui laisse présager un renouvellement
Conception des lampadaires [4]
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 2 0
9L’ÉCLAIRAGE PUBLIC DU FUTUR
massif du parc dans un futur proche. [5]
Cependant, les collectivités sont conscien-
tes du potentiel d’économies d’énergie possi-
ble qu’induirait la rénovation de leurs infra-
structures d’éclairage public. D’ailleurs d’après
l’enquête de l’ADEME de 2012 sur le patrimoine-
énergie des communes, il apparaît que 66%
des communes ont investi dans des actions
d’amélioration de l’éclairage public entre 2005
et 2012, mais seulement de façon partielle pour
la majorité. [2]
En particulier, des efforts environnementaux
et énergétiques peuvent être réalisés sur les
ampoules et sur la conception des lampadaires.
La conception du lampadaire a une influence
directe sur la pollution lumineuse. Il est important
que la lumière soit uniquement diffusée sur les
zones nécessitant un éclairement. C’est pour cette
raison que les boules diffusantes, éclairant prin-
cipalement le ciel, sont bannies du fait de leur
impact négatif notamment sur la biodiversité.
D’un point de vue énergétique il semble donc pri-
mordial de remplacer le parc par des ampoules
à vapeur de sodium basse pression ou des LED.
Le critère de la température de couleur a aussi
de l’importance pour éviter de perturber la bio-
diversité. Lorsque la température de couleur
devient trop élevée, au-delà de 3 000 - 4 000
K, les êtres vivants tels que les insectes sont
perturbés dans leur cycle biologique. C’est pour
cela qu’il faut privilégier des températures de
couleurs inférieures à 3 000 K. Sur ce dernier
critère, les lampes à vapeur de sodium sont
donc à privilégier.
Lampe Efficacité lumineuse
(lm/W)
Température de
couleur (K)
Durée de vie (h) [6]
Vapeur de mercure 40-60 [4] 3 300 – 4 200	 16 000
Iodure métallique 85-95 [4] 4 000 10 000 – 15 000
Va p e u r d e s o d i u m
basse pression
167-206 [7] 1 800 12 000 – 18 000
Va p e u r d e s o d i u m
haute pression
81-150 [7] 2 000 15 000 – 55 000
LED 80-300 [7] 2 700 – 3 000 et plus 15 000 – 35 000 voire
50 000 [8]
Cependant, d’un point de vue multicritères,
à savoir l’efficacité lumineuse, la pollution
lumineuse et la couleur de température, la LED
reste l’ampoule la plus efficace d’un point de
vue global. Ainsi, la LED et les technologies qui
s’y greffent seront présentées plus en détail
ci-dessous. [9]
LED
Contrairement à toutes les technologies d’ampoule
antérieures, La LED provient du monde des semi-con-
ducteurs. Cette technologie est assez analogue aux
diodes, composant fondamental de l’électronique
de puissance, en commençant à émettre de la
lumière à partir d’une tension minimale. Le flux
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 2 0
10 L’ÉCLAIRAGE PUBLIC DU FUTUR
lumineux gagne en puissance avec l’augmentation
de la valeur efficace de la tension.
Ce composant relevant presque de l’électronique
de puissance est plus facilement pilotable à
distance que les ampoules à vapeur de sodium
équipées de ballast électronique. [8]
Lifi
La LED contient, par ailleurs, un potentiel de
communication pour que les individus puissent
accéder à l’information au sein de l’espace public
à travers la technologie Li-Fi (Light Fidelity).
Le Li-Fi utilise la lumière visible pour com-
muniquer l’information de manière perfor-
mante grâce au fort pouvoir de commutation
des LED, au point d’être 10 fois plus rapide
que le débit du Wifi. Mais cette technologie
présente l’inconvénient d’obliger l’utilisateur
d’être dans le cône de lumière pour accéder à
internet. Ainsi, cette application ne serait pas
adaptée pour de l’éclairage public mais pourrait
être un point fort dans d’autres contextes. [10]
Au-delà du simple service d’éclairage public, le
réseau d’éclairage associé aux LED ouvre la voie à
de nouveaux services pour les communes en per-
mettant une pénétration plus profonde de la télé-
gestion des réseaux d’éclairage.
Télégestion
La télégestion se fait normalement par la cré-
ation d’un réseau de communication et ayant
ses protocoles spécifiques. Mais dans le cas
de l’éclairage public, le réseau électrique et
les infrastructures des lampadaires peuvent
être utilisés pour créer ce réseau numérique.
Plusieurs technologies existent déjà tels que la
Citybox de Bouygues, la Citenergy de Citelium
ou le Geppadi installé en Wallonie.
Dans le cas de la Citybox, le transport de
l’information se fait à travers les courants por-
teurs en ligne (CPL). Le principe du CPL consiste
à transporter de l’information en se superposant
aux ondes de courant. Ainsi l’information tran-
site entre un contrôleur situé dans une armoire
électrique et les Citybox situées dans chaque
réverbère. Cette nouvelle technologie offre la
possibilité de piloter de nouveaux usages tel
que la vidéo surveillance, la recharge de véhi-
cule électrique, la mesure du niveau de pollu-
tion ou l’accès au Wifi.
Bien que ces usages existaient déjà avant
l’apparition de la Citybox par exemple,
l’innovation est bien réelle. En utilisant un
réseau existant, celui de l’éclairage, les com-
munes s’affranchissent de la création de nou-
veaux réseaux impliquant notamment l’ouverture
de tranchées, le tirage de câble et la mise
en place de différents protocoles de commu-
nication. Les économies sont réelles lors de
l’investissement mais aussi durant l’exploitation
car le pilotage de tous ces usages peut se faire
au travers d’un seul réseau de communication à
l’inverse d’un mille-feuille de réseaux auxquels
peuvent se confronter les communes.
Exemple de fonctionnement de la télégestion [11]
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 2 0
11L’ÉCLAIRAGE PUBLIC DU FUTUR
On notera que plusieurs démonstrateurs ont
émergé et présentent des résultats positifs.
Le démonstrateur situé en Wallonie à Grâce-
Hollogne, a la spécificité d’équiper les lam-
padaires de capteurs de présence pour aug-
menter la luminosité de manière totalement
autonome sur la chaussée et le trottoir. Cette
nouvelle façon de piloter l’éclairage permettrait
de réduire la consommation d’électricité de 80%.
[13]
A Dijon, un projet déployé sur l’ensemble de
la métropole a vu le jour. Le réseau d’éclairage
public est désormais pilotable et exploitable
de façon optimale par la télégestion et la télé-
maintenance. La grande spécificité réside aussi
dans le contrôle des feux de signalisation et de
la vidéosurveillance via le réseau d’éclairage.
C’est une première française qu’il faudra suivre
de près car trois technologies intrinsèquement
différentes sont pilotées par un seul réseau. [14]
L’avenir de l’éclairage public ne dépend pas
seulement d’enjeux technologiques mais aussi
de la collecte et de l’utilisation des données
d’exploitation.
Grâce à la mutualisation des coûts, les com-
munes ont possiblement les ressources pour
être propriétaires de leurs infrastructures et
également des données qui sont générées. Si les
communes sont propriétaires de leurs données,
le fonctionnement du réseau sera pérennisé car
ces dernières ne pourront plus disparaître avec
les changements d’exploitant de réseaux. [14]
En plus de l’exploitation possible de ces données
pour réaliser des analyses de prévision, les com-
munes auraient la possibilité de les mettre à
disposition des citoyens via l’open data.
Mais cet enjeu autour des données est encore
plus grand avec le déploiement des bornes Wifi.
Les réseaux Wifi privés se développent de plus
en plus dans les communes sans que les util-
isateurs soient conscients des données qu’ils
génèrent. Il est donc important que les usagers
soient protégés au mieux par les communes
après les différents scandales dévoilés sur les
détournements de données personnelles.
Dans le cas particulier du Wifi, les communes
peuvent dynamiser leur attractivité touristique
et économique et parfois même réduire la frac-
ture numérique sur leur territoire.
L’éclairage public pourraient permettre aux com-
munes de mettre en place leur Wifi territorial
dont le principe est de proposer un Wifi gratuit
dont l’infrastructure et les données générées
sont la propriété des communes. L’analyse de
ces données permettrait aux communes de mieux
connaître leur territoire à travers les statistiques
d’usage et les profils des utilisateurs du réseau.
L’Europe soutient la démarche du Wifi territorial
Insertion d’un module de télégestion dans un
lampadaire [12]
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 2 0
12 L’ÉCLAIRAGE PUBLIC DU FUTUR
à travers sa subvention nommée Wifi4EU, ce qui
démontre l’importance de cet enjeu.
Le réseau d’éclairage public, dont la propriété
appartient aux communes, apparaît comme
une source substantielle d’économie d’énergie
tout en maintenant le but premier de sécurité
publique. Au-delà des économies d’énergie,
l’éclairage public a le potentiel d’être le support
des réseaux numériques de demain pour fournir
de nombreux services tels que la vidéosurveil-
lance ou l’accès au Wifi. Les communes auraient
la possibilité d’être propriétaires de leurs nou-
velles infrastructures et des données générées.
De nombreux parcs d’éclairage public sont vie-
illissants et doivent être remplacés. Il y a donc
une opportunité à saisir en faisant de l’éclairage
public l’infrastructure du système nerveux des
villes de demain. Le renouvellement du parc
d’éclairage étant une décision engageant une
ville pour les quarante prochaines années, il
est d’une haute importance de bien avoir con-
science de toutes les possibilités que peut offrir
l’éclairage public.
Sources:
[1]	 performance-publique.budget.gouv.fr, « Les dépenses des collectivités territoriales ». 26-févr-2018.
[2]	 ADEME, « Brochure-energie-patrimoine-2014.pdf ». 2012.
[3]	 smartgrids-cre, « L’éclairage public et le mobilier urbain intelligents », 2013. [En ligne]. Disponible sur: http://www.smartgrids-
cre.fr/index.php?rubrique=dossierssrub=eclairage-mobilier-intelligentsaction=imprimer.
[4]	 ASCEN, « RECOMMANDATIONSTECHNIQUES POURL’ECLAIRAGE PUBLIC ». .
[5]	 ADEME, « Éclairage public : un gisement d’économies d’énergie ». [En ligne]. Disponible sur: https://www.ademe.fr/
collectivites-secteur-public/patrimoine-communes-comment-passer-a-laction/eclairage-public-gisement-deconomies-denergie.
[6]	 Préfecture de l’Eure, « Pollution lumineuse et biodiversité ». avr-2014.
[7]	 Wikipédia, « Efficacité lumineuse d’une source ». [En ligne]. Disponible sur: https://fr.wikipedia.org/wiki/
Efficacit%C3%A9_lumineuse_d%27une_source.
[8]	 A. Djuretic et M. Kostic, « Actual energy savings when replacing high-pressure sodium with LED luminaires in street lighting
», Energy, vol. 157, p. 367‑378, août 2018, doi: 10.1016/j.energy.2018.05.179.
[9]	 L. T. Doulos, I. Sioutis, P. Kontaxis, G. Zissis, et K. Faidas, «Adecision support system for assessment of street lighting tenders
based on energy performance indicators and environmental criteria: Overview, methodology and case study », Sustainable Cities and
Society, vol. 51, p. 101759, nov. 2019, doi: 10.1016/j.scs.2019.101759.
[10]	 Connaissance des énergies, « Un éclairage LED pour se connecter à Internet », 25-sept-2015.
[11]	 Bouygues, « Eclairage public ». [En ligne]. Disponible sur: https://www.bouygues-es.fr/villes-et-territoires/eclairage-public.
[12]	 Bouygues, « Citybox ». [En ligne]. Disponible sur: https://bouygues-construction.com/innovation/toutes-nos-innovations/
citybox-r.
[13]	 Connaissance des énergies, « Un système d’éclairage intelligent testé en Wallonie », 18-mars-2013.
[14]	 L. Delpont, « L’éclairage public, objet de convoitise des acteurs de la ville », 13-févr-2019.
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 2 0
13L’ÉCLAIRAGE PUBLIC DU FUTUR
Adrien LAILLé
LE POWERTOGAS : STOCKAGE
D’AVENIR?
Les objectifs de la transition énergétique créent
une nouvelle dynamique au sein du réseau élec-
trique par le développement et l’accroissement
de la part des énergies renouvelables dans le mix
électrique. Le système électrique doit assurer
à chaque instant l’équilibre entre la production
et la consommation. L’électricité, difficilement
stockable et la variabilité des énergies renouv-
elables nécessitent le développement de moyens
de stockage afin d’emmagasiner le surplus de
production d’origine renouvelable. De nouvelles
voies de valorisation des excédents de produc-
tion sont en développement avec, parmi elles,
le Power to gas.
L’étude menée par l’ADEME, GrDF et GRTgaz,
a estimé la quantité potentielle d’excédents
renouvelables pouvant être valorisés via le
Power to gas en 2030 à hauteur de 2,5 à 3 TWh
électriques. Ces excédents permettraient ainsi
de générer 1,5 à 1,8 TWh de gaz renouvelable.[1]
QU’EST-CE QUE LE POWER TO GAS ?
Le power to gas consiste littéralement à con-
ver tir de l’électricité en gaz. Plus précisé-
ment, il s’agit d’utiliser le surplus d’électricité
d’origine renouvelable pour transformer de l’eau
en hydrogène. En effet, l’électricité d’origine
renouvelable alimente un électrolyseur. Au sein
de cet appareil, une réaction électrochimique
se produit : l’électrolyse de l’eau. Cette réac-
tion consiste en la décomposition de l’eau en
hydrogène et en oxygène par le passage d’un
courant continu à travers deux électrodes
immergées. Au niveau de chaque électrode, deux
types de réactions se produisent : à l’anode
(électrode négatif), l’eau (H2O) est dissociée
sous l’effet du courant électrique en formant
de l’oxygène (O2) et des ions H+ ; à la cathode
(électrode positif), les ions H+ se recombinent
et forment de l’hydrogène (H2). Cet hydrogène
est dit «  vert  » quand il est obtenu à partir
d’énergie décarbonée.[2]
L’hydrogène ainsi produit peut être valorisé de
diverses manières. Il est possible de le stocker
ou de l’injecter sur le réseau de gaz naturel s’il
répond aux spécifications qualitatives permet-
tant son injection (par exemple, la teneur en
dihydrogène pour sa compatibilité du mélange
H2/ CH4).
À court terme, les opérateurs ont évalué la
quantité d’hydrogène pouvant faire partie du
Principe de base de l’électrolyse de l’eau (http://
www.alloprof.qc.ca/BV/pages/c1057.aspx)
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 2 0
14 LE POWERTOGAS : STOCKAGE D’AVENIR?
réseau gazier à 6% et à horizon 2030 entre 10
et 20% en adaptant les infrastructures et les
équipements.[3]
L’hydrogène peut également être converti en
méthane de synthèse (CH4), composant princi-
pal du gaz naturel qui circule dans les réseaux
existants grâce au processus physico-chimique
de méthanation (réaction de Sabatier). Cette
réaction chimique consiste à la mise en contact
de molécules d’hydrogène (H2) et de dioxyde
de carbone (CO2) en présence de catalyseurs
pour former du méthane (CH4) et de l’eau (H2O).
En plus du méthane et de l’eau, les réactions
produisent de la chaleur (réaction exother-
mique). La méthanation présente ainsi un triple
avantage car il permet dans un premier temps
de valoriser le CO2 (gaz à effet de serre), l’eau
peut être utilisé par l’électrolyseur et l’excédent
de chaleur peut être valorisé pour couvrir les
besoins de processus industriel, l’alimentation
des réseaux de chauffage urbain ou encore la
cogénération d’électricité.
En couplant l’hydrogène au gaz naturel ou en
le transformant en méthane de synthèse, ce
nouveau vecteur énergétique peut être utilisé par
les réseaux déjà existants pour le chauffage de
bâtiment, la production de biocarburants, généra-
tion d’électricité par l’entrainement des turbines, …
PROJET JUPITER 1000
GRTgaz en collaboration avec la CNR, RTE, Téréga,
Mcphy, Atmostat, CEA, la ville de Marseille dével-
oppe un démonstrateur de Power to gas près de
Fos-sur-Mer dans les Bouches-du-Rhône sur la
plateforme Innovex dédiée à l’accueil de démon-
strateurs en lien avec la transition énergétique.
Il s’agit du premier démonstrateur français de
Power to gas à l’échelle du MW avec injection
dans le réseau de transport de gaz. L’objectif
de ce démonstrateur est d’étudier la flexibil-
ité de cette technologie c’est à dire sa capac-
ité à répondre aux variabilités du réseau élec-
trique, sa performance globale, la confirmation
de la compatibilité du mélange hydrogène et gaz
naturel sur le réseau de transport de gaz et les
perspectives économiques du Power to gas.[4]
La phase de construction de Jupiter 1000 a débuté
en 2017 et la première injection d’hydrogène était
prévue pour l’été 2019[5]. Des tests devraient
être effectués durant 3 ans au sein de ce démon-
strateur. Le coût total de Jupiter 1000 est estimé
à 30 millions d’euros.
Projet Jupiter 1000 (Source : Jupiter1000)
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 2 0
15LE POWERTOGAS : STOCKAGE D’AVENIR?
Jupiter 1000 a pour ambition de comparer deux
technologies d’électrolyse (alcaline et PEM) et
sa combinaison avec le procédé de méthanation.
La Compagnie nationale du Rhône (CNR) sera en
charge de fournir l’électricité renouvelable de
1 MW. Les électrolyseurs McPhy Energy utilisés
pourront produire près de 200 m3 d’hydrogène
par heure (soit 17 kg/h). Les unités de méthan-
ation d’Atmostat (Methamod) et du CEA seront
alimentées du CO2 capté dans des fumées indus-
trielles (Leroux  Lotz) et pourraient ainsi
produire jusqu’à 25 m3
de méthane de synthèse
par heure.[6]
À l’occasion de son programme de visites indus-
trielles, la promotion du mastère OSE effectuera
un petit détour dans les Bouches-du-Rhône pour
voir cette installation grandeur nature.
FOCUS SUR L’ELECTROLYSE ALCALINE ET
PEM
L’électrolyse alcaline est un procédé bien mature
et largement utilisé dans l’industrie. Dans le cas
de cette technologie, les électrodes sont plon-
gées dans une solution aqueuse d’hydroxyde
de potassium (électrolyte) dont la concentra-
tion varie en fonction de la température (typ-
iquement de 25 % en masse à 80 °C jusqu’à
40 % à 160 °C). L’utilisation d’un électrolyte
liquide rend son couplage difficile avec une
source d’énergie non pilotable tel que l’énergie
photovoltaïque ou éolienne. En effet, ce type de
procédé est peu réactif aux variations de puis-
sance électrique. Cependant, c’est une solu-
tion pouvant produire facilement de l’hydrogène
à partir d’hydroélectricité. Cette technologie
présente de faibles coûts d’investissement.
Le principe de l’électrolyse PEM (piles à combus-
tible à membrane échangeuse de protons) est dif-
férent de l’électrolyse alcaline car l’électrolyte
est un électrolyte solide, composé d’une mem-
brane conductrice de protons : les électrodes
sont déposées de part et d’autre de ce maté-
riau polymère.
.Principe électrolyse PEM (https://commons.wikime-
dia.org/wiki/File:PEMelectrolysis.jpg)
Cette membrane polymère a des propriétés
intrinsèques qui permettent à l’électrolyse PEM
de fonctionner sur de grandes plages de puis-
sances de 10 à 200 % voire 400 % de la puis-
sance nominale et d’être réactive à des varia-
tions brutales de charges. Elle est donc partic-
ulièrement adaptée pour les énergies renouvel-
ables non pilotables et permet de produire des
gaz à taux de pureté supérieur contrairement
à l’électrolyse alcaline. Cette technologie reste
néanmoins coûteuse par rapport au système
alcalin.[7]
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 2 0
16 LE POWERTOGAS : STOCKAGE D’AVENIR?
Amala SIVARAMOU
Sources:
[1]	 ADEME, GRTgaz, et GRDF, « Etude portant sur l’hydrogène et la méthanation comme procédé de valorisation de l’électricité
excédentaire », sept. 2014.
[2]	 CEA, Power to gas. 2018.
[3]	 GRTgaz et al., « Conditions techniques et économiques d’injection d’hydrogene dans les réseaux de gaz naturel ». juin-2019.
[4]	 ADEME, « JUPITER 1000 Expérimentation d’une installation de Power to gas : injection de gaz renouvelable dans le réseau
de transport de gaz naturel ». 2017.
[5]	 « Jupiter 1000 - Power-to-Gas - Accueil ». [En ligne]. Disponible sur: https://www.jupiter1000.eu/. [Consulté le: 12-janv-2020].
[6]	 « Power to Gas : la construction de Jupiter 1000 officiellement lancée », Connaissance des Énergies, 20-déc-2017. [En ligne].
Disponible sur: https://www.connaissancedesenergies.org/power-gas-la-construction-de-jupiter-1000-officiellement-lancee-171220.
[Consulté le: 12-janv-2020].
[7]	 C. ROZAIN, « Développement de Nouveaux Matériaux d’Electrodes pour la Production d’Hydrogène par Electrolyse de l’Eau
», UNIVERSITE PARIS-SUD XI, École Doctorale Chimie de Paris Sud, 2013.
Eolien en mer : Technologie de
l’avenir ?
L
a fixation d’objectifs de plus en plus exi-
geants en matière de transition énergé-
tique a induit la nécessité d’utiliser de
nouveaux moyens de production d’énergie à
faibles émissions de carbone. L’éolien offshore,
ou éolien en mer, fait partie de l’ensemble des
filières développées à cet effet. Néanmoins,
cette technologie semble se
déma rquer de s autre s. L e
directeur exécutif de l’Agence
Internationale de l’Energie
( A I E), Fatih B irol, a f f ir me
que ce moyen de production
possède, en effet, un « poten-
tiel presque illimité » : selon
l e s e s t i m a t i o n s d e l ’A I E ,
l’éolien of fshore seul pour-
rait générer plus de 18 fois la
demande mondiale d’énergie
électrique actuelle [1]. Cette
technologie se présente ainsi
comme une véritable solution pour l’avenir.
Mais de quoi s’agit-il ?
Installé pour la première fois au Danemark
en 1991, l’éolien offshore produit aujourd’hui
seulement 0,3% de la production mondiale
d’électricité, avec une capacité totale de 23 GW
Figure 1: Parc éolien de Hornsea Project One, au Royaume-Uni
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 2 0
17EOLIEN EN MER : TECHNOLOGIE DE L’AVENIR ?
installée. Néanmoins, les récents progrès tech-
nologiques ont permis un remarquable essor de
cette filière sur le marché, avec une croissance
d’environ 30% par an depuis 2010. Il s’agit d’un
moyen de production d’énergie qui exploite le
vent au large des côtes, où la vitesse de ce-
dernier est supérieure et exploitable grâce à
l’emploi de turbines adaptées. Actuellement, il
existe deux principaux types de parcs éoliens
offshore : l’éolien posé, implanté sur les fonds
marins, et l’éolien flottant, plus récent, qui ne
nécessite pas de construction de fondations
grâce à l’emploi de structures flottantes. Ce
dernier peut être implanté à des distances plus
éloignées du littoral, en effet, au-delà de 60 m,
la construction de turbines posées devient tech-
niquement compliquée et coûteuse.
L’Europe est le leader mondial pour l’exploitation
de l’éolien offshore, avec 18 499 MW instal-
lés. Il est largement exploité notamment au
Royaume-Uni (qui possède 44% de la capacité
totale installée en Europe), en Allemagne (34%),
au Danemark (7%), en Belgique (6,4%) et en
Hollande (6%) [2]. Compte tenu de la récente
croissance du marché, la Chine a récemment
opté pour une ambitieuse politique de dével-
oppement de cette technologie.
L’avantage de l’éolien offshore réside principale-
ment dans sa capacité à produire de l’énergie
propre et d’origine renouvelable, tout en con-
tribuant à la réduction des émissions de gaz à
effet de serre. En outre, sa position éloignée
des régions habitées limite les problèmes
d’acceptation sociale. Mais cela ne représente
qu’une seule partie de ses avantages. En effet,
les vraies potentialités de cette technologie ont
été récemment révélées par une étude rédigée
par l’AIE dans le cadre du World Energy Outlook,
en collaboration avec l’Imperial College de
Londres. Cette recherche a permis, à travers
Figure 2: Estimation du facteur de charge dans le monde (IEA 2019)
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 2 0
18 EOLIEN EN MER : TECHNOLOGIE DE L’AVENIR ?
une analyse géospatiale, de quantifier le facteur
de charge (i.e. un coefficient représentant le
rapport entre la production annuelle moyenne
et la capacité ma ximale de production) de
l’éolien offshore dans les différentes parties
du monde (cf.  Figure  2). Il est montré que ce
facteur est bien supérieur à celui de la plupart
des autres technologies renouvelables actuelle-
ment exploitées (33% en moyenne, alors qu’on
l’estime à 25% pour les éoliennes onshore et 14%
pour le solaire photovoltaïque). Selon les esti-
mations de l’AIE, le potentiel technique mondial
est supérieur à 120 000 GW, ce qui suffit à sat-
isfaire 11 fois la demande d’électricité mondi-
ale prévue en 2040 [1]. Ces résultats, couplés à
la récente expansion du marché de l’éolien off-
shore, expliquent les investissements en hausse
de nombreux pays dans cette technologie. En
effet, le prix au MWh est constamment à la
baisse (autour de 180 € le MWh en 2010, 100 €
en 2015, et 50 € aujourd’hui [3] ce qui rendra
dans un futur proche l’éolien offshore très com-
pétitif sur le marché de l’énergie.
… Mais où en est-on en France ?
Les conditions géographiques privilégiées de
la France, qui bénéficie du deuxième gisement
d’éolien en mer en Europe après la Grande-
Bretagne [4], font que son potentiel exploitable
est un des plus importants au monde. Toutefois,
aujourd’hui la France apparaît à la traîne par
rapport à la plupart des pays européens. En
effet, bien que dans la période 2011-2016 trois
appels d’offre pour le développement de capac-
ités de production aient été lancés, seulement
2 MW de puissance sont actuellement installés
au large des côtes françaises [2].
Ce retard s’explique notamment par les problèmes
de pollution écologique ou visuelle soulevés par
certaines associations environnementales et
par des difficultés d’insallation liées aux car-
actétistiques des fonds océaniques français,
qui gagnent de la profondeur rapidement [5].
Cependant, l’objectif fixé par la Programmation
Pluriannuelle de l’Energie (PPE) est d’atteindre
une capacité installée d’éolien offshore, posé
et flottant, de 2,4 GW en 2023 et d’environ 5 GW
en 2028.
Figure 3 : appels d’offre en France [4]
C’est seulement depuis juin 2019 qu’on assiste
à une avancée, suite à l’officialisation du
lancement du parc éolien de Saint-Nazaire et
à l’attribution de l’appel d’offre du parc éolien
de Dunkerque. Avec une mise en service prévue
pour 2022, le parc éolien de Saint-Nazaire abri-
tera 80 éoliennes posées pour une puissance
totale installée de 480 MW. Celui de Dunkerque
comptera 75 éoliennes posées, chacune d’une
capacité de 8 MW, pour une puissance totale
installée de 600 MW. Le parc sera mis en service
avant 2026, avec un prix au MWh inférieur à 50 €
garanti pendant 20 ans [6].
Malgré son retard dans l’exploitation de l’éolien
offshore posé, la France se présente comme avant-
gardiste en ce qui concerne l’éolien flottant. En
effet, le projet d’expérimentation de la turbine
Floatgen au large des côtes de Saint-Nazaire,
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 2 0
19EOLIEN EN MER : TECHNOLOGIE DE L’AVENIR ?
d’une puissance de 2 MW, a finalement permis
la production d’énergie, ce qui est un résultat
très important pour le développement de cette
filière. Même si aujourd’hui les prix élevés de
cette technologie ne la rendent pas compétitive
sur le marché, on estime qu’avec la mise en œuvre
des innovations et des premiers parcs commer-
ciaux, les coûts complets de production en 2030
pourraient atteindre entre 62 à 102 €/MWh [4].
Les grands avantages qui pourraient découler
de l’exploitation de l’éolien en mer, notamment
dans un pays doté d’un potentiel énergétique
aussi élevé que la France, est désormais connu.
Il ne reste plus qu’à en tirer profit.
Sources:
[1]	 IEA, ‘Offshore Wind Outlook 2019: World Energy Outlook Special Report’, 2019.
[2]	 WindEurope, ‘Offshore Wind in Europe - Key trends and statistics 2018’, 2019.
[3]	 Jean-Claude Bourbon, ‘Eolien offshore, l’exception française’, 16-Jan-2019.
[4]	 Ministère de la Transition écologique et soliaire, ‘Eolien en mer - Ministère de la Transition écologique et solidaire’. [Online].
Available: https://www.ecologique-solidaire.gouv.fr/eolien-en-mer-0.
[5]	 Stefano LUPIERI, ‘L’éolien français prend enfin le large’, 13-Dec-2019.
[6]	 Bruno CLAESSENS, ‘La France entre enfin dans l’ère de l’éolien offshore’, 18-Jun-2019
L’AFRIQUE : Un important potentiel
électrique très peu exploité
A
vec près de 1,3 milliard d’habitants,
l’Afrique représente environ 15 % de la
population mondiale mais seulement
4 % de la production énergétique. Si bien que
plus de 60 0 millions d’Africains n’ont tou-
jours pas accès à l’électricité. Selon une étude
de l’Institut Français du Pétrole et Energie
Nouvelles (IFPEN), le continent doit installer
160GW pour pouvoir électrifier tout son terri-
toire en 2025 et ses besoins ne cesseront de
croître dans le futur dans la mesure sa pop-
ulation devrait atteindre en 2050 plus de de
2  milliards d’habitants, selon l’ONU. Si cette
puissance reste élevée, il n’en demeure pas
moins que le potentiel du continent l’est égale-
ment. L’Afrique est, en effet, richement dotée
en réser ves d’énergie provenant de sources
renouvelables et non renouvelables.
Dans cet article, nous nous intéressons au potentiel
énergétique et plus particulièrement au potentiel
électrique de l’Afrique, un potentiel jusqu’ici très
peu exploité justifiant ainsi la difficulté d’accès à
l’électricité d’une grande partie de la population.
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 2 0
20 L’AFRIQUE : UN IMPORTANT POTENTIEL ÉLECTRIQUE TRÈS PEU EXPLOITÉ
Giulia GRAZIOLI
Un continent très peu électrifié
dans sa globalité
En 2017, 635 millions d’Africains, soit la moitié de la
population vivait sans électricité. Ce chiffre parait
surprenant quand nous connaissons la situation
énergétique de certains pays Africains notamment
ceux du nord comme le Maroc, l’Algérie ou la Tunisie
quasiment tous électrifiés à 100% sur l’ensemble
de leurs territoires respectifs.
En effet, l’accès à l’électricité est très variable selon
les pays, l’Afrique subsaharienne restant la moins
bien dotée en matière d’électrification. Selon les
chiffres de la Banque mondiale, alors que l’Algérie
se distingue avec une couverture électrique du
pays à 100% suivi de l’Égypte et de la Tunisie
(99,8%), ou encore de la Libye (99,4%), la majeure
partie des pays du continent ne sont couverts que
pour moitié, comme par exemple le Sénégal (61%),
le Nigeria (57,7%), la Namibie (49,6%), ou encore le
Soudan (44,9%). En revanche, de nombreux pays
africains sont encore faiblement électrifiés. C’est
le cas du Mali (23,7%), de la Somalie (19,1%), ou
encore de la République démocratique du Congo
(13,5%). Le Burundi (7%), et le Soudan du Sud (4,5%)
sont les pays ayant le taux d’électrification le plus
bas en Afrique.
Cette précarité en électricité s’explique en partie
par les difficultés d’accessibilité aux réseaux
nationaux de distribution. 63% de la population
d’Afrique subsaharienne résident en zones rurales,
où le coût de l’extension du réseau est trop élevé
pour être envisageable (jusqu’à 13 000 euros le
kilomètre). L’électricité coûte, par ailleurs, jusqu’à
trois fois plus cher qu’en Europe ou aux États-Unis,
ce qui ne permet pas aux foyers les plus modestes
de s’y raccorder, même lorsque c’est technique-
ment possible. Mais la principale raison reste la
non-exploitation de ses nombreuses ressources
énergétiques.
Un fort potentiel sous-exploité et
inégalement réparti
L’Afrique dispose, à ce jour, d’un énorme
potentiel électrique qui malheureusement
est très peu exploité. D’après une étude
d e l ’ A g e n c e i n t e r n a t i o n a l e d e l ’ é n e r g i e
renouvelable (IRENA), les réserves d’énergie
du continent africain n’étaient exploitées qu’à
environ 10% en 2017. Cela s’explique en grande
partie par un manque d’investissement causé
par l’instabilité politique quasi constante du
continent notamment en Afrique subsaharienne.
Mais d’où provient ce grand potentiel électrique
? Nous verrons dans la partie qui suit que
cette richesse provient aussi bien des énergies
fossiles (pétrole, gaz, charbon...) que des
énergies renouvelables (hydraulique, solaire,
...etc.) dont le potentiel est très élevé.
Figure 1 : Etat de l’électrification en Afrique en 2017 Source : UNEP(2017), “Atlas of Africa Energy Resources”
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 2 0
21L’AFRIQUE : UN IMPORTANT POTENTIEL ÉLECTRIQUE TRÈS PEU EXPLOITÉ
•	 7,5% des réserves mondiales de gaz naturel
en 2015
L’Afrique possède une abondance de réserves
prouvées de gaz naturel, largement concentrées
dans les parties nord du continent et également
en Afrique de l’Ouest. L’Algérie, la Libye,
l’Égypte et le Nigéria sont parmi les plus grands
producteurs de gaz au monde, mais d’autres
réserves sont identifiées dans de nouveaux
sites et, dans certains cas, ont été développées.
BP indique dans son rapport annuel de 2016
que l’Afrique disposait de 14,1 milliards de
mètres cubes de réserves prouvées totales
de gaz naturel en 2015. De vastes gisements
extracôtiers ont été découverts dans des
exploitations minières existantes au large des
côtes du Cap Nord et du sud de la Namibie, par
NAMPOWER (société nationale d’électricité de
la Namibie) et dans l’océan Indien occidental.
Figure 2 : Réserves de gaz naturel prouvé en
Afrique en 2015 Source : UNEP(2017), “Atlas of
Africa Energy Resources”
Le tableau ci-dessus présente les estimations
récentes des réserves prouvées de gaz en
Afrique. Le Nigéria détient la plus grande part
des réserves du continent avec 36%. Les trois
pays d’Afrique du Nord, l’Algérie, l’Égypte et
la Libye détiennent 56% du total, les autres
pays africains 8%. Les réserves de l’Afrique
représentent 7,5% du total mondial (BP, 2016).
•	 12% du potentiel hydroélectrique mondial
techniquement réalisable
Le continent dispose également d’une énergie
renouvelable abondante très peu exploité,
D’après le rapport du congrès mondial de
l’hydroélectricité de 2017, le potentiel en
hydroélectricité de l’Afrique estimé à 1800TWh/
an n’est aujourd’hui exploité qu’à 8%. Ceci
explique les nombreux projets de barrages qui
voient le jour en Afrique centrale.
Le Programme pour le développement des
infrastructures en Afrique (PIDA) s’est engagé
à faci lite r l’ inté grat ion cont inen ta le , l e
développement socioéconomique et le commerce,
grâce à l’amélioration des infrastructures
régionales ; Les projets prioritaires dans le
domaine de l’énergie comprennent la réalisation
de vingt projets hydroélectriques d’ici 2040 pour
un total de plus de 54GW. La mise en œuvre
réussie du PIDA permettra, entre autres, aux
pays africains de réduire les coûts de l’énergie
et d’augmenter l’accès à l’électricité à près de
70% de personnes d’ici 2040.
•	 Un fort potentiel en énergie solaire reparti
de manière uniforme sur le continent
La capacité potentielle en Afrique a été estimée
à 60 millions de TWh/an, ce qui représente 40%
du potentiel solaire mondial. La majeure partie
de la région jouit de plus de 3000 heures de
soleil par an et de niveaux d’irradiance deux fois
plus élevés qu’en Allemagne, où une industrie
solaire florissante s’est pourtant développée.
L e s e s t i m a t i o n s d e l ’ a p p r o v i s i o n n e m e n t
potentiel en électricité solaire photovoltaïque
(PV) d’ici 2030 vont de 15 GW à 62 GW d’après une
étude de l’Association pour le développement
de l’énergie en Afrique (ADEA). Le potentiel
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 2 0
22 L’AFRIQUE : UN IMPORTANT POTENTIEL ÉLECTRIQUE TRÈS PEU EXPLOITÉ
des technologies d’énergie renouvelable à base
solaire telles que le photovoltaïque (PV) et
l’énergie solaire à concentration (CSP) pour
réduire le déficit énergétique de l’Afrique est
reconnu depuis longtemps. La répartition de
l’énergie solaire à travers l’Afrique est assez
uniforme. Cela donne à l’énergie solaire la
capacité d’apporter de l’énergie à la plupart
des sites en Afrique sans avoir besoin d’une
infrastructure de réseau à grande échelle
coûteuse.
D’après des chiffres de 2013 difficilement
actualisable aujourd’hui, le potentiel de
production d’électricité photovoltaïque varie
de 33 TWh / an en Gambie à 8 700 TWh / an au
Soudan, avec un important potentiel localisé
en Algérie, au Soudan et en RDC. La capacité
installée cumulée pour le photovoltaïque à la
fin de l’année 2014 était de 1 334 MW. L’Afrique
du Sud est en tête de cette croissance rapide,
ajoutant près de 780 MW entre 2013 et 2014.
L’Algérie, l’Égypte, le Maroc et l’Afrique du Sud
ont déployé un total de six projets de CSP
en mars 2015. Leur capacité installée s’élève
à un peu plus de 180 MW. Cependant, ce fort
potentiel solaire réserve des défis majeurs
concernant le stockage.
•	 Un fort potentiel éolien localisé sur les
côtes
Le potentiel éolien de l’Afrique est considérable
( 4 5 8 Tw h / a n ) . C e p e n d a n t , i l n ’ e s t p a s
uniformément réparti à l’instar des ressources
solaires. Les meilleures perspectives de
développement de l’énergie éolienne sont
proches des sites côtiers, des chaînes de
montagnes et d’autres canaux naturels dans
le nord et le sud du continent.
Étant donné qu’une vitesse moyenne du vent
de 7 m/s est le minimum nécessaire pour
que les éoliennes fonctionnent efficacement,
le potentiel éolien n’existe qu’au Maroc, en
Égypte, en Tunisie, en Afrique du Sud et en
Tanzanie. D’ici fin 2020, les éoliennes
pourraient ajouter environ 8 500 MW
à la production générale d’énergie en
Afrique. En 2015, près de 1 GW d’énergie
éolienne a été installé, principalement
en Algérie (10 MW), qui a mis en service
son premier parc éolien à grande échelle
; l’Égypte (60 MW) ; le Maroc (300 MW)
; et l’Afrique du Sud, qui a augmenté
sa capacité de 10 MW à 570 MW en
une seule année. Le Kenya a lancé un
projet sur le lac Turkana (310 MW) et
des projets sont également en cours
au Ghana, au Sénégal et en Tanzanie
d’après le rapport 2015 de REN21.
En conclusion, le potentiel électrique
de l’Afrique est très élevé. Cependant,
Figure 3: Carte du nombre d’heure d’exposition au
soleil par an dans le monde Source (IRENA)
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 2 0
23L’AFRIQUE : UN IMPORTANT POTENTIEL ÉLECTRIQUE TRÈS PEU EXPLOITÉ
seule une fraction insignifiante des potentiels
existants a été exploitée (168 GW installés en
2016 dont 76 GW en Afrique du Nord), faisant de
ce continent, le moins électrifié au monde. La
consommation d’électricité par habitant quant
à elle n’a pratiquement pas changé depuis
2000. De 2015 à 2040, la demande d’électricité
en Afrique devrait augmenter ce qui va de pair
avec la capacité de production. Une exploitation
de ses nombreuses ressources est nécessaire
dans le but de couvrir l’ensemble du territoire
en électricité.
Sources:
[1]	 « Atlas de l’energie en Afrique ». (http://wedocs.unep.org/bitstream/handle/20.500.11822/20476/Atlas_Africa_Energy_
Resources.pdf?sequence=1isAllowed=).
[1] 	 « La tribune ». https://afrique.latribune.fr/entreprises/la-tribune-afrique-de-l-energie-by-enedis/2018-08-02/l-electricite-et-l-
afrique-en-cinq-chiffres-785955.html.
[1] 	 « Le monde de l’énergie ». https://www.lemondedelenergie.com/avenir-energetique-afrique/2017/10/10/.
[1] 	 « OECD ». http://www.oecd.org/fr/dev/emoa/33936714.pdf.
[1] 	 « Planète des énergies ». https://www.planete-energies.com/fr/medias/decryptages/afrique-un-potentiel-energetique-enorme-
et-varie.
[1] 	 « Rapport du 20ème Congrès mondial de l’hydroélectricité ».
[1] 	 « REN 21 ». https://www.ren21.net/wp-content/uploads/2019/05/GSR2015_Full-Report_English.pdf
La montée des eaux, d’un point de
vue géopolitique.
A
lors que l’ensemble des pays du monde
s’accordent sur l’urgence du réchauffe-
ment climatique, le bilan de la COP25 reste
très décevant. Seulement 80 pays, représentant
10% des émissions mondiales de CO2, se sont
engagés à revoir à la hausse leurs engagements.
Après deux semaines de négociations, aucun des
grands pays émetteurs – que sont les États-Unis,
la Chine et l’Inde – n’a pris de décision significa-
tive ni revu ses ambitions à la hausse.
Pourtant, au rythme actuel des émissions, les
scientifiques envisagent sérieusement des scé-
narios allant de + 2°C à +4,9°C (en moyenne)
à l’horizon 2100, avec une valeur médiane de
+3,2°C. Les plus pessimistes annoncent même
jusqu’à +7°C en moyenne à la fin du siècle.
Ce qui inquiète les scientifiques est l’éventualité
de la fonte totale de la calotte polaire (Arctique).
Si cela se produisait, l’élévation du niveau des
mers atteindrait jusqu’à 6 mètres de hauteur,
redessinant totalement certaines régions du
monde. C’est le scénario catastrophe que red-
outent de nombreux scientifiques, et dont décou-
lent d’importantes questions géopolitiques.
Cet article propose d’aborder certaines problé-
matiques géopolitiques associées à la montée
du niveau des eaux.
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 2 0
24 LA MONTÉE DES EAUX, D’UN POINT DE VUE GÉOPOLITIQUE.
Lionel MOSSOA
Un système d’organisation du monde
basé sur le principe d’État-Nation :
Le monde d’aujourd’hui est organisé autour de la
notion de frontières. Pour revenir aux prémisses,
en octobre 1648 le traité de Westphalie édifie
l’État-nation comme socle du droit international.
Le territoire définit un état, qui accueille une
population, et est dirigé par un souverain.
Ce principe a entraîné la juxtaposition de trois
types de frontières : les frontières géographiques
du territoire, démographiques de la population,
et politiques de la souveraineté.
Cette organisation est aujourd’hui profondé-
ment remise en question. Le caractère trans-
frontalier du changement climatique interroge
la notion de territoire, les migrations ques-
tionnent les frontières démographiques et
la mondialisation bouleverse les frontières
politiques.
Ces frontières devenues mobiles interrogent
l’architecture des institutions et celle de la
gouvernance à mettre en place pour parvenir
à un équilibre.
Le changement climatique concerne l’ensemble
du globe, seulement à l’échelle nationale les
problématiques rencontrées sont très variables.
Avec la montée du niveau des eaux, certains
pays sont menacés de disparaître, d’autres
voient leurs côtes se redessiner.
National Geographic est une revue scientifique
qui propose des simulations de la montée du
niveau des eaux. Nous en avons extrait deux
cartes pour illustrer les propos de cet article :
: Simulation de la montée des eaux en Océanie dans le cas de la fonte totale de la calotte glacière.
@ NatGeoFrance (2017), « Voici à quoi ressemblerait le monde si la glace continentale venait à fondre ».
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 2 0
25LA MONTÉE DES EAUX, D’UN POINT DE VUE GÉOPOLITIQUE.
Bien que cet impact touche une grande majorité
des états, la proportion de territoires engloutis
et les échelles de temps diffèrent selon les pays.
Aujourd’hui ce sont les îles qui sont directe-
ment menacées, avec le scénario d’élévation de
+1,5° par rapport à l’ère pré industrielle. Mais
si nous considérons le scénario moyen de +3,5
degrés, d’ici 2050 les Pays Bas, le Cambodge ou
encore les Philippines seront métamorphosés.
En découle deux grandes interrogations géo-
politiques :
•	 Qu’advient-il de l’autorité du pays sans territoire ?
Dans notre système d’organisation actuel, le
territoire est au fondement de l’État.
Peut-on conser ver l’État sans territoire ? Il
serait injuste que des états soient exclus des
accords et privés de leurs droits sous prétexte
que leur territoire soit enseveli. D’autant plus
qu’il n’existe pas de liens entre les émissions
d’un pays et les impacts qu’il subit.
Se pose alors la question de l’État virtuel, a-t-il
un sens ? Peut-on conserver le gouvernement
d’un pays qui n’existe plus physiquement ? De
quel peuple sera-t-il le porte-parole ?
L’État virtuel peut être problématique dans la
mesure où des groupes d’influences, ethnies,
mouvements politiques, multinationales pour-
raient revendiquer des droits d’ordre politique.
Simulation en scénario extrême de la montée des eaux, en Europe.
@ NatGeoFrance (2017)
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 2 0
26 LA MONTÉE DES EAUX, D’UN POINT DE VUE GÉOPOLITIQUE.
Monsieur F.Gemenne1
, illustre cette problé-
matique avec le cas du Vietnam. Ce pays est
menacé de perdre 10% de sa superficie avec
le scénario +1,5 degrés (c’est donc un exemple
concret). Cela correspondrait à la disparition de
26 000 km2
(À titre de comparaison la Belgique
a une superficie approximative 30 800 km2
).
Le gouvernement va donc devoir choisir entre
les zones qu’il souhaite protéger et celles qu’il
va sacrifier. En s’intéressant de plus près à
la politique actuelle, il semblerait que des
dizaines de villages soient actuellement relo-
calisés vers les terres. Le gouvernement a déjà
acté que le Delta du Mékong sera une zone
inondée en permanence. Il est très peu prob-
able que ce pays ne se manifeste pas.
L’ennui est que cet exemple doit être général-
isé : il n’y aura pas « un » mais « des » états
en colère, et pas « une » mais « des » formes
d’impacts climatiques.
•	 Où vont aller ces populations ? Trois pos-
sibilités :
Des solutions techniques sont envisagées
comme des îles artificielles ou des digues. Mais
cela représente des investissements lourds, qui
ne feront que reporter le problème à plus tard.
Une autre possibilité, plus probable, consiste à
une dispersion de la population dans d’autres
pays. Cela conduit à d’importants flux migra-
toires et un mélange des populations.
1	 Spécialiste des questions de géopolitique de
l’environnement, François Gemenne a été directeur exécutif
du programme de recherche interdisciplinaire « Politiques de
la Terre » à Sciences Po (Médialab). Il est par ailleurs cher-
cheur qualifié du FNRS à l’Université de Liège (CEDEM) et à
l’Université de Versailles Saint-Quentin-en-Yvelines (CEARC).
Ses recherches sont essentiellement consacrées aux migrations
et aux déplacements de populations liés aux changements de
l’environnement
Une dernière possibilité : déménager l’ensemble
de la population sur un nouveau territoire, cédé
par un autre pays. Théoriquement cela paraît
envisageable. Mais l’histoire nous montre que
la question de territoire a toujours été cen-
trale dans les conflits et guerres. Comment vont
réagir les pays frontaliers face à l’immigration
massive ? Les tensions intenses entre ces pays
ne vont-elles pas aboutir à la violence et la
remise en question des droits de l’Homme ?
Il fut un temps où l’objectif était d’étendre
son empire pour accroître sa puissance (con-
quêtes de territoires, conflits mondiaux, ...).
Aujourd’hui les états se mobilisent pour con-
server et protéger leur territoire des impacts
climatiques. Demain il sera question de part-
ager. Nos systèmes politiques, culturels, poli-
tiques, sont-ils prêts à s’adapter ?
En conclusion, le caractère transfrontalier du
réchauffement climatique interroge le système
d’organisation du monde basé sur l’Etat-Nation.
La montée des eaux permet d’illustrer certaines
questions géopolitiques majeures associées à
la modulation de frontières géographiques, au
devenir des populations impactées, mais aussi
à la légitimité de gouvernements dépourvus de
leur territoire. En considérant l’ensemble des
impacts climatiques à court et moyen termes,
on s’aperçoit que cer tains territoires pour-
raient devenir inhabitables, laissant place à
d’importants flux migratoires.
Mais il n’est pas trop tard pour agir et limiter
le réchauffement à 2°C. Le GIEC précise que cela
nécessite des transitions très rapides et sans
précédents dans tous les domaines (industrie,
agriculture, habitat, transports…). Le change-
ment climatique ne dépend pas seulement des
politiques mises en place, d’importants efforts
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 2 0
27LA MONTÉE DES EAUX, D’UN POINT DE VUE GÉOPOLITIQUE.
sont attendus de la part des entreprises et
des consommateurs, ce qui amène à reconsi-
dérer nos modèles de consommation.
“On a l’impression qu’un demi-degré ce n’est pas
grand-chose, mais c’est 30 ans d’action. Nous
avons encore devant un éventail de solutions,
explique Michel Colombier2
. L’échéance est rel-
ativement courte – 30 à 40 ans – et il faut se
focaliser sur les actions vraiment transforma-
trices, comme sortir de l’auto.”
2	 Michel Colombier , contributeur français au rapport du
GIEC, cofondateur et directeur scientifique de l’Institut du dével-
oppement durable et des relations internationales (IDDRI).
Citation tirée d’un article de l’usine Nouvelle : https://www.usin-
enouvelle.com/article/le-giec-tire-le-signal-d-alarme-avant-qu-il-
ne-soit-trop-tard.N752529
Sources:
[1] 	 Revue scientifique National Geographic, article sur l’environnement (2017), @NatGeoFrance, « Voici à quoi ressemblerait le
monde si la glace continentale venait à fondre ».
[2]	 Revue scientifique National Geographic, article sur l’environnement (2017), @NatGeoFrance.
[3]	 Médialab, Sciences Po, « François Gemenne ».
[4]	 L’Usine Nouvelle, « Le GIEC tire le signal d’alarme avant qu’il ne soit trop tard - Environnement ».
Axelle DE CADIER
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 2 0
28 LA MONTÉE DES EAUX, D’UN POINT DE VUE GÉOPOLITIQUE.
149 infose jan2020

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149 infose jan2020

  • 1. Mensuel sur l’énergie et l’environnement S Janvier 2020 N°149 L’éclairage public du futur page: 9 Le POWERTOGAS : Stockage d’avenir? page: 14 Eolien en mer : Technologie d’avenir ? page: 17 L’AFRIQUE : Un important potentiel électrique très peu exploité page: 20 La montée des eaux, d’un point de vue géopolitique. page: 24
  • 2. Chère lectrice, cher lecteur, Toute l’équipe de l’Inf’Ose se joint à moi pour souhaiter à nos chers lectrices et lecteurs, nos meilleurs vœux pour cette nou- velle année. Pour ce mois de janvier, la rédaction a tenu à se tourner vers le vecteur énergétique qu’est l’électricité. Des focus liés à des exemples de consommation, de production et de stock- age seront évoqués avant de terminer sur une des implications en partie liées à la produc- tion d’origine carbonée. Il est question dans un premier article de vous éclairer sur un sujet, souvent peu con- sidéré dans les postes de consommation des collectivités locales présentant cepen- dant d’importants potentiels en termes d’économies d’énergie et de moyens de communication. Dans un contexte assez différent, nous ferons référence à la thématique de l’hydrogène bien couverte par nos aînés de la promotion 2017. Il s’agira ici de considérer ce vecteur énergé- tique comme un moyen de valoriser les surplus de production électrique en tant que contributeur au réseau gazier. Le troisième article s’attachera à donner au lecteur une présen- tation du potentiel énergétique que recèlent les vents du large. Par ailleurs, ce numéro sera l’occasion de donner des infor- mations chiffrées sur l’électrification actuelle en Afrique et d’identifier les barrières à son développement. Enfin, dans un dernier article, il s’agira d’évoquer un des impacts majeurs du réchauffement climatique, cause néces- sitant l’implication de l’ensemble des citoyens afin de limiter la submersion de territoires côtiers. Espérons que cette nouvelle décennie soit porteuse d’un réel engagement humain face à ces défis grandissants. Amala et moi-même vous souhaitons une belle et agréable lecture pour le premier Inf’Ose de la décennie. Emmanuel Gasse Muñoz & Amala SIVARAMOU 2 EDITO 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 - Saul Villamizar Toute reproduction, représentation, traduction ou adaptation, qu’elle soit intégrale ou partielle, quel qu’en soit le procèdé, le support ou le média, est strictement interdite sans l’autori- sation des auteurs sauf cas prévus par l’article L. 122-5 du code de la propriété intellectuelle. CONTACTS
  • 3. SOMMAIRE Actualités Janvier 20204 Précarité énergétique en France en chiffres 4 La mobilité électrique en 2019 5 Vers la fin du charbon en France 6 Réforme de l’ARENH 7 L’éclairage public du futur9 Le POWERTOGAS : Stockage d’avenir? 14 Eolien en mer : Technologie de l’avenir ? 17 L’AFRIQUE : Un important potentiel électrique très peu exploité20 La montée des eaux, d’un point de vue géopolitique. 24 Devenez partenaire de la 20ème édition de l’événement OSE 29 3SOMMAIRE
  • 4. I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 2 0 4 ACTUALITÉS JANVIER 2020 Precarite energetique en france en chiffres S elon les données publiées en janvier par l’ONPE (Office Nationale de la Précarité Energétique), environ 6,8  millions de français vivraient en situation de précarité énergétique. Cette augmentation du nombre de personnes en situation de précarité éner- gétique a repris en 2018 après deux années de baisse. Sont considérées en situation de précarité, les personnes qui éprouvent des difficultés « à disposer de la fourniture d’énergie nécessaire à la satisfaction de ses besoins élé- mentaires en raison de l’inadaptation de ses ressources ou de ses conditions d’habitat »1 . En effet, les notions de « taux d’effort énergétique » et de « froid ressenti » servent de base à l’évaluation de la précarité énergétique chez les ménages. Le « taux d’effort énergétique » représente la part des revenus d’un ménage, attribuée aux dépenses énergétiques. Cette part est supérieure à 8% pour un foyer en situation de précarité. Face à l’augmentation des prix des énergies utilisées par les ménages, les aides financières2 de l’état et des collectivités territoriales pour réduire les dépenses énergétiques des foyers et encourager l’efficacité énergétique s’avèrent nécessaires. En 2019, le nombre de ménages ayant bénéficié de chèques énergie a augmenté de 37 % par rapport à 2018. Toutefois, l’octroi des chèques énergies aux ménages se fait en fonction de leur revenu fiscal de référence3 , indépendamment des critères de « taux d’effort énergétique » et de « froid ressenti ». Au-delà du manque de ressources financières, la précarité énergétique est parfois liée aux mauvaises perfor- mances énergétiques4 des logements et/ou des appareils utilisés. Ces pratiques accentuent la dépense éner- gétique des français et par conséquent contribuent à l’augmentation du nombre de foyers en situation de précarité. En tout état de cause, la rénovation des logements demeure une priorité pour la France pour lutter contre la précarité énergétique. Le plan de rénovation énergétique des bâtiments paru en avril 2018 fixe pour objectif de rénover d’ici 2025, les 7 à 8 millions de logements identifiés comme des « passoires thermiques ». 1 Définition de la loi Grenelle II, Juillet 2010 2 Chèque énergie, prime à la conversion pour les équipements de chauffage etc. 3 Celui-ci doit être inférieur à 10 700 € 4 Mauvaise isolation thermique, utilisation d’appareils énergivores etc. Actualités Janvier 2020 Habib OUATTARA Abdelhamid AHAJJAM
  • 5. La mobilite electrique en 2019 D ans un contexte de mobilité verte et décarbonée, le déploiement des véhicules électriques et à hydrogène constitue un challenge important. L’un des points majeurs pour y parvenir est le développement du réseau des bornes de recharge pour les voitures recharge- ables. La construction de nouveaux points de recharge publics, en plus des bonus1 octroyés par l’état, inciterait les usagers encore réticents à franchir le pas vers les véhicules électriques et/ou à hydrogène. Cependant le chantier est vaste pour atteindre la cible des 44 millions de véhicules élec- triques en 2030 au sein de l’UE car selon le groupe de recherche Transport Environnement, cela impliquerait une multiplication par quinze du nombre de point de recharge de 2019 par rapport à l’objectif annuel de 185 000. Cet effort se traduirait au niveau national par l’implantation de 284 000 points publics de recharge pour alimenter 2,07 millions de véhi- cules à l’horizon 2030 contre 28 666 points de recharge à fin novembre 20192 pour 268 000 véhicules rechargeables en circulation. L’atteinte de cet objectif représente un investisse- ment conséquent pour l’UE, son coût est évalué à 20 milliards d’euros. Par ailleurs, les résultats réalisés sur l’année 2019 en termes de vente de voitures élec- triques, laissent entrevoir des signes positifs quant à l’adhésion des usagers à ce moyen de mobilité. En effet, selon les données publiées par L’Avere-France (association nationale pour le développement de la mobilité électrique), les ventes de véhicules légers rechargeables sont en hausse par rapport à l’année 2018. Cette hausse a principalement été observée au 1 Jusqu’à 6 000 € pour les véhicules de moins de 45 000 € et à 3 000 € pour les véhicules entre 45 000 et 60 000 € 2 Soit 1 point de recharge pour 9,3 véhicules électrifiés Source: [1] : Connaissance des énergies. « Précarité énergétique en France », 8 janvier 2020. https://www.connaissancedesenergies.org/ precarite-energetique-en-france-triste-constat-de-lonpe-200108#notes. [2] : MINISTERE DE LA TRANSITION ECOLOGIQUE ET SOLIDAIRE. « Plan rénovation énergétique des bâtiments », s. d. https:// www.ecologique-solidaire.gouv.fr/sites/default/files/Plan%20de%20r%C3%A9novation%20%C3%A9nerg%C3%A9tique_0.pdf. [3] : ONPE. « Suivi annuel de la précarité énergétique: un nouvel enjeu pour l’ONPE », 23 novembre 2018. Suivi annuel de la pré- carité énergétique: un nouvel enjeu pour l’ONPE. I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 2 0 5ACTUALITÉS JANVIER 2020
  • 6. niveau des véhicules électriques (+ 38 %) et des véhicules hybrides3 rechargeables (+ 38%). C’est au total 69 466 véhicules légers rechargeables qui ont été commercialisés en 2019. Les deux-roues et les voitures à hydrogène ne sont pas en marge de cette hausse des ventes, on a observé en 2019 la vente de 13 965 deux-roues motorisés électriques et de 63 véhicules à hydrogène soit des augmentations respectives de 43% et 42% par rapport à l’année précédente. Toutefois, les chiffres annoncés ne permettent pas de satisfaire les objectifs4 fixés par la France en 2018 en termes de développement des moyens de mobilité électrique. Malgré le retard, les objectifs restent atteignables à condition de réaliser davantage d’efforts. D’après la déléguée générale de l’Avere-France, « nous avons atteint 70% de l’objectif annuel du contrat stratégique de filière. Il faudra rattraper ce déficit tout en doublant le nombre de véhicules vendus en 2020 pour tenir la trajectoire ». 3 Moteurs thermiques et électriques 4 - Augmentation du nombre de ventes : de 30 000 ventes en 2017 à 150 000 en 2022, - Augmentation du nombre de bornes de recharge : 100 000 bornes à fin 2022 avec une cible de 1 million de véhicules rechargeables en circulation pour maintenir le ration d’une borne de recharge pour 10 véhicules Source: [1] : Mov’eo. « 7 chiffres-clés sur les bornes de recharge pour véhicule électrique en France », 15 novembre 2019. https://pole- moveo.org/actualites/7-chiffres-cles-sur-les-bornes-de-recharge-pour-vehicule-electrique-en-france/. [2] : AVERE FRANCE. « Baromètre de la mobilité électrique », juillet 2019. http://www.avere-france.org/Uploads/Documents/15627 732242408730ad248ad4e4aa36fb14f5e0631-immats%20juin%202019.pdf. [3] : AVERE. « Mobilité électrique », 20 décembre 2019. http://www.avere-france.org/Site/Article/?article_id=7763. [4] : Connaissance des Énergies. « Mobilité électrique », 15 janvier 2020. https://www.connaissancedesenergies.org/ mobilite-electrique-combien-de-points-de-recharges-necessaires-dans-lue-au-cours-des-annees-2020-200115. I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 2 0 6 ACTUALITÉS JANVIER 2020 Vers la fin du charbon en France L a nouvelle décennie apporte des nou- velles concernant les centrales à charbon toujours en fonctionnement sur le territoire français. Le gouvernement français a prévu leur fermeture. La loi éner- gie-climat approuvée en novembre 2019 limite le facteur de charge des centrales à charbon, ce qui va engendrer la réduc- tion de leur rentabilité et éventuellement leur fermeture. Le 26 décembre 2019, un décret publié au journal officiel limite les émissions de gaz à effet Centrale de charbon de Cordemais (Source : l’Energeek)
  • 7. Réforme de l’ARENH D epuis des années, le mécanisme d’Accès Régulé à l’Energie Nucléaire Historique (ARENH), oblige EDF à vendre une partie de son électricité nucléaire (100 TWh) à ses concurrents pour un prix inférieur à celui du marché (42 €/MWh). L’opérateur historique contestait ce dispositif qui ne rémunérait pas suffisamment sa production nucléaire. Ce ven- dredi, le gouvernement a dévoilé un projet de réforme de l’ARENH. Centrale nucléaire de Civaux (Source : l’Energeek) I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 2 0 7ACTUALITÉS JANVIER 2020 de serre à 0,7 tCO2éq/MW installé, pour toute centrale en métropole continentale, produisant de l’électricité à partir des combustibles fossiles et émettant plus de 0,55 tCO2éq/MWh. Ce décret sera appliqué à partir du 1er janvier 2022. Parmi les 4 centrales à charbon actuellement en service en France (Cordemais, Gardanne, Le Havre, et Avold), seule la centrale de Cordemais fonctionnerait au-delà de 2022 sous condi- tions spécifiques. En effet, Emmanuelle Wargon, secrétaire d’État à la Transition écologique et solidaire, a indiqué lors de son déplacement au Havre, que la centrale fonctionnerait entre 200 et 500 heures annuelles à partir de 2022 contre 4 500 heures aujourd’hui. A partir de 2024, le fonctionnement de la centrale dépendra de la demande d’électricité qui sera satis- faite quand l’EPR de Flamanville rentrera en service. Jacques Percebois, professeur émérite à l’Université de Montpellier, a indiqué que la baisse des heures de fonctionnement du site de Cordemais, serait à la fois compensée par l’amortissement de la centrale, et par l’utilisation du mécanisme de capacité [1]. Pour les autres centrales, EDF a indiqué que la fermeture de sa centrale du Havre aura lieu dès le 1er avril 2021 et que la fermeture de la centrale de Saint-Avold est prévue pour le 2ème tri- mestre 2022. La date de fermeture de la centrale de Gardanne en 2022 n’est pas encore précisée. Source: [1] Connaissance des Énergies, « Centrales à charbon en France et en Allemagne : à quand la fermeture ? », Connaissance des Énergies, 16-janv-2020. [En ligne]. Disponible sur: https://www.connaissancedesenergies.org/centrales-char- bon-en-france-et-en-allemagne-quand-la-fermeture-200116. [Consulté le: 31-janv-2020]. [2] JORF, Décret n° 2019-1467 du 26 décembre 2019 instaurant un plafond d’émission de gaz à effet de serre pour les installations de production d’électricité à partir de combustibles fossiles. 2019. [3] N°146 Sénat, « Projet de loi relatif à l’énergie et au climat », 26-sept-2019. [En ligne]. Disponible sur: http://www.senat. fr/petite-loi-ameli/2018-2019/700.html.
  • 8. Le nouveau mécanisme annoncé par le gouvernement vise à remplacer le prix fixe existant aujourd’hui, par un ‘’corridor’’ de prix. Dans ce dispositif, le prix sera caractérisé par des prix plancher et plafond. Le prix plancher permettra à EDF d’avoir une rémunération juste pour son nucléaire, et le prix plafond protègera les consommateurs d’une hausse trop importante des prix. L’écart prévu entre le plancher et le plafond est estimé à 6 €/MWh. Ce prix de vente sera calculé « comme une moyenne des prix observés sur les marchés, pon- dérés par les volumes vendus par EDF aux fournisseurs » [2]. Si le prix est inférieur au plancher, la différence devra être compensée par les fournisseurs. Dans le cas où le plafond est dépassé, EDF remboursera une partie du trop-perçu. Ainsi, le gouvernement obligera EDF à commercialiser la quasi-totalité de sa production nuclé- aire, excluant la production soumise à des contrats à long terme. Cette production sera mise en vente à tous les acteurs du marché européen, y compris EDF Commerce qui sera traité comme les autres fournisseurs. La réforme doit entrer en vigueur d’ici la fin de l’ARENH en 2025 mais le gouvernement espère sa mise en œuvre le plus tôt possible. Sources: [1] Connaissance des Énergies, « ARENH : le gouvernement ficelle son projet de réforme sur la production nucléaire », Connaissance des Énergies, 16-janv-2020. [En ligne]. Disponible sur: https://www.connaissancedesenergies.org/afp/partage-du- nucleaire-le-gouvernement-ficelle-son-projet-de-reforme-200116. [Consulté le: 31-janv-2020]. [2] Hortense Goulard, « Electricité nucléaire : le plan du gouvernement pour sauver le soldat EDF », Les Echos, 17-janv- 2020. [En ligne]. Disponible sur: https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/electricite-nucleaire-le-plan-du- gouvernement-pour-sauver-le-soldat-edf-1163785. [Consulté le: 31-janv-2020]. [3] La Croix, « Électricité : révolution en vue dans le nucléaire », La Croix, 16-janv-2020. SMensuel sur l’énergie et l’environnement I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 2 0 8 ACTUALITÉS JANVIER 2020
  • 9. L’éclairage public du futur E n 2016, les dépenses des communes s’élevaient à 118,4 Mds€ dont 77% en « fonctionnement » et 23 % en « investisse- ment » [1]. Le budget en énergie des communes s’établit à environ 3,8 Mds€ ce qui représente 4,2% de leur budget de fonctionnement [2]. L’éclairage public, quant à lui, représente 19% des dépenses énergétiques, 37% des dépenses en élec tricité et 42% des consommations d’électricité des communes. [2] Si l’éclairage public ne revêt pas un enjeu pri- mordial pour les communes d’un point de vue financier, il représente, cependant, un sujet d’impor tance pour répondre aux questions de sécurité. De plus, il a l’avantage d’être un vivier conséquent d’économie d’énergie grâce à l’apparition des nouvelles technologies. Enfin, par son architecture réseau déjà existante, l’éclairage public présente le potentiel néces- saire pour fournir de nouveaux services numéri- ques apportant un réel « plus » aux communes. L’éclairage public répond avant tout à un souci de sécurité nocturne. En particulier, la mise en place d’un éclairage public « permet de réduire de 30 à 40 % le nombre d’accidents de la circu- lation » et de « réduire de 50 % les effractions, vols et actes de vandalisme ». [3] Cependant, l’éclairage public, historiquement conçu pour répondre à un objectif de sécurité conditionné par le niveau d’éclairement, s’est vu doté d’équipements et d’une architecture fournissant trop de luminosité, le tout pour de faibles performances énergétiques. Le Grenelle de l’environnement a introduit le concept de pollution lumineuse et de nuisance lumineuse dans ce secteur. Complété par la stratégie bas carbone de la France, l’éclairage public des communes s’oriente désormais vers des modèles mieux réfléchis pour concilier effi- cacité lumineuse et efficacité énergétique. Ainsi, les critères de sécurité et d’efficacité sont aujourd’hui réglementés par la norme NF 13 201, concernant par exemple la répartition uniforme de la lumière, la distance entre les luminaires ou les dispositifs de commande. [4] Actuellement plus de la moitié du parc français peut être qualifiée d’obsolète car constituée de boules diffusantes ou encore de lampes à vapeur de mercure, d’ailleurs interdites depuis 2015. En particulier, 40% des luminaires ont plus de 25 ans, ce qui laisse présager un renouvellement Conception des lampadaires [4] I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 2 0 9L’ÉCLAIRAGE PUBLIC DU FUTUR
  • 10. massif du parc dans un futur proche. [5] Cependant, les collectivités sont conscien- tes du potentiel d’économies d’énergie possi- ble qu’induirait la rénovation de leurs infra- structures d’éclairage public. D’ailleurs d’après l’enquête de l’ADEME de 2012 sur le patrimoine- énergie des communes, il apparaît que 66% des communes ont investi dans des actions d’amélioration de l’éclairage public entre 2005 et 2012, mais seulement de façon partielle pour la majorité. [2] En particulier, des efforts environnementaux et énergétiques peuvent être réalisés sur les ampoules et sur la conception des lampadaires. La conception du lampadaire a une influence directe sur la pollution lumineuse. Il est important que la lumière soit uniquement diffusée sur les zones nécessitant un éclairement. C’est pour cette raison que les boules diffusantes, éclairant prin- cipalement le ciel, sont bannies du fait de leur impact négatif notamment sur la biodiversité. D’un point de vue énergétique il semble donc pri- mordial de remplacer le parc par des ampoules à vapeur de sodium basse pression ou des LED. Le critère de la température de couleur a aussi de l’importance pour éviter de perturber la bio- diversité. Lorsque la température de couleur devient trop élevée, au-delà de 3 000 - 4 000 K, les êtres vivants tels que les insectes sont perturbés dans leur cycle biologique. C’est pour cela qu’il faut privilégier des températures de couleurs inférieures à 3 000 K. Sur ce dernier critère, les lampes à vapeur de sodium sont donc à privilégier. Lampe Efficacité lumineuse (lm/W) Température de couleur (K) Durée de vie (h) [6] Vapeur de mercure 40-60 [4] 3 300 – 4 200 16 000 Iodure métallique 85-95 [4] 4 000 10 000 – 15 000 Va p e u r d e s o d i u m basse pression 167-206 [7] 1 800 12 000 – 18 000 Va p e u r d e s o d i u m haute pression 81-150 [7] 2 000 15 000 – 55 000 LED 80-300 [7] 2 700 – 3 000 et plus 15 000 – 35 000 voire 50 000 [8] Cependant, d’un point de vue multicritères, à savoir l’efficacité lumineuse, la pollution lumineuse et la couleur de température, la LED reste l’ampoule la plus efficace d’un point de vue global. Ainsi, la LED et les technologies qui s’y greffent seront présentées plus en détail ci-dessous. [9] LED Contrairement à toutes les technologies d’ampoule antérieures, La LED provient du monde des semi-con- ducteurs. Cette technologie est assez analogue aux diodes, composant fondamental de l’électronique de puissance, en commençant à émettre de la lumière à partir d’une tension minimale. Le flux I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 2 0 10 L’ÉCLAIRAGE PUBLIC DU FUTUR
  • 11. lumineux gagne en puissance avec l’augmentation de la valeur efficace de la tension. Ce composant relevant presque de l’électronique de puissance est plus facilement pilotable à distance que les ampoules à vapeur de sodium équipées de ballast électronique. [8] Lifi La LED contient, par ailleurs, un potentiel de communication pour que les individus puissent accéder à l’information au sein de l’espace public à travers la technologie Li-Fi (Light Fidelity). Le Li-Fi utilise la lumière visible pour com- muniquer l’information de manière perfor- mante grâce au fort pouvoir de commutation des LED, au point d’être 10 fois plus rapide que le débit du Wifi. Mais cette technologie présente l’inconvénient d’obliger l’utilisateur d’être dans le cône de lumière pour accéder à internet. Ainsi, cette application ne serait pas adaptée pour de l’éclairage public mais pourrait être un point fort dans d’autres contextes. [10] Au-delà du simple service d’éclairage public, le réseau d’éclairage associé aux LED ouvre la voie à de nouveaux services pour les communes en per- mettant une pénétration plus profonde de la télé- gestion des réseaux d’éclairage. Télégestion La télégestion se fait normalement par la cré- ation d’un réseau de communication et ayant ses protocoles spécifiques. Mais dans le cas de l’éclairage public, le réseau électrique et les infrastructures des lampadaires peuvent être utilisés pour créer ce réseau numérique. Plusieurs technologies existent déjà tels que la Citybox de Bouygues, la Citenergy de Citelium ou le Geppadi installé en Wallonie. Dans le cas de la Citybox, le transport de l’information se fait à travers les courants por- teurs en ligne (CPL). Le principe du CPL consiste à transporter de l’information en se superposant aux ondes de courant. Ainsi l’information tran- site entre un contrôleur situé dans une armoire électrique et les Citybox situées dans chaque réverbère. Cette nouvelle technologie offre la possibilité de piloter de nouveaux usages tel que la vidéo surveillance, la recharge de véhi- cule électrique, la mesure du niveau de pollu- tion ou l’accès au Wifi. Bien que ces usages existaient déjà avant l’apparition de la Citybox par exemple, l’innovation est bien réelle. En utilisant un réseau existant, celui de l’éclairage, les com- munes s’affranchissent de la création de nou- veaux réseaux impliquant notamment l’ouverture de tranchées, le tirage de câble et la mise en place de différents protocoles de commu- nication. Les économies sont réelles lors de l’investissement mais aussi durant l’exploitation car le pilotage de tous ces usages peut se faire au travers d’un seul réseau de communication à l’inverse d’un mille-feuille de réseaux auxquels peuvent se confronter les communes. Exemple de fonctionnement de la télégestion [11] I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 2 0 11L’ÉCLAIRAGE PUBLIC DU FUTUR
  • 12. On notera que plusieurs démonstrateurs ont émergé et présentent des résultats positifs. Le démonstrateur situé en Wallonie à Grâce- Hollogne, a la spécificité d’équiper les lam- padaires de capteurs de présence pour aug- menter la luminosité de manière totalement autonome sur la chaussée et le trottoir. Cette nouvelle façon de piloter l’éclairage permettrait de réduire la consommation d’électricité de 80%. [13] A Dijon, un projet déployé sur l’ensemble de la métropole a vu le jour. Le réseau d’éclairage public est désormais pilotable et exploitable de façon optimale par la télégestion et la télé- maintenance. La grande spécificité réside aussi dans le contrôle des feux de signalisation et de la vidéosurveillance via le réseau d’éclairage. C’est une première française qu’il faudra suivre de près car trois technologies intrinsèquement différentes sont pilotées par un seul réseau. [14] L’avenir de l’éclairage public ne dépend pas seulement d’enjeux technologiques mais aussi de la collecte et de l’utilisation des données d’exploitation. Grâce à la mutualisation des coûts, les com- munes ont possiblement les ressources pour être propriétaires de leurs infrastructures et également des données qui sont générées. Si les communes sont propriétaires de leurs données, le fonctionnement du réseau sera pérennisé car ces dernières ne pourront plus disparaître avec les changements d’exploitant de réseaux. [14] En plus de l’exploitation possible de ces données pour réaliser des analyses de prévision, les com- munes auraient la possibilité de les mettre à disposition des citoyens via l’open data. Mais cet enjeu autour des données est encore plus grand avec le déploiement des bornes Wifi. Les réseaux Wifi privés se développent de plus en plus dans les communes sans que les util- isateurs soient conscients des données qu’ils génèrent. Il est donc important que les usagers soient protégés au mieux par les communes après les différents scandales dévoilés sur les détournements de données personnelles. Dans le cas particulier du Wifi, les communes peuvent dynamiser leur attractivité touristique et économique et parfois même réduire la frac- ture numérique sur leur territoire. L’éclairage public pourraient permettre aux com- munes de mettre en place leur Wifi territorial dont le principe est de proposer un Wifi gratuit dont l’infrastructure et les données générées sont la propriété des communes. L’analyse de ces données permettrait aux communes de mieux connaître leur territoire à travers les statistiques d’usage et les profils des utilisateurs du réseau. L’Europe soutient la démarche du Wifi territorial Insertion d’un module de télégestion dans un lampadaire [12] I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 2 0 12 L’ÉCLAIRAGE PUBLIC DU FUTUR
  • 13. à travers sa subvention nommée Wifi4EU, ce qui démontre l’importance de cet enjeu. Le réseau d’éclairage public, dont la propriété appartient aux communes, apparaît comme une source substantielle d’économie d’énergie tout en maintenant le but premier de sécurité publique. Au-delà des économies d’énergie, l’éclairage public a le potentiel d’être le support des réseaux numériques de demain pour fournir de nombreux services tels que la vidéosurveil- lance ou l’accès au Wifi. Les communes auraient la possibilité d’être propriétaires de leurs nou- velles infrastructures et des données générées. De nombreux parcs d’éclairage public sont vie- illissants et doivent être remplacés. Il y a donc une opportunité à saisir en faisant de l’éclairage public l’infrastructure du système nerveux des villes de demain. Le renouvellement du parc d’éclairage étant une décision engageant une ville pour les quarante prochaines années, il est d’une haute importance de bien avoir con- science de toutes les possibilités que peut offrir l’éclairage public. Sources: [1] performance-publique.budget.gouv.fr, « Les dépenses des collectivités territoriales ». 26-févr-2018. [2] ADEME, « Brochure-energie-patrimoine-2014.pdf ». 2012. [3] smartgrids-cre, « L’éclairage public et le mobilier urbain intelligents », 2013. [En ligne]. Disponible sur: http://www.smartgrids- cre.fr/index.php?rubrique=dossierssrub=eclairage-mobilier-intelligentsaction=imprimer. [4] ASCEN, « RECOMMANDATIONSTECHNIQUES POURL’ECLAIRAGE PUBLIC ». . [5] ADEME, « Éclairage public : un gisement d’économies d’énergie ». [En ligne]. Disponible sur: https://www.ademe.fr/ collectivites-secteur-public/patrimoine-communes-comment-passer-a-laction/eclairage-public-gisement-deconomies-denergie. [6] Préfecture de l’Eure, « Pollution lumineuse et biodiversité ». avr-2014. [7] Wikipédia, « Efficacité lumineuse d’une source ». [En ligne]. Disponible sur: https://fr.wikipedia.org/wiki/ Efficacit%C3%A9_lumineuse_d%27une_source. [8] A. Djuretic et M. Kostic, « Actual energy savings when replacing high-pressure sodium with LED luminaires in street lighting », Energy, vol. 157, p. 367‑378, août 2018, doi: 10.1016/j.energy.2018.05.179. [9] L. T. Doulos, I. Sioutis, P. Kontaxis, G. Zissis, et K. Faidas, «Adecision support system for assessment of street lighting tenders based on energy performance indicators and environmental criteria: Overview, methodology and case study », Sustainable Cities and Society, vol. 51, p. 101759, nov. 2019, doi: 10.1016/j.scs.2019.101759. [10] Connaissance des énergies, « Un éclairage LED pour se connecter à Internet », 25-sept-2015. [11] Bouygues, « Eclairage public ». [En ligne]. Disponible sur: https://www.bouygues-es.fr/villes-et-territoires/eclairage-public. [12] Bouygues, « Citybox ». [En ligne]. Disponible sur: https://bouygues-construction.com/innovation/toutes-nos-innovations/ citybox-r. [13] Connaissance des énergies, « Un système d’éclairage intelligent testé en Wallonie », 18-mars-2013. [14] L. Delpont, « L’éclairage public, objet de convoitise des acteurs de la ville », 13-févr-2019. I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 2 0 13L’ÉCLAIRAGE PUBLIC DU FUTUR Adrien LAILLé
  • 14. LE POWERTOGAS : STOCKAGE D’AVENIR? Les objectifs de la transition énergétique créent une nouvelle dynamique au sein du réseau élec- trique par le développement et l’accroissement de la part des énergies renouvelables dans le mix électrique. Le système électrique doit assurer à chaque instant l’équilibre entre la production et la consommation. L’électricité, difficilement stockable et la variabilité des énergies renouv- elables nécessitent le développement de moyens de stockage afin d’emmagasiner le surplus de production d’origine renouvelable. De nouvelles voies de valorisation des excédents de produc- tion sont en développement avec, parmi elles, le Power to gas. L’étude menée par l’ADEME, GrDF et GRTgaz, a estimé la quantité potentielle d’excédents renouvelables pouvant être valorisés via le Power to gas en 2030 à hauteur de 2,5 à 3 TWh électriques. Ces excédents permettraient ainsi de générer 1,5 à 1,8 TWh de gaz renouvelable.[1] QU’EST-CE QUE LE POWER TO GAS ? Le power to gas consiste littéralement à con- ver tir de l’électricité en gaz. Plus précisé- ment, il s’agit d’utiliser le surplus d’électricité d’origine renouvelable pour transformer de l’eau en hydrogène. En effet, l’électricité d’origine renouvelable alimente un électrolyseur. Au sein de cet appareil, une réaction électrochimique se produit : l’électrolyse de l’eau. Cette réac- tion consiste en la décomposition de l’eau en hydrogène et en oxygène par le passage d’un courant continu à travers deux électrodes immergées. Au niveau de chaque électrode, deux types de réactions se produisent : à l’anode (électrode négatif), l’eau (H2O) est dissociée sous l’effet du courant électrique en formant de l’oxygène (O2) et des ions H+ ; à la cathode (électrode positif), les ions H+ se recombinent et forment de l’hydrogène (H2). Cet hydrogène est dit «  vert  » quand il est obtenu à partir d’énergie décarbonée.[2] L’hydrogène ainsi produit peut être valorisé de diverses manières. Il est possible de le stocker ou de l’injecter sur le réseau de gaz naturel s’il répond aux spécifications qualitatives permet- tant son injection (par exemple, la teneur en dihydrogène pour sa compatibilité du mélange H2/ CH4). À court terme, les opérateurs ont évalué la quantité d’hydrogène pouvant faire partie du Principe de base de l’électrolyse de l’eau (http:// www.alloprof.qc.ca/BV/pages/c1057.aspx) I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 2 0 14 LE POWERTOGAS : STOCKAGE D’AVENIR?
  • 15. réseau gazier à 6% et à horizon 2030 entre 10 et 20% en adaptant les infrastructures et les équipements.[3] L’hydrogène peut également être converti en méthane de synthèse (CH4), composant princi- pal du gaz naturel qui circule dans les réseaux existants grâce au processus physico-chimique de méthanation (réaction de Sabatier). Cette réaction chimique consiste à la mise en contact de molécules d’hydrogène (H2) et de dioxyde de carbone (CO2) en présence de catalyseurs pour former du méthane (CH4) et de l’eau (H2O). En plus du méthane et de l’eau, les réactions produisent de la chaleur (réaction exother- mique). La méthanation présente ainsi un triple avantage car il permet dans un premier temps de valoriser le CO2 (gaz à effet de serre), l’eau peut être utilisé par l’électrolyseur et l’excédent de chaleur peut être valorisé pour couvrir les besoins de processus industriel, l’alimentation des réseaux de chauffage urbain ou encore la cogénération d’électricité. En couplant l’hydrogène au gaz naturel ou en le transformant en méthane de synthèse, ce nouveau vecteur énergétique peut être utilisé par les réseaux déjà existants pour le chauffage de bâtiment, la production de biocarburants, généra- tion d’électricité par l’entrainement des turbines, … PROJET JUPITER 1000 GRTgaz en collaboration avec la CNR, RTE, Téréga, Mcphy, Atmostat, CEA, la ville de Marseille dével- oppe un démonstrateur de Power to gas près de Fos-sur-Mer dans les Bouches-du-Rhône sur la plateforme Innovex dédiée à l’accueil de démon- strateurs en lien avec la transition énergétique. Il s’agit du premier démonstrateur français de Power to gas à l’échelle du MW avec injection dans le réseau de transport de gaz. L’objectif de ce démonstrateur est d’étudier la flexibil- ité de cette technologie c’est à dire sa capac- ité à répondre aux variabilités du réseau élec- trique, sa performance globale, la confirmation de la compatibilité du mélange hydrogène et gaz naturel sur le réseau de transport de gaz et les perspectives économiques du Power to gas.[4] La phase de construction de Jupiter 1000 a débuté en 2017 et la première injection d’hydrogène était prévue pour l’été 2019[5]. Des tests devraient être effectués durant 3 ans au sein de ce démon- strateur. Le coût total de Jupiter 1000 est estimé à 30 millions d’euros. Projet Jupiter 1000 (Source : Jupiter1000) I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 2 0 15LE POWERTOGAS : STOCKAGE D’AVENIR?
  • 16. Jupiter 1000 a pour ambition de comparer deux technologies d’électrolyse (alcaline et PEM) et sa combinaison avec le procédé de méthanation. La Compagnie nationale du Rhône (CNR) sera en charge de fournir l’électricité renouvelable de 1 MW. Les électrolyseurs McPhy Energy utilisés pourront produire près de 200 m3 d’hydrogène par heure (soit 17 kg/h). Les unités de méthan- ation d’Atmostat (Methamod) et du CEA seront alimentées du CO2 capté dans des fumées indus- trielles (Leroux Lotz) et pourraient ainsi produire jusqu’à 25 m3 de méthane de synthèse par heure.[6] À l’occasion de son programme de visites indus- trielles, la promotion du mastère OSE effectuera un petit détour dans les Bouches-du-Rhône pour voir cette installation grandeur nature. FOCUS SUR L’ELECTROLYSE ALCALINE ET PEM L’électrolyse alcaline est un procédé bien mature et largement utilisé dans l’industrie. Dans le cas de cette technologie, les électrodes sont plon- gées dans une solution aqueuse d’hydroxyde de potassium (électrolyte) dont la concentra- tion varie en fonction de la température (typ- iquement de 25 % en masse à 80 °C jusqu’à 40 % à 160 °C). L’utilisation d’un électrolyte liquide rend son couplage difficile avec une source d’énergie non pilotable tel que l’énergie photovoltaïque ou éolienne. En effet, ce type de procédé est peu réactif aux variations de puis- sance électrique. Cependant, c’est une solu- tion pouvant produire facilement de l’hydrogène à partir d’hydroélectricité. Cette technologie présente de faibles coûts d’investissement. Le principe de l’électrolyse PEM (piles à combus- tible à membrane échangeuse de protons) est dif- férent de l’électrolyse alcaline car l’électrolyte est un électrolyte solide, composé d’une mem- brane conductrice de protons : les électrodes sont déposées de part et d’autre de ce maté- riau polymère. .Principe électrolyse PEM (https://commons.wikime- dia.org/wiki/File:PEMelectrolysis.jpg) Cette membrane polymère a des propriétés intrinsèques qui permettent à l’électrolyse PEM de fonctionner sur de grandes plages de puis- sances de 10 à 200 % voire 400 % de la puis- sance nominale et d’être réactive à des varia- tions brutales de charges. Elle est donc partic- ulièrement adaptée pour les énergies renouvel- ables non pilotables et permet de produire des gaz à taux de pureté supérieur contrairement à l’électrolyse alcaline. Cette technologie reste néanmoins coûteuse par rapport au système alcalin.[7] I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 2 0 16 LE POWERTOGAS : STOCKAGE D’AVENIR? Amala SIVARAMOU
  • 17. Sources: [1] ADEME, GRTgaz, et GRDF, « Etude portant sur l’hydrogène et la méthanation comme procédé de valorisation de l’électricité excédentaire », sept. 2014. [2] CEA, Power to gas. 2018. [3] GRTgaz et al., « Conditions techniques et économiques d’injection d’hydrogene dans les réseaux de gaz naturel ». juin-2019. [4] ADEME, « JUPITER 1000 Expérimentation d’une installation de Power to gas : injection de gaz renouvelable dans le réseau de transport de gaz naturel ». 2017. [5] « Jupiter 1000 - Power-to-Gas - Accueil ». [En ligne]. Disponible sur: https://www.jupiter1000.eu/. [Consulté le: 12-janv-2020]. [6] « Power to Gas : la construction de Jupiter 1000 officiellement lancée », Connaissance des Énergies, 20-déc-2017. [En ligne]. Disponible sur: https://www.connaissancedesenergies.org/power-gas-la-construction-de-jupiter-1000-officiellement-lancee-171220. [Consulté le: 12-janv-2020]. [7] C. ROZAIN, « Développement de Nouveaux Matériaux d’Electrodes pour la Production d’Hydrogène par Electrolyse de l’Eau », UNIVERSITE PARIS-SUD XI, École Doctorale Chimie de Paris Sud, 2013. Eolien en mer : Technologie de l’avenir ? L a fixation d’objectifs de plus en plus exi- geants en matière de transition énergé- tique a induit la nécessité d’utiliser de nouveaux moyens de production d’énergie à faibles émissions de carbone. L’éolien offshore, ou éolien en mer, fait partie de l’ensemble des filières développées à cet effet. Néanmoins, cette technologie semble se déma rquer de s autre s. L e directeur exécutif de l’Agence Internationale de l’Energie ( A I E), Fatih B irol, a f f ir me que ce moyen de production possède, en effet, un « poten- tiel presque illimité » : selon l e s e s t i m a t i o n s d e l ’A I E , l’éolien of fshore seul pour- rait générer plus de 18 fois la demande mondiale d’énergie électrique actuelle [1]. Cette technologie se présente ainsi comme une véritable solution pour l’avenir. Mais de quoi s’agit-il ? Installé pour la première fois au Danemark en 1991, l’éolien offshore produit aujourd’hui seulement 0,3% de la production mondiale d’électricité, avec une capacité totale de 23 GW Figure 1: Parc éolien de Hornsea Project One, au Royaume-Uni I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 2 0 17EOLIEN EN MER : TECHNOLOGIE DE L’AVENIR ?
  • 18. installée. Néanmoins, les récents progrès tech- nologiques ont permis un remarquable essor de cette filière sur le marché, avec une croissance d’environ 30% par an depuis 2010. Il s’agit d’un moyen de production d’énergie qui exploite le vent au large des côtes, où la vitesse de ce- dernier est supérieure et exploitable grâce à l’emploi de turbines adaptées. Actuellement, il existe deux principaux types de parcs éoliens offshore : l’éolien posé, implanté sur les fonds marins, et l’éolien flottant, plus récent, qui ne nécessite pas de construction de fondations grâce à l’emploi de structures flottantes. Ce dernier peut être implanté à des distances plus éloignées du littoral, en effet, au-delà de 60 m, la construction de turbines posées devient tech- niquement compliquée et coûteuse. L’Europe est le leader mondial pour l’exploitation de l’éolien offshore, avec 18 499 MW instal- lés. Il est largement exploité notamment au Royaume-Uni (qui possède 44% de la capacité totale installée en Europe), en Allemagne (34%), au Danemark (7%), en Belgique (6,4%) et en Hollande (6%) [2]. Compte tenu de la récente croissance du marché, la Chine a récemment opté pour une ambitieuse politique de dével- oppement de cette technologie. L’avantage de l’éolien offshore réside principale- ment dans sa capacité à produire de l’énergie propre et d’origine renouvelable, tout en con- tribuant à la réduction des émissions de gaz à effet de serre. En outre, sa position éloignée des régions habitées limite les problèmes d’acceptation sociale. Mais cela ne représente qu’une seule partie de ses avantages. En effet, les vraies potentialités de cette technologie ont été récemment révélées par une étude rédigée par l’AIE dans le cadre du World Energy Outlook, en collaboration avec l’Imperial College de Londres. Cette recherche a permis, à travers Figure 2: Estimation du facteur de charge dans le monde (IEA 2019) I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 2 0 18 EOLIEN EN MER : TECHNOLOGIE DE L’AVENIR ?
  • 19. une analyse géospatiale, de quantifier le facteur de charge (i.e. un coefficient représentant le rapport entre la production annuelle moyenne et la capacité ma ximale de production) de l’éolien offshore dans les différentes parties du monde (cf.  Figure  2). Il est montré que ce facteur est bien supérieur à celui de la plupart des autres technologies renouvelables actuelle- ment exploitées (33% en moyenne, alors qu’on l’estime à 25% pour les éoliennes onshore et 14% pour le solaire photovoltaïque). Selon les esti- mations de l’AIE, le potentiel technique mondial est supérieur à 120 000 GW, ce qui suffit à sat- isfaire 11 fois la demande d’électricité mondi- ale prévue en 2040 [1]. Ces résultats, couplés à la récente expansion du marché de l’éolien off- shore, expliquent les investissements en hausse de nombreux pays dans cette technologie. En effet, le prix au MWh est constamment à la baisse (autour de 180 € le MWh en 2010, 100 € en 2015, et 50 € aujourd’hui [3] ce qui rendra dans un futur proche l’éolien offshore très com- pétitif sur le marché de l’énergie. … Mais où en est-on en France ? Les conditions géographiques privilégiées de la France, qui bénéficie du deuxième gisement d’éolien en mer en Europe après la Grande- Bretagne [4], font que son potentiel exploitable est un des plus importants au monde. Toutefois, aujourd’hui la France apparaît à la traîne par rapport à la plupart des pays européens. En effet, bien que dans la période 2011-2016 trois appels d’offre pour le développement de capac- ités de production aient été lancés, seulement 2 MW de puissance sont actuellement installés au large des côtes françaises [2]. Ce retard s’explique notamment par les problèmes de pollution écologique ou visuelle soulevés par certaines associations environnementales et par des difficultés d’insallation liées aux car- actétistiques des fonds océaniques français, qui gagnent de la profondeur rapidement [5]. Cependant, l’objectif fixé par la Programmation Pluriannuelle de l’Energie (PPE) est d’atteindre une capacité installée d’éolien offshore, posé et flottant, de 2,4 GW en 2023 et d’environ 5 GW en 2028. Figure 3 : appels d’offre en France [4] C’est seulement depuis juin 2019 qu’on assiste à une avancée, suite à l’officialisation du lancement du parc éolien de Saint-Nazaire et à l’attribution de l’appel d’offre du parc éolien de Dunkerque. Avec une mise en service prévue pour 2022, le parc éolien de Saint-Nazaire abri- tera 80 éoliennes posées pour une puissance totale installée de 480 MW. Celui de Dunkerque comptera 75 éoliennes posées, chacune d’une capacité de 8 MW, pour une puissance totale installée de 600 MW. Le parc sera mis en service avant 2026, avec un prix au MWh inférieur à 50 € garanti pendant 20 ans [6]. Malgré son retard dans l’exploitation de l’éolien offshore posé, la France se présente comme avant- gardiste en ce qui concerne l’éolien flottant. En effet, le projet d’expérimentation de la turbine Floatgen au large des côtes de Saint-Nazaire, I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 2 0 19EOLIEN EN MER : TECHNOLOGIE DE L’AVENIR ?
  • 20. d’une puissance de 2 MW, a finalement permis la production d’énergie, ce qui est un résultat très important pour le développement de cette filière. Même si aujourd’hui les prix élevés de cette technologie ne la rendent pas compétitive sur le marché, on estime qu’avec la mise en œuvre des innovations et des premiers parcs commer- ciaux, les coûts complets de production en 2030 pourraient atteindre entre 62 à 102 €/MWh [4]. Les grands avantages qui pourraient découler de l’exploitation de l’éolien en mer, notamment dans un pays doté d’un potentiel énergétique aussi élevé que la France, est désormais connu. Il ne reste plus qu’à en tirer profit. Sources: [1] IEA, ‘Offshore Wind Outlook 2019: World Energy Outlook Special Report’, 2019. [2] WindEurope, ‘Offshore Wind in Europe - Key trends and statistics 2018’, 2019. [3] Jean-Claude Bourbon, ‘Eolien offshore, l’exception française’, 16-Jan-2019. [4] Ministère de la Transition écologique et soliaire, ‘Eolien en mer - Ministère de la Transition écologique et solidaire’. [Online]. Available: https://www.ecologique-solidaire.gouv.fr/eolien-en-mer-0. [5] Stefano LUPIERI, ‘L’éolien français prend enfin le large’, 13-Dec-2019. [6] Bruno CLAESSENS, ‘La France entre enfin dans l’ère de l’éolien offshore’, 18-Jun-2019 L’AFRIQUE : Un important potentiel électrique très peu exploité A vec près de 1,3 milliard d’habitants, l’Afrique représente environ 15 % de la population mondiale mais seulement 4 % de la production énergétique. Si bien que plus de 60 0 millions d’Africains n’ont tou- jours pas accès à l’électricité. Selon une étude de l’Institut Français du Pétrole et Energie Nouvelles (IFPEN), le continent doit installer 160GW pour pouvoir électrifier tout son terri- toire en 2025 et ses besoins ne cesseront de croître dans le futur dans la mesure sa pop- ulation devrait atteindre en 2050 plus de de 2  milliards d’habitants, selon l’ONU. Si cette puissance reste élevée, il n’en demeure pas moins que le potentiel du continent l’est égale- ment. L’Afrique est, en effet, richement dotée en réser ves d’énergie provenant de sources renouvelables et non renouvelables. Dans cet article, nous nous intéressons au potentiel énergétique et plus particulièrement au potentiel électrique de l’Afrique, un potentiel jusqu’ici très peu exploité justifiant ainsi la difficulté d’accès à l’électricité d’une grande partie de la population. I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 2 0 20 L’AFRIQUE : UN IMPORTANT POTENTIEL ÉLECTRIQUE TRÈS PEU EXPLOITÉ Giulia GRAZIOLI
  • 21. Un continent très peu électrifié dans sa globalité En 2017, 635 millions d’Africains, soit la moitié de la population vivait sans électricité. Ce chiffre parait surprenant quand nous connaissons la situation énergétique de certains pays Africains notamment ceux du nord comme le Maroc, l’Algérie ou la Tunisie quasiment tous électrifiés à 100% sur l’ensemble de leurs territoires respectifs. En effet, l’accès à l’électricité est très variable selon les pays, l’Afrique subsaharienne restant la moins bien dotée en matière d’électrification. Selon les chiffres de la Banque mondiale, alors que l’Algérie se distingue avec une couverture électrique du pays à 100% suivi de l’Égypte et de la Tunisie (99,8%), ou encore de la Libye (99,4%), la majeure partie des pays du continent ne sont couverts que pour moitié, comme par exemple le Sénégal (61%), le Nigeria (57,7%), la Namibie (49,6%), ou encore le Soudan (44,9%). En revanche, de nombreux pays africains sont encore faiblement électrifiés. C’est le cas du Mali (23,7%), de la Somalie (19,1%), ou encore de la République démocratique du Congo (13,5%). Le Burundi (7%), et le Soudan du Sud (4,5%) sont les pays ayant le taux d’électrification le plus bas en Afrique. Cette précarité en électricité s’explique en partie par les difficultés d’accessibilité aux réseaux nationaux de distribution. 63% de la population d’Afrique subsaharienne résident en zones rurales, où le coût de l’extension du réseau est trop élevé pour être envisageable (jusqu’à 13 000 euros le kilomètre). L’électricité coûte, par ailleurs, jusqu’à trois fois plus cher qu’en Europe ou aux États-Unis, ce qui ne permet pas aux foyers les plus modestes de s’y raccorder, même lorsque c’est technique- ment possible. Mais la principale raison reste la non-exploitation de ses nombreuses ressources énergétiques. Un fort potentiel sous-exploité et inégalement réparti L’Afrique dispose, à ce jour, d’un énorme potentiel électrique qui malheureusement est très peu exploité. D’après une étude d e l ’ A g e n c e i n t e r n a t i o n a l e d e l ’ é n e r g i e renouvelable (IRENA), les réserves d’énergie du continent africain n’étaient exploitées qu’à environ 10% en 2017. Cela s’explique en grande partie par un manque d’investissement causé par l’instabilité politique quasi constante du continent notamment en Afrique subsaharienne. Mais d’où provient ce grand potentiel électrique ? Nous verrons dans la partie qui suit que cette richesse provient aussi bien des énergies fossiles (pétrole, gaz, charbon...) que des énergies renouvelables (hydraulique, solaire, ...etc.) dont le potentiel est très élevé. Figure 1 : Etat de l’électrification en Afrique en 2017 Source : UNEP(2017), “Atlas of Africa Energy Resources” I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 2 0 21L’AFRIQUE : UN IMPORTANT POTENTIEL ÉLECTRIQUE TRÈS PEU EXPLOITÉ
  • 22. • 7,5% des réserves mondiales de gaz naturel en 2015 L’Afrique possède une abondance de réserves prouvées de gaz naturel, largement concentrées dans les parties nord du continent et également en Afrique de l’Ouest. L’Algérie, la Libye, l’Égypte et le Nigéria sont parmi les plus grands producteurs de gaz au monde, mais d’autres réserves sont identifiées dans de nouveaux sites et, dans certains cas, ont été développées. BP indique dans son rapport annuel de 2016 que l’Afrique disposait de 14,1 milliards de mètres cubes de réserves prouvées totales de gaz naturel en 2015. De vastes gisements extracôtiers ont été découverts dans des exploitations minières existantes au large des côtes du Cap Nord et du sud de la Namibie, par NAMPOWER (société nationale d’électricité de la Namibie) et dans l’océan Indien occidental. Figure 2 : Réserves de gaz naturel prouvé en Afrique en 2015 Source : UNEP(2017), “Atlas of Africa Energy Resources” Le tableau ci-dessus présente les estimations récentes des réserves prouvées de gaz en Afrique. Le Nigéria détient la plus grande part des réserves du continent avec 36%. Les trois pays d’Afrique du Nord, l’Algérie, l’Égypte et la Libye détiennent 56% du total, les autres pays africains 8%. Les réserves de l’Afrique représentent 7,5% du total mondial (BP, 2016). • 12% du potentiel hydroélectrique mondial techniquement réalisable Le continent dispose également d’une énergie renouvelable abondante très peu exploité, D’après le rapport du congrès mondial de l’hydroélectricité de 2017, le potentiel en hydroélectricité de l’Afrique estimé à 1800TWh/ an n’est aujourd’hui exploité qu’à 8%. Ceci explique les nombreux projets de barrages qui voient le jour en Afrique centrale. Le Programme pour le développement des infrastructures en Afrique (PIDA) s’est engagé à faci lite r l’ inté grat ion cont inen ta le , l e développement socioéconomique et le commerce, grâce à l’amélioration des infrastructures régionales ; Les projets prioritaires dans le domaine de l’énergie comprennent la réalisation de vingt projets hydroélectriques d’ici 2040 pour un total de plus de 54GW. La mise en œuvre réussie du PIDA permettra, entre autres, aux pays africains de réduire les coûts de l’énergie et d’augmenter l’accès à l’électricité à près de 70% de personnes d’ici 2040. • Un fort potentiel en énergie solaire reparti de manière uniforme sur le continent La capacité potentielle en Afrique a été estimée à 60 millions de TWh/an, ce qui représente 40% du potentiel solaire mondial. La majeure partie de la région jouit de plus de 3000 heures de soleil par an et de niveaux d’irradiance deux fois plus élevés qu’en Allemagne, où une industrie solaire florissante s’est pourtant développée. L e s e s t i m a t i o n s d e l ’ a p p r o v i s i o n n e m e n t potentiel en électricité solaire photovoltaïque (PV) d’ici 2030 vont de 15 GW à 62 GW d’après une étude de l’Association pour le développement de l’énergie en Afrique (ADEA). Le potentiel I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 2 0 22 L’AFRIQUE : UN IMPORTANT POTENTIEL ÉLECTRIQUE TRÈS PEU EXPLOITÉ
  • 23. des technologies d’énergie renouvelable à base solaire telles que le photovoltaïque (PV) et l’énergie solaire à concentration (CSP) pour réduire le déficit énergétique de l’Afrique est reconnu depuis longtemps. La répartition de l’énergie solaire à travers l’Afrique est assez uniforme. Cela donne à l’énergie solaire la capacité d’apporter de l’énergie à la plupart des sites en Afrique sans avoir besoin d’une infrastructure de réseau à grande échelle coûteuse. D’après des chiffres de 2013 difficilement actualisable aujourd’hui, le potentiel de production d’électricité photovoltaïque varie de 33 TWh / an en Gambie à 8 700 TWh / an au Soudan, avec un important potentiel localisé en Algérie, au Soudan et en RDC. La capacité installée cumulée pour le photovoltaïque à la fin de l’année 2014 était de 1 334 MW. L’Afrique du Sud est en tête de cette croissance rapide, ajoutant près de 780 MW entre 2013 et 2014. L’Algérie, l’Égypte, le Maroc et l’Afrique du Sud ont déployé un total de six projets de CSP en mars 2015. Leur capacité installée s’élève à un peu plus de 180 MW. Cependant, ce fort potentiel solaire réserve des défis majeurs concernant le stockage. • Un fort potentiel éolien localisé sur les côtes Le potentiel éolien de l’Afrique est considérable ( 4 5 8 Tw h / a n ) . C e p e n d a n t , i l n ’ e s t p a s uniformément réparti à l’instar des ressources solaires. Les meilleures perspectives de développement de l’énergie éolienne sont proches des sites côtiers, des chaînes de montagnes et d’autres canaux naturels dans le nord et le sud du continent. Étant donné qu’une vitesse moyenne du vent de 7 m/s est le minimum nécessaire pour que les éoliennes fonctionnent efficacement, le potentiel éolien n’existe qu’au Maroc, en Égypte, en Tunisie, en Afrique du Sud et en Tanzanie. D’ici fin 2020, les éoliennes pourraient ajouter environ 8 500 MW à la production générale d’énergie en Afrique. En 2015, près de 1 GW d’énergie éolienne a été installé, principalement en Algérie (10 MW), qui a mis en service son premier parc éolien à grande échelle ; l’Égypte (60 MW) ; le Maroc (300 MW) ; et l’Afrique du Sud, qui a augmenté sa capacité de 10 MW à 570 MW en une seule année. Le Kenya a lancé un projet sur le lac Turkana (310 MW) et des projets sont également en cours au Ghana, au Sénégal et en Tanzanie d’après le rapport 2015 de REN21. En conclusion, le potentiel électrique de l’Afrique est très élevé. Cependant, Figure 3: Carte du nombre d’heure d’exposition au soleil par an dans le monde Source (IRENA) I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 2 0 23L’AFRIQUE : UN IMPORTANT POTENTIEL ÉLECTRIQUE TRÈS PEU EXPLOITÉ
  • 24. seule une fraction insignifiante des potentiels existants a été exploitée (168 GW installés en 2016 dont 76 GW en Afrique du Nord), faisant de ce continent, le moins électrifié au monde. La consommation d’électricité par habitant quant à elle n’a pratiquement pas changé depuis 2000. De 2015 à 2040, la demande d’électricité en Afrique devrait augmenter ce qui va de pair avec la capacité de production. Une exploitation de ses nombreuses ressources est nécessaire dans le but de couvrir l’ensemble du territoire en électricité. Sources: [1] « Atlas de l’energie en Afrique ». (http://wedocs.unep.org/bitstream/handle/20.500.11822/20476/Atlas_Africa_Energy_ Resources.pdf?sequence=1isAllowed=). [1] « La tribune ». https://afrique.latribune.fr/entreprises/la-tribune-afrique-de-l-energie-by-enedis/2018-08-02/l-electricite-et-l- afrique-en-cinq-chiffres-785955.html. [1] « Le monde de l’énergie ». https://www.lemondedelenergie.com/avenir-energetique-afrique/2017/10/10/. [1] « OECD ». http://www.oecd.org/fr/dev/emoa/33936714.pdf. [1] « Planète des énergies ». https://www.planete-energies.com/fr/medias/decryptages/afrique-un-potentiel-energetique-enorme- et-varie. [1] « Rapport du 20ème Congrès mondial de l’hydroélectricité ». [1] « REN 21 ». https://www.ren21.net/wp-content/uploads/2019/05/GSR2015_Full-Report_English.pdf La montée des eaux, d’un point de vue géopolitique. A lors que l’ensemble des pays du monde s’accordent sur l’urgence du réchauffe- ment climatique, le bilan de la COP25 reste très décevant. Seulement 80 pays, représentant 10% des émissions mondiales de CO2, se sont engagés à revoir à la hausse leurs engagements. Après deux semaines de négociations, aucun des grands pays émetteurs – que sont les États-Unis, la Chine et l’Inde – n’a pris de décision significa- tive ni revu ses ambitions à la hausse. Pourtant, au rythme actuel des émissions, les scientifiques envisagent sérieusement des scé- narios allant de + 2°C à +4,9°C (en moyenne) à l’horizon 2100, avec une valeur médiane de +3,2°C. Les plus pessimistes annoncent même jusqu’à +7°C en moyenne à la fin du siècle. Ce qui inquiète les scientifiques est l’éventualité de la fonte totale de la calotte polaire (Arctique). Si cela se produisait, l’élévation du niveau des mers atteindrait jusqu’à 6 mètres de hauteur, redessinant totalement certaines régions du monde. C’est le scénario catastrophe que red- outent de nombreux scientifiques, et dont décou- lent d’importantes questions géopolitiques. Cet article propose d’aborder certaines problé- matiques géopolitiques associées à la montée du niveau des eaux. I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 2 0 24 LA MONTÉE DES EAUX, D’UN POINT DE VUE GÉOPOLITIQUE. Lionel MOSSOA
  • 25. Un système d’organisation du monde basé sur le principe d’État-Nation : Le monde d’aujourd’hui est organisé autour de la notion de frontières. Pour revenir aux prémisses, en octobre 1648 le traité de Westphalie édifie l’État-nation comme socle du droit international. Le territoire définit un état, qui accueille une population, et est dirigé par un souverain. Ce principe a entraîné la juxtaposition de trois types de frontières : les frontières géographiques du territoire, démographiques de la population, et politiques de la souveraineté. Cette organisation est aujourd’hui profondé- ment remise en question. Le caractère trans- frontalier du changement climatique interroge la notion de territoire, les migrations ques- tionnent les frontières démographiques et la mondialisation bouleverse les frontières politiques. Ces frontières devenues mobiles interrogent l’architecture des institutions et celle de la gouvernance à mettre en place pour parvenir à un équilibre. Le changement climatique concerne l’ensemble du globe, seulement à l’échelle nationale les problématiques rencontrées sont très variables. Avec la montée du niveau des eaux, certains pays sont menacés de disparaître, d’autres voient leurs côtes se redessiner. National Geographic est une revue scientifique qui propose des simulations de la montée du niveau des eaux. Nous en avons extrait deux cartes pour illustrer les propos de cet article : : Simulation de la montée des eaux en Océanie dans le cas de la fonte totale de la calotte glacière. @ NatGeoFrance (2017), « Voici à quoi ressemblerait le monde si la glace continentale venait à fondre ». I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 2 0 25LA MONTÉE DES EAUX, D’UN POINT DE VUE GÉOPOLITIQUE.
  • 26. Bien que cet impact touche une grande majorité des états, la proportion de territoires engloutis et les échelles de temps diffèrent selon les pays. Aujourd’hui ce sont les îles qui sont directe- ment menacées, avec le scénario d’élévation de +1,5° par rapport à l’ère pré industrielle. Mais si nous considérons le scénario moyen de +3,5 degrés, d’ici 2050 les Pays Bas, le Cambodge ou encore les Philippines seront métamorphosés. En découle deux grandes interrogations géo- politiques : • Qu’advient-il de l’autorité du pays sans territoire ? Dans notre système d’organisation actuel, le territoire est au fondement de l’État. Peut-on conser ver l’État sans territoire ? Il serait injuste que des états soient exclus des accords et privés de leurs droits sous prétexte que leur territoire soit enseveli. D’autant plus qu’il n’existe pas de liens entre les émissions d’un pays et les impacts qu’il subit. Se pose alors la question de l’État virtuel, a-t-il un sens ? Peut-on conserver le gouvernement d’un pays qui n’existe plus physiquement ? De quel peuple sera-t-il le porte-parole ? L’État virtuel peut être problématique dans la mesure où des groupes d’influences, ethnies, mouvements politiques, multinationales pour- raient revendiquer des droits d’ordre politique. Simulation en scénario extrême de la montée des eaux, en Europe. @ NatGeoFrance (2017) I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 2 0 26 LA MONTÉE DES EAUX, D’UN POINT DE VUE GÉOPOLITIQUE.
  • 27. Monsieur F.Gemenne1 , illustre cette problé- matique avec le cas du Vietnam. Ce pays est menacé de perdre 10% de sa superficie avec le scénario +1,5 degrés (c’est donc un exemple concret). Cela correspondrait à la disparition de 26 000 km2 (À titre de comparaison la Belgique a une superficie approximative 30 800 km2 ). Le gouvernement va donc devoir choisir entre les zones qu’il souhaite protéger et celles qu’il va sacrifier. En s’intéressant de plus près à la politique actuelle, il semblerait que des dizaines de villages soient actuellement relo- calisés vers les terres. Le gouvernement a déjà acté que le Delta du Mékong sera une zone inondée en permanence. Il est très peu prob- able que ce pays ne se manifeste pas. L’ennui est que cet exemple doit être général- isé : il n’y aura pas « un » mais « des » états en colère, et pas « une » mais « des » formes d’impacts climatiques. • Où vont aller ces populations ? Trois pos- sibilités : Des solutions techniques sont envisagées comme des îles artificielles ou des digues. Mais cela représente des investissements lourds, qui ne feront que reporter le problème à plus tard. Une autre possibilité, plus probable, consiste à une dispersion de la population dans d’autres pays. Cela conduit à d’importants flux migra- toires et un mélange des populations. 1 Spécialiste des questions de géopolitique de l’environnement, François Gemenne a été directeur exécutif du programme de recherche interdisciplinaire « Politiques de la Terre » à Sciences Po (Médialab). Il est par ailleurs cher- cheur qualifié du FNRS à l’Université de Liège (CEDEM) et à l’Université de Versailles Saint-Quentin-en-Yvelines (CEARC). Ses recherches sont essentiellement consacrées aux migrations et aux déplacements de populations liés aux changements de l’environnement Une dernière possibilité : déménager l’ensemble de la population sur un nouveau territoire, cédé par un autre pays. Théoriquement cela paraît envisageable. Mais l’histoire nous montre que la question de territoire a toujours été cen- trale dans les conflits et guerres. Comment vont réagir les pays frontaliers face à l’immigration massive ? Les tensions intenses entre ces pays ne vont-elles pas aboutir à la violence et la remise en question des droits de l’Homme ? Il fut un temps où l’objectif était d’étendre son empire pour accroître sa puissance (con- quêtes de territoires, conflits mondiaux, ...). Aujourd’hui les états se mobilisent pour con- server et protéger leur territoire des impacts climatiques. Demain il sera question de part- ager. Nos systèmes politiques, culturels, poli- tiques, sont-ils prêts à s’adapter ? En conclusion, le caractère transfrontalier du réchauffement climatique interroge le système d’organisation du monde basé sur l’Etat-Nation. La montée des eaux permet d’illustrer certaines questions géopolitiques majeures associées à la modulation de frontières géographiques, au devenir des populations impactées, mais aussi à la légitimité de gouvernements dépourvus de leur territoire. En considérant l’ensemble des impacts climatiques à court et moyen termes, on s’aperçoit que cer tains territoires pour- raient devenir inhabitables, laissant place à d’importants flux migratoires. Mais il n’est pas trop tard pour agir et limiter le réchauffement à 2°C. Le GIEC précise que cela nécessite des transitions très rapides et sans précédents dans tous les domaines (industrie, agriculture, habitat, transports…). Le change- ment climatique ne dépend pas seulement des politiques mises en place, d’importants efforts I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 2 0 27LA MONTÉE DES EAUX, D’UN POINT DE VUE GÉOPOLITIQUE.
  • 28. sont attendus de la part des entreprises et des consommateurs, ce qui amène à reconsi- dérer nos modèles de consommation. “On a l’impression qu’un demi-degré ce n’est pas grand-chose, mais c’est 30 ans d’action. Nous avons encore devant un éventail de solutions, explique Michel Colombier2 . L’échéance est rel- ativement courte – 30 à 40 ans – et il faut se focaliser sur les actions vraiment transforma- trices, comme sortir de l’auto.” 2 Michel Colombier , contributeur français au rapport du GIEC, cofondateur et directeur scientifique de l’Institut du dével- oppement durable et des relations internationales (IDDRI). Citation tirée d’un article de l’usine Nouvelle : https://www.usin- enouvelle.com/article/le-giec-tire-le-signal-d-alarme-avant-qu-il- ne-soit-trop-tard.N752529 Sources: [1] Revue scientifique National Geographic, article sur l’environnement (2017), @NatGeoFrance, « Voici à quoi ressemblerait le monde si la glace continentale venait à fondre ». [2] Revue scientifique National Geographic, article sur l’environnement (2017), @NatGeoFrance. [3] Médialab, Sciences Po, « François Gemenne ». [4] L’Usine Nouvelle, « Le GIEC tire le signal d’alarme avant qu’il ne soit trop tard - Environnement ». Axelle DE CADIER I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 2 0 28 LA MONTÉE DES EAUX, D’UN POINT DE VUE GÉOPOLITIQUE.