Infose Aout-Septembre 2017 N°125

SOMMAIRE
Août-Septembre 2017 n° 125
Sommaire
Pour la rentrée, nous vous avons concocté une édition où nous associons des sujets larges (le contexte énergé-
tique de la Chine, la rénovation énergétique du parc français) à des sujets plus spécifiques comme Hinkley Point
C, un projet à risque qui conditionne en partie l’avenir de la filière nucléaire française.
Les innovations technologiques ont une fois encore la part belle à travers la smart-energy hub et la blockchain
qui auront une incidence sur la façon de gérer l’énergie. Nous parlerons également stratégie avec un article sur le
positionnement de la marque Tesla.
Ce numéro est le dernier de la promotion 2016 mais vous pourrez retrouver notre prose dans le livre de promo
sur la valorisation énergétique des déchets qui sortira prochainement. La promotion 2017 assurera le prochain
numéro en évoquant notamment le congrès OSE/Chaire MPDD « Transition énergétique : les déchets ne sont
pas en reste ! » auquel vous êtes chaleureusement conviés le 28 septembre prochain.
EDITORIAL
NF’ SE
Les actualités .......... p.2
HINKLEY POINT C : coup de
projecteur sur un projet à
risque ................................ p.4
Blockchain for energy .................................. p.14

La rénovation des bâtiments publics en France ....
................................................................................ p.18
Stockage de l’énergie dans le bâtiment : l’innovation de la
start-up Sylfen .................................................................. p.24
Quel avenir pour la marque automobile Tesla ? ... p.21Borne de recharge
Source : Fotolia
L’événement annuel du Mastère OSE et de la Chaire MPDD .....
.................................................................................................. p.26
Le système énergétique Chinois : un
cadre amené à évoluer ..................... p.9

Just Another Newsletter Title
Actualités
INF’OSE Août-Septembre 2017 n° 125 2
Actualités
Cigéo : un projet sous tensions
Les manifestations contre le projet Cigéo
d’enfouissement des déchets nucléaires, situé à Bure
dans la Meuse, ont encore gagné en intensité au cours
du mois dernier. Durant le mardi de l’Assomption, en-
viron un millier de manifestants ont ainsi défilé sur les
chemins menant aux bâtiments de l’Andra, l’association
chargée de la gestion du projet d’enfouissement.
Le directeur général de l’association, Pierre-Marie Aba-
die, se dit pour sa part très inquiet des tensions que le
projet génère vis-à-vis des habitants et a annoncé que la
date de construction du projet serait repoussée à 2022,
pour un lancement de la phase pilote autour de 2025.
Ce centre de stockage sera utilisé pour stocker unique-
ment les déchets de haute et de moyenne activité,
produits définitivement non valorisables et dont le ray-
onnement important nécessite le stockage en couche
profonde. Bien que la grande majorité des résidus du
procédé de fission puissent être réutilisés en tant que
combustible recyclé, l’étendue de l’installation souter-
raine du projet Cigéo, situé à 500 mètres de profon-
deur, devrait atteindre 15 km2
au bout d’une centaine
d’années. Afin de laisser aux générations futures la
possibilité de récupérer les déchets stockés pour envis-
ager un nouveau traitement, la loi de juin 2006 relative
à la gestion durable des matières et déchets radioac-
tifs contraint l’installation au principe de réversibilité.
Les nombreuses évolutions du projet portent
aujourd’hui le coût total de Cigéo à plus de 34 mil-
liards d’euros. C’est une mauvaise nouvelle pour EDF
(qui produit 80 % des déchets concernés) qui a déjà
provisionné le projet à hauteur de 15 milliards d’euros.
Le solaire en Inde
En Inde, le prix du kWh d’origine solaire est passé en
dessous de celui du charbon, remettant ainsi forte-
ment en cause le développement de la filière charbon.
La construction de 31 centrales à charbon, d’une ca-
pacité de 12,7 GW, est ainsi actuellement suspen-
due, près des trois quarts des nouveaux projets ayant
été annulés ou reportés depuis 2010. La croissance
du solaire photovoltaïque dans le pays est sujette à
une progression fulgurante avec 3,97 GWc installés
au cours de l’année 2016. Il faut dire que le climat se
prête particulièrement bien au développement de
la filière avec un potentiel solaire classé au premier
rang mondial par le cabinet de conseil McKinsey.
Le programme de promotion de la filière so-
laire a démarré en 2010 dans le cadre du Jawa-
harlal Nehru National Solar Mission et porte à
20 GW l’objectif de puissance installée d’ici 2022.
C’estainsiqu’aétélancéen2014leprojetdeconstruction
de la plus grande centrale solaire du monde, d’une puis-
sance de plus de 4 GW. De nombreuses controverses ont
émané de ce projet, les opposants avançant l’argument
de l’inadaptabilité d’une si grande installation dans un
paysoù20%del’électricitéestperdueparl’intermédiaire
des réseaux de transport et de distribution et où 50 %
de la population n’a pas encore d’accès à l’électricité.
Les compagnies pétrolières sortent de la crise
Les cinq grandes compagnies occidentales Total, BP,
Shell, ExxonMobil et Chevron ont toutes annoncé
des bénéfices nets en très forte hausse au premier se-
mestre de 2017 par rapport à l’année précédente. Le
retournement économique est particulièrement mar-
qué chez BP, qui est passé en l’espace d’un an d’une
dette de 2 milliards à un bénéfice de 1,6 milliard.
C’est avant tout la remontée des prix du baril, avec
un cours du Brent de référence aujourd’hui égal à
51 $, qui a rendu possible cet essor économique.
Mais les majors pétroliers ont également tiré prof-
it depuis trois années de plans de restructura-
tion généralisée ainsi que d’importants efforts en
termes de baisse de dépenses opérationnelles.
La configuration n’est toutefois plus la même que du-
rant la période d’avant-crise en 2014 où le prix du
baril dépassait les 100 dollars. Si l’arrivée des énergies
renouvelables sur le marché force les compagnies
pétrolières à aller vers de nouvelles technologies, le
groupe français pétrolier TOTAL table sur une crois-
sance forte des énergies fossiles et chiffre les réserves
mondiales à 1000 milliards de barils non encore
produits auxquels s’ajoutent 200 milliards de barils de

Actualités
Sources :
• http://www.enr.fr/actualite/363/Appel-d-offres-CRE-4-l-electricite-photovoltaique-confirme-sa-competitivite
• https://www.edf.fr/edf/accueil-magazine/de-20-a-370-eu-decouvrez-le-palmares-de-couts-de-chaque-energie
• http://www.sunfire.de/en/applications/fuel
• http://lenergeek.com/2017/08/07/blue-crude-petrole-synthetique/
Jean BERTIN & Baptiste CALMETTE
réserves à découvrir. De quoi donner des frissons aux
acteurs de la lutte contre le réchauffement climatique.
Résultatdel’appeld’offreCRE4surlephotovoltaïque
Longtemps décriée comme étant une énergie
chère, le photovoltaïque prend sa revanche : la
CRE vient de publier les résultats des derniers ap-
pels d’offres CRE 4 : avec 55,5 €/MWh, la filière PV
confirme sa compétitivité. Pour rappel, en 2015 lors
de la clôture de l’appel d’offre CRE 3, le tarif moyen
était à 82€/MWh soit une baisse de 33% en seule-
ment 2 ans. Le photovoltaïque devient aussi concur-
rentiel que l’énergie nucléaire historique, 2ème éner-
gie la plus concurrentielle après l’hydraulique : 54,4€/
MWh (tarif incluant investissement de prolongation
de durée de vie et renforcement suite à Fukushima).
Blue Crude : le Power To Liquid
Derrière le nom de Blue Crude se cache un carburant
novateur qui utilise pourtant des procédés con-
nus depuis quelques décennies à savoir l’électrolyse
et Fischer Tropsch. Ce carburant, très semblable à
l’essence et qui pourrait être utilisé dans les moteurs
conventionnels actuels en lieu et place des carbu-
rants fossiles, se distingue par sa production à base
d’énergie renouvelable et par sa très faible teneur en
impuretés. De plus, il pourrait utiliser toutes les infra-
structures de distribution existantes. Produit à par-
tir d’hydrogène renouvelable, d’eau et de CO2
, il pos-
séderait un taux d’octane élevé ce qui assurerait une
bonne combustion. Couplés aux énergies renouv-
elables, les procédés de fabrication du Blue Crude
pourraient aussi offrir des services au réseau, avec un
modèle économique calqué sur celui du Power To Gas.
Avec des coûts encore très importants, le Blue Crude
n’est pour l’instant pas compétitif par rapport aux
carburants de synthèse. Cependant, l’évolution
des réglementations autour du pétrole mais aus-
si l’importante densité énergétique volumique des
carburants liquides pourraient jouer en sa faveur.

HINKLEY POINT C : coup de projecteur sur
un projet à risque
Articles
Le projet de Hinkley Point C est le nouveau grand projet nucléaire européen. Sa réalisation ali-
mente de nombreux débats, du fait des difficultés rencontrées actuellement sur les chan-
tiers de Flamanville (France) et d’Olkiluoto (Finlande). Deux réacteurs devraient être constru-
its par EDF sur le site actuel de la centrale de Hinkley Point (Somerset). Au regard des chiffres, il s’agit
d’un projet énorme, dont les répercussions positives comme négatives peuvent être considérables.
Un rôle majeur dans la stratégie énergétique du Royaume-Uni
En 2014, la majorité de la consommation d’énergie primaire du Royaume-Uni était couverte par des énergies
fossiles (respectivement 36%, 33% et 16% pour le pétrole, le gaz naturel et le charbon), alors que 15% l’étaient
par des énergies renouvelables et le nucléaire [US EIA, 2016], d’où un mix énergétique fortement carboné. La
production d’électricité du pays présente le même profil (cf. graphique ci-après). La balance production/con-
sommation est par ailleurs déficitaire : en 2014, le RU a produit 336 TWh d’électricité mais en a consommé 360.
La place du nucléaire dans le mix énergétique anglais a
beaucoup évolué durant la seconde moitié du XXe siè-
cle [World Nuclear Association, oct. 2016]. Entre 1956 et
1971, 24 réacteurs de la filière graphite-gaz ont été con-
struits. Mais le secteur nucléaire britannique connaît en-
suite de nombreuses difficultés, et n’est plus considéré
comme compétitif face aux autres énergies, notamment
avec la découverte dans les années 70 des ressources en
gaz naturel de la mer du Nord. La situation est si compli-
quée que l’Etat renonce à privatiser les centrales dans
les années 90, avant finalement de décider de diviser
le parc en deux : les réacteurs les plus modernes sont
privatisés et deviennent propriété de British Energy
(rachetée en 2008 par EDF Energy, filiale britannique
du groupe français), tandis que les plus anciens reste-
nt dans le giron public, avant d’être transférés en 2005
à l’Autorité britannique de démantèlement nucléaire.
La difficulté pour le Royaume-Uni est d’assurer, dans un
avenir proche, son alimentation en électricité dans un
contexte où ses réserves naturelles facilement exploit-
ables s’épuisent, où plusieurs de ses réacteurs arrivent
en fin de vie, et où il est nécessaire d’évoluer vers des
énergies moins carbonées. En 2030, toutes les centrales
nucléaires du pays (excepté Sizewell B) et les centrales
à charbon auront fermé. Dans la prochaine décennie, le
Royaume-Uni perdra ainsi près de 60% de ses capaci-
tés de production d’électricité [World Nuclear Associa-
tion, déc. 2016]. Le défi à relever pour assurer une rela-
tive indépendance énergétique et une transition vers
un mix moins carboné est donc de taille, la loi Climate
Change Act de 2008 fixant une réduction de 80% des
émissions en 2050, par rapport au niveau de 1990. Ac-
tuellement, la production d’électricité est le secteur
le plus émetteur, avec 34% des émissions totales.

Articles
La sécurité de l’approvisionnement énergétique du
pays est un argument supplémentaire du nouveau pro-
gramme nucléaire, et sera repris par le Gouvernement
Cameron. Hinkley Point C est une pierre essentielle de
cette stratégie, et notamment la première étape de la
relance du nucléaire au Royaume-Uni [House of Com-
mons, oct. 2013]. Avec ses 3,2 GW de capacité, la nou-
velle centrale fournira environ 7% de l’électricité du
pays. Pour le gouvernement, Hinkley Point C répond
à l’ensemble des enjeux énergétiques du pays : « It
would reduce emissions by the equivalent of around
5% of the UK’s annual CO2
emissions from energy sup-
ply compared to unabated gas-fired generation. It
would increase energy security and resilience from
a safe, reliable, home-grown source of electricity, re-
A contre-courant de la politique menée à la fin des an-
nées 1990 et au début des années 2000 (en 2003, le gou-
vernement Blair avait rejeté cette solution, un Livre Blanc
concluant à la non rentabilité de l’option nucléaire : « Al-
though nuclear power produces no carbon dioxide, its
current economics make new nuclear build an unattract-
iveoptionandthereareimportantissuesofnuclearwaste
to be resolved. Against this background, we conclude it is
right to concentrate our efforts on energy efficiency and
renewables » [Department for Trade & Industry, 2003]),
le gouvernement britannique s’est rapidement posé à
nouveau la question du nucléaire. En 2006, un nouveau
Livreblancdel’Énergieenvisagelenucléairecommeune
opportunité pour la réalisation de cette transition. Ce re-
virementintervientaumomentoùlepaysdevientimpor-
tateur net d’hydrocarbures, les ressources naturelles na-
tionales ne pouvant suffire à satisfaire la consommation.
ducing electricity bills by around 10% compared to
a non-nuclear future » [E. Davey, 21 octobre 2013].
Unprojetstratégiquepourlafilièrenucléairefrançaise
L’implication du groupe français EDF fait aussi partie
de cette stratégie. Du point de vue britannique, le
leader du nucléaire en Europe devrait permettre au
Royaume-Uni d’amorcer ce virage assez serré de leur
politique énergétique de manière contrôlée. Outre
l’intérêt de la France de maintenir un fort partenariat
économique avec le Royaume-Uni, c’est l’avenir du
nucléaire français qui est en question. La filière est un
pilier de l’économie française : elle représente près
de 2% du PIB du pays. Son chiffre d’affaire s’étend

Promotion 2015Articles
à 46 Mds € dont 5,6 à l’export et le secteur emploie
directement et indirectement aujourd’hui près de
410 000 personnes en France [PERCEBOIS, 2016]. Le
marché du nucléaire français est néanmoins saturé,
puisque plus de 75% de l’électricité hexagonale est
produite à partir de cette énergie et que la loi TECV
d’août 2015, dont les objectifs ont été entérinés par
le gouvernement actuel, prévoit d’abaisser la part du
nucléaire à 50% de la production électrique du pays
d’ici 2025. Il est donc primordial pour la filière nuclé-
aire française, si elle souhaite continuer à se dévelop-
per, et donc pour EDF, de se tourner vers l’étranger.
EDF a ainsi adopté une stratégie de développement
à l’étranger de sa filière nucléaire, notamment pour
pallier cette « saturation » du marché français. En
2012, l’entreprise a réalisé un chiffre d’affaires de
72,7 Mds €, dont 60% en France et 40% à l’étranger,
dont la majorité sur le continent européen, même si
le groupe tente d’exporter son expertise nucléaire à
l’international et notamment en Chine. Responsable
de l’intégralité des activités transverses à la réalisa-
tion des chaudières nucléaires et du système de con-
trôle-commande de HP-C, AREVA NP, filiale d’AREVA
aujourd’hui en cours de rachat par EDF, défend égale-
ment un enjeu de positionnement à l’international.
Dans un contexte de forte concurrence, AREVA per-
met à la filière nucléaire française d’être présente sur
tous les secteurs de la chaîne. La réussite du projet
de Hinkley Point C doit permettre de crédibiliser et
d’exporter plus largement la technologie EPR. Le
rapport de l’Assemblée Nationale du 13 juillet 2016
sur la situation du groupe EDF et de la filière nuclé-
aire soulignait ainsi que « la réalisation du projet
d’Hinkley Point C est sans doute la dernière occa-
sion pour EDF de restaurer la notoriété de l’industrie
française nucléaire à l’international et gagner de
nouvelles parts de marché sur un marché forte-
ment concurrentiel » [Assemblée Nationale, 2016].
Quel prix de l’électricité ?
L’accord pour la construction de 2 nouveaux réacteurs
d’une puissance de 1 630 MW chacun à Hinkley Point,
constituant la tranche C, est annoncé début 2013. Pre-
mier réacteur britannique depuis 1988, Hinkley Point C
devrait produire 26TWh/an, soit l’équivalent de la con-
sommationde6millionsdefoyers.Laduréed’exploitation
programmée est de 60 ans. Les coûts de la construction
de la centrale annoncés par EDF en 2013 étaient de
19 Mds €. En juillet 2017, EDF réévalue le coût du projet
à 22,3 Mds € [The Guardian, 2017]. Dès 2014, la Commis-
sion Européenne les avait elle réévalués à 31,2 Mds €,
et estimait les coûts d’investissement totaux à 43 Mds €.
Depuis plusieurs années, la politique britannique de
soutien aux énergies faiblement carbonées passait par
les « Renewable Obligations », qui permettaient aux pro-
jets de production d’énergies renouvelables d’obtenir
un tarif garanti. L’Energy Act de 2016 remplace ce sys-
tème par les « Contracts for difference » (CfD). Un prix
de référence, appelé « strike price » est fixé. Quand
le prix de l’électricité sur le marché est plus faible que
ce strike price, le gouvernement britannique verse la
différence à l’exploitant. A l’inverse, quand le prix du
marché est supérieur, c’est l’exploitant qui reverse la
différence au gouvernement. Au-delà des projets de
production d’EnR, les projets de nouvelles centrales
nucléaires sont également éligibles à ce mécanisme
de soutien. La loi prévoyait également que des « early
CfD » puissent être signés, avant même l’entrée en vi-
gueur du nouveau régime, afin de permettre aux projets
prêts à démarrer de se lancer. Hinkley Point C a béné-
ficié de cette possibilité et EDF dispose ainsi d’un CfD
sur 35 ans, soit 60% de la durée de vie de la centrale.
Or, cet accord va à l’encontre des engagements qui
avaient été pris par le gouvernement Blair, et nourrit la
critique selon laquelle aucune nouvelle centrale nuclé-
aire ne peut être mise en service sans subventionnement
public [THOMAS, 2016]. Le gouvernement Blair avait, en
effet, déclaré qu’aucun soutien financier ne serait appor-
té à d’éventuelles futures centrales nucléaires, un argu-
ment répété par le gouvernement Cameron, avant d’être
abandonné en octobre 2015 : « Nuclear power will bring
energy and financial benefits to the UK.The Government
confirms that it is not continuing the ‘no public subsidy
policy’of the previous administration » [DECC, oct. 2015].
Le strike price fixé pour Hinkley Point C est de 89.50£/
MWh (en £ 2012), indexé sur l’inflation. Une part complé-
mentaire de 3£/MWh est prévue dans le cas où les « first
of a kind costs » (les coûts nécessairement plus élevés
engendrés par le 1er prototype d’une nouvelle tech-
nologie – ici l’EPR au Royaume-Uni) ne pourraient être
partagés avec Sizewell C, dans le cas où cet autre projet
ne se ferait pas [House of Commons, oct.2013]. Le strike
price total serait alors de 92.50£/MWh, soit 108€/MWh
(en £ et € 2012). Ce prix, qui est la variable essentielle
d’un CfD, fait débat. Il est, en effet, égal à plus du double
de la moyenne observée sur le marché de l’électricité
de gros en 2014 et 2015 [THOMAS, 2016]. En 2015 et
durant le premier semestre 2016, le prix de l’électricité
sur le marché de gros était inférieur à 50£/MWh.

Promotion 2015
Un prix garanti qui pourrait engendrer un surcoût pour
le consommateur britannique de 30 Mds £, ce que dé-
nonce le contrôleur des comptes britanniques dans
un rapport de juin 2017 : « Le ministère de l’Energie
a engagé les consommateurs d’électricité et con-
tribuables britanniques sur un accord onéreux et ris-
qué dans un marché changeant de l’énergie. L’avenir
nous dira si cet accord est rentable, mais on ne peut
pas dire que le ministère ait mis toutes les chances
de son côté pour que ce soit le cas » [Capital, 2017].
Enfin, les coûts induits par la garantie d’emprunt ac-
cordée par le gouvernement seraient a priori offerts
à EDF. Dans le cas où EDF échouerait à rembourser
ses dettes, ce seront donc les contribuables britan-
niques qui paieraient la facture [THOMAS, 2016].
La position de l’UE
Si la définition du mix énergétique est une compé-
tence nationale, l’Union Européenne doit s’assurer
que, lorsque de l’argent public est alloué à des entre-
prises privées dans le cadre de projets énergétiques,
cela ne soit pas contraire aux règles de la concurrence.
Dans le cas d’Hinkley Point C, le gouvernement bri-
tannique a invoqué l’existence d’une défaillance du
marché pour justifier l’ampleur de son intervention.
Après plusieurs modifications demandées par la Com-
mission Européenne, l’accord final de l’UE a été ob-
tenu en octobre 2014. La Commission a notamment
imposé un partage plus équitable des gains éventuels
du projet : les profits globaux, calculés sur l’ensemble
de la durée de vie du projet et non seulement sur les
35 ans du CfD, devront être partagés avec l’Etat britan-
nique. Concrètement, si le retour sur investissement
est supérieur à 11,4%, c’est-à-dire aux prévisions d’EDF,
l’Etat récupérera 30% de ces profits. Au-delà de 13,5%,
cette part monte à 60% [LACONDE, 2016]. Les gains
potentiels dans le cas où la construction coûterait
moins cher que prévu devront aussi être partagés.
Cette décision constitue un précédent pour les pays
de l’UE, dans la mesure où c’est la première fois qu’une
centrale nucléaire est autorisée à recevoir des aides
d’état. Du fait des répercussions potentielles de celle-
ci (altération de la compétitivité d’autres énergies), le
Luxembourg et l’Autriche ont attaqué cette décision.
Le référendum de 2016 a peu changé les choses : si le
Brexit simplifie dans tous les cas la tâche du gouverne-
ment britannique, qui n’a plus besoin de l’aval de Brux-
elles, la décision de l’Union Européenne pourrait faire
jurisprudence et ouvrir la voie à de nouveaux projets
nucléaires, subventionnés par des mécanismes publics.
Un projet risqué
Porté à l’origine par un consortium impliquant Centri-
ca et AREVA aux côtés d’EDF, le projet a subi plusieurs
défections. En octobre 2013, grâce à la signature d’un
accord de coopération sur le nucléaire civil entre les
gouvernements britannique et chinois (Memorandum
of Understanding on civil nuclear cooperation), deux
compagnies chinoises, General Nuclear Corporation
(CGN) et China National Nuclear Corporation (CNNC),
sont autorisées à entrer au capital de NNBG, l’entreprise
créée par EDF pour porter la construction de centrales
nucléaires au Royaume-Uni, tout en restant minori-
taires. À la suite des profondes difficultés économiques
rencontrées par AREVA, qui doit de fait sortir du con-
sortium en octobre 2015 (une partie de l’entreprise
étant reprise directement par EDF), EDF augmente sa
participation à 66,5%, tandis que CGN se retrouve avec
33,5% des parts. CNNC n’est plus mentionnée, bien que
l’entrepriseassureêtretoujourspartieprenante[THOM-
AS, 2016]. Cela implique pour l’entreprise française de
Prix de l’électricité sur le marché de gros au Royaume-Uni entre 2011 et 2016, en £/MWh
Source : Energy Solutions

Promotion 2015
consolider son investissement par intégration globale,
alors même que la valeur d’EDF en bourse est inférieure
au montant du projet. Le 15 septembre 2016, le gou-
vernement May donne son accord final à la réalisation
du projet (l’accord final du Conseil d’Administration
d’EDF ayant été donné en juillet 2016), sous réserve
qu’EDF s’engage à ne pas céder ses parts de NNBG
lors de la phase de construction, sans accord préal-
able du gouvernement [World Nuclear News, 2016].
En 2013, lors de l’annonce de l’accord initial entre le
gouvernement britannique et EDF, l’entreprise fran-
çaise avait annoncé que l’injection de la production de
HP-C sur le réseau se ferait en 2023. Cette date a ensuite
été repoussée à 2025, avant qu’EDF reconnaisse à l’été
2016 qu’elle n’était pas sûre de pouvoir tenir cet objec-
tif [THOMAS, 2016]. En juillet 2017, EDF annonce que
la mise en service se ferait vraisemblablement début
2027 [The Guardian, 2017]. Or, le strike price du CfD n’est
garanti que si Hinkley Point C est livré et injecte sur le
réseau britannique avant une certaine date, restée con-
fidentielle. Au-delà de celle-ci, le gouvernement peut
annuler le CfD [LACONDE, 2016], ce qui représente un
énorme risque pour EDF, au regard des coûts engagés.
Hinkley Point C est aussi un projet à risque parce qu’il
vient alourdir les dépenses d’investissements d’EDF, très
fortement sollicitées (reprise d’Areva NP, grand caré-
nage du parc nucléaire français, etc.), alors même que la
dette de l’entreprise s’élevait à 37 Mds € fin 2015 [Capi-
tal, 2016]. La Cour des Comptes a souligné cette situa-
tion dans son rapport paru en mars 2016, qui porte sur
la stratégie internationale d’EDF entre 2009 et 2014.
Au sein même de l’entreprise, la pertinence de la réalisa-
tion de Hinkley Point, au regard de la situation, fait dé-
bat. En mars 2016, le directeur financier d’EDF, Thomas
Piquemal, démissionne, afin de ne pas « cautionner une
décision qui pourrait amener EDF à se trouver, un jour,
dans la situation d’Areva ». Il dénoncera lors de son audi-
tion devant l’Assemblée Nationale, en mai 2016, un pro-
jetquiamèneEDFà«parier60ou70%desonpatrimoine
sur une technologie dont on ne sait toujours pas si elle
fonctionne, alors que cela fait 10 ans qu’on essaye de la
construire » [Assemblée Nationale, 2016]. Ce risque est
également mesuré par les agences de notation, notam-
ment Moody’s, qui a dégradé la note d’EDF en mai 2016,
puis à nouveau en septembre à la suitede l’accord défini-
tifpourlaréalisationdeHinkleyPointC[BONDAIN,2016].
En cas de difficultés avérées, ce projet complexe ris-
que donc d’avoir des impacts non négligeables sur
l’indépendance et la sécurité énergétique du Royaume-
Uni, sur les finances de l’Etat britannique et d’EDF, mais
aussi sur l’avenir du nucléaire ou du moins de l’EPR en
Europe, voire au-delà. Le succès du projet conditionne,
en effet, la crédibilisation de l’EPR développé par AREVA.
Bien placé sur le marché européen malgré les déboires
finlandais, l’EPR pourrait s’exporter ailleurs, comme en
Asie. Mais dans le cas d’un nouvel épisode du type Fla-
manville, cela pourrait au contraire décrédibiliser défini-
tivementlafilièrenucléairefrançaise.Auregarddelacom-
plexité du projet, le risque est grand, mais les montants
investis et les engagements pris semblent rendre impos-
sible toute marche arrière : il faut continuer, et réussir.
Apolline FAURE
Sources :
• J. ALDRED & N. STARKEY, « Nuclear power in the UK – A history », The Guardian, 21 Octobre 2013
• ASSEMBLEE NATIONALE, Rapport d’information sur la situation du groupe Électricité de France et de la filière nucléaire, Juillet 2016, 68p.
• ASSEMBLEE NATIONALE, « Audition de M. Thomas Piquemal, ex-directeur financier d’Electricité de France », Commission des affaires économiques, compte-rendu n°73, 4 mai 2016
• M. BAILONI, « Les évolutions du modèle énergétique britannique face aux enjeux géopolitiques internes », VertigO - la revue électronique en sciences de l’environnement, Volume 14, Décembre 2014
• A. BONDAIN, « Pour Moody’s, Hinkley Point C dégrade le profil de risque d’EDF », Boursier.com, Septembre 2016
• CAPITAL, « Démission du directeur financier d’EDF, la survie de l’électricien en question », 7 Mars 2016
• CAPITAL, « HINKLEY POINT C: FACTURE GONFLÉE DE 30 MILLIARDS DE LIVRES POUR LE CLIENT », 23 Juin 2017
• COUR DES COMPTES, Rapport sur la Stratégie internationale d’EDF, Mars 2016, 75p.
• E. DAVEY, Oral statement to Parliament « Agreement reached on new nuclear power station at Hinkley », Department of Energy & Climate Change and The Rt Hon Edward Davey, 21 Octobre 2013,
House of Commons, Londres
• DEPARTMENT OF ENERGY & CLIMATE CHANGE (DECC), Supply and consumption of electricy, Décembre 2016
• DEPARTMENT FOR TRADE & INDUSTRY, Energy White Paper – Our energy future : creating a low-carbon economy, Février 2003, 142p.
• ENERGY SOLUTIONS, « Historical Electricity Prices », www.energybrokers.co.uk/electricity/historic-price-data-graph.htm
• EUROPEAN COMMISSION, Press realease, « State aid: Commission concludes modified UK measures for Hinkley Point nuclear power plant are compatible with EU rules », 8 octobre 2014, Brux-
elles
• HER MAJESTY’S GOVERNMENT, Nuclear industrial strategy The UK’s nuclear future, 2013, 91p.
• HOUSE OF COMMONS, Nuclear Power, P. RICHARDS, M. FELL & P. BOLTON, Octobre 2013, 11 p.
• HOUSE OF COMMONS, Nuclear Energy Statistics, Paul BOLTON, Septembre 2013, 13 p.
• HOUSE OF COMMONS, Sixth Report : Building New Nuclear : the challenges ahead, Energy and Climate Change Committee, 2013,
• T. LACONDE, « Comprendre le contract for difference et le montage financier du projet nucléaire d’Hinkley », Energie & Développement [en ligne], 25 Juillet 2016
• J. PERCEBOIS, Pétrole gaz naturel nucléaire et charbon, marchés et prix. CREDEN Université de Montpellier, Novembre 2016, 342p.
• S. THOMAS, « The Hinkley Point decision : An analysis of the policy process », Energy Policy, Volume 96, Septembre 2016, pp. 421-431
• A. VAUGHAN, « Hinkley Point C is £1.5bn over budget and a year behind schedule, EDF admits », The Guardian, 3 Juillet 2017
• WOLRD NUCLEAR ASSOCIATION, Nuclear Power in the United Kingdom, Décembre 2016 http://www.world-nuclear.org/information-library/country-profiles/countries-t-z/united-kingdom.aspx
D’après « Hinkley Point C : de l’indépendance énergétique du Royaume-Uni à l’avenir de la filière nucléaire française »,
FAURE Apolline & ORLANDO Geoffrey, Janvier 2017

Le système énergétique Chinois : un cadre
amené à évoluer
Contexte général
La Chine, avec ses 1,4 milliard d’habitants en
2015, a affiché entre 2000 et 2011 un taux moy-
en de croissance de 10% qui depuis ralentit tout
doucement pour atteindre 6,9 % en 2015. [1]
Sur le plan énergétique global, la Chine est le premier
producteur (18,8%) et consommateur (22,3%) mondial
en énergie primaire. Elle a consommé au total 23,8%
de la production mondiale d’électricité en 2014. [2]
Concernant les gaz à effet de serre, le pays affiche 28,2%
des émissions totales, devant les USA (16%). Cepen-
dant, ramené au nombre d’habitants l’indicateur affiche
6,66 tCO2
/habitant soit 2 tonnes de plus que la moy-
enne mondiale, mais 10 tonnes de moins qu’un Améric-
ain ; à noter, le français moyen émet 4,32 t de CO2
par an.
Ces rejets dans l’atmosphère sont notamment dus
aux moyens de production, à savoir les centrales
à charbon. 1er producteur, 1er importateur et 1er
consommateur (50,6% du total mondial), elle a ex-
trait 89% de ses besoins en charbon en 2016. [3]
A l’image du ralentissement de sa croissance, ses émis-
sions décroissent avec une diminution de 0,8% en
2014, de 2,1% en 2015 et 1,6% pour l’année 2016.
Le nucléaire prend une part de plus en plus impor-
tante dans le mix énergétique chinois, représent-
ant 3,6% de l’électricité produite en 2016. La Chine
est ainsi passée en 5 ans de la 9ème à la 3ème
place dans la production d’énergie atomique. Elle
est aussi numéro 1 en ce qui concerne la construc-
tion de nouveaux réacteurs avec 20 réacteurs en
cours, soit 20,9 GW [6], qui viendront s’ajouter aux
32,4 GW de capacité nucléaire déjà installée, répar-
tie sur 37 réacteurs implantés sur 12 sites distincts.
Bien qu’il y ait eu un gel des projets nucléaires en-
tre mai 2011 et octobre 2012 suite à la catastro-
phe de Fukishima, les projets ont depuis repris leur
cours. [7] L’objectif du pays est d’atteindre les 58 GW
à l’horizon 2020 et un déploiement massif pour ar-
river par la suite entre 150 et 200 GW en 2030. [9]
Côté énergies renouvelables, la Chine ambitionne à
l’horizon 2020 qu’elles atteignent une part supérieure
à 15% de son mix énergétique. Pour atteindre cet ob-
jectif, 65 milliards de dollars ont été injectés en 2012
par les entreprises chinoises dans des projets EnR. Il
est inscrit dans le plan quinquennal 2011-2015 que
plus de 450 Mds $ seraient investis dans les EnR. [5]
Si l’on regarde plus dans le détail, on peut noter
une véritable explosion de la production EnR sur
les dernières années (cf. le graphique ci-dessous),
avec cependant une large prédominance pour
l’éolien. Il est à noter que 90% des panneaux pho-
tovoltaïques produits en Chine sont exportés. Le
gouvernement a d’ailleurs décidé de rendre pri-
oritaire les commandes émanant du pays. [10]
Production nette d’électricité renouvelable hors hydro en Chine, 1990-2011
Source : Agence internationale de l’énergie

En 2015, un rapport issu du centre énergétique de l’institut de recherche national sur l’énergie renouvelable, rat-
taché au gouvernement chinois dans la commission nationale du développement et de la réforme, indique une
possible pénétration des EnR à hauteur de 85% en électricité avec en complément 6% de nucléaire et 9% de
fossile. Une des hypothèses serait une forte augmentation des équipements électriques (véhicules électriques,
chauffage électrique…) faisant passer le taux d’électrification passant de 22% à 62%, avec un pic de consom-
mation en 2025 et réduit par 3 en 2050 [11]. Autres conséquences notables, le prix de l’électricité en 2050 se-
rait 8% moins élevé que celui de 2010 et l’emploi dans le secteur des EnR serait supérieur à 12 millions de tra-
vailleurs en 2050, comparativement à 17 millions en 2010 sur tout l’ensemble du secteur énergétique. [12]
Le tableau ci-dessous présente un récapitulatif des éléments évoqués précédemment. [3] [4]

La Chine produit approximativement 75% de son
électricité avec le charbon et quelques pourcents
avec du gaz naturel. Sur les 820 GW de capacité
fossile installée 80 GW ont été fermés entre 2005
et 2010. Il s’agit des usines les plus petites et les
plus polluantes. Il est aujourd’hui interdit de con-
struire de nouvelles centrales de production char-
bon autour des villes les plus peuplées : Guang-
zhou, Shanghai et Pékin. Dans cette dernière ville,
toutes les centrales à charbon ont été remplacées
par des centrales à gaz. Une étude prospective de
l’AIE anticipe une augmentation de la puissance
des centrales à charbon de 450 GW d’ici 2040. [5]
En comparaison, l’Allemagne consom-
me 4% de ce qu’utilise la Chine en charbon.
Cependant, ramené au nombre d’habitant
l’Allemagne se trouve aux alentours de 1 tep/
hab alors que la Chine est à 1,5 tep/hab. [1]
Autre indicateur intéressant, pratiquement
50% du charbon consommé par la Chine sert
à produire de l’électricité et 45% sert directe-
ment dans l’industrie (cimenteries et sidérur-
gie). Toujours d’après l’AIE, en 2040, 57% du char-
bon consommé sera transformé en énergie. [1]
Source : [2]
À titre comparatif, la Chine produit
10 fois plus d’électricité que la France
avec une population 20 fois supérieure.
Entre 2005 et 2013, la puissance installée en
Chine a presque doublé passant de 524 GW à
1 145 GW. Les études prospectives pour 2040
prévoient des besoins allant jusqu’à 2250 GW. [5]
A partir de 2002, le State Power Corporation
(SPC), équivalent d’EDF en France, a dû se seg-
menter sous l’impulsion du gouvernement en
sous-secteurs de production, transport et ser-
vices. Aujourd’hui cinq compagnies publiques se
répartissent 50% de la production et le reste est
tenu par des producteurs indépendants. On note
aussi une ouverture des investissements prove-
nant de l’étranger qui restent toutefois limités. [5]
Les actifs de transport et de distribution ont été
divisés en deux entreprises, une contrôlant le
Nord et l’autre le Sud du pays. La State Electric-
ity Regulatory Commission (SERC), équivalent de
la CRE, veille au respect et à l’application des lois
dans le secteur électrique. (2013 NEA). Par ail-
leurs, il y a une forte volonté de développer des
projets d’interconnexions et de smart-grids. [5]
Le dispatch Chinois
Le système de dispatch des moyens de produc-
tion en temps réel pour garantir l’équilibre du ré-
seau électrique Chinois a des principes de fonc-
tionnement différents de ceux en Europe ou aux
Etats-Unis. L’appel des différents moyens de pro-
duction ne se fait pas sur un critère économique
mais sur une programmation définie longtemps à
l’avance en nombre d’heures de fonctionnement
de chaque centrale. Certains inconvénients sont
pointés du doigt : un ralentissement de la péné-

tration d’EnR, une utilisation de centrales (princi-
palement à charbon) moins efficaces ainsi qu’une
introduction de biais importants dans la concur-
rence entre les différents types de production.
Ce système a été mis en place car la Chine histo-
riquement n’avait que deux moyens de production
à savoir, charbon et hydraulique. La consommation
de charbon était simplement déterminée autour des
prévisions de productions hydrauliques et les gé-
nérateurs étaient plutôt homogènes donc il exista-
it peu de distorsions entre les différents sites. Afin
d’assurer un renouvèlement pertinent des installa-
tions, des tarifs de rachat de l’électricité ont été dé-
cidés en Yuans par kWh. Afin que chaque centrale ait
la possibilité d’avoir un retour sur investissement,
les heures de fonctionnement ont été distribuées
à parts égales entre les différents moyens de pro-
duction du même type via une planification pluri-
annuelle. Au début du 21ème siècle, de nouveaux
moyens de production se sont installés sur le réseau
(nucléaire, éolien, gaz naturel ainsi que de nouvelles
technologies au charbon). Au fur et à mesure, les
faiblesses de l’approche planifiée sont devenues
de plus en plus flagrantes. Comme par exemple des
centrales au charbon plus récentes et efficaces utili-
sées de façon similaire à des centrales plus vétustes
et moins rentables. En 2002, des réformes ont été
initiées puis abandonnées notamment à cause de la
croissance très forte à l’époque. En 2006, les sites de
production peuvent acheter et revendre leurs quo-
tas de production. De ce fait, les sites les plus per-
formants ont eu tendance à racheter ceux des moins
efficaces. Cependant, ces dispositifs sont restés limi-
tés aux centrales thermiques et avec une certaine
amplitude (de l’ordre de quelques pourcents) [13].
A partir de 2007, l’état commence à établir des plans
de dispatch un peu plus poussés dans une démarche
« energy-efficient » pour quelques régions du pays.
Autre annonce importante cette année, l’Etat impose
un rachat systématique de l’énergie produite de fa-
çon renouvelable partout dans le pays. Cependant, au
regard du développement de ces énergies, cette ré-
forme n’a pas eu un grand impact à ce moment-là. [14]
En 2010, le plan est étendu à tout le Sud du
pays. Cependant, cela reste des optimisa-
tions locales et programmées par des agents
politiques et non strictement économiques.
Ces dernières années, de nombreux articles sci-
entifiques sont venus souligner qu’il serait néces-
saire d’établir un principe d’équilibrage local, qui
subventionnerait l’énergie propre importée ou
les centrales à charbon permettant d’équilibrer
localement la production variable des EnR.
On peut également noter la mise en place de
marché de gros dans certaines régions pilotes
ce qui représente un changement radical dans le
mode de fonctionnement du système électrique
chinois. Ces marchés ont un cadre global défini,
avec cependant certaines flexibilités. On y retrouve
des accords à longs termes et des mécanismes
d’équilibrages à courts termes (comme le marché
spot) [14]. Dans les régions concernées, les pro-
ducteurs pourront directement contracter avec des
industriels, par exemple, avec des tarifs plus inté-
ressants que ceux proposés actuellement. Le gou-
vernement s’attend à lâcher la main progressive-
ment, jusqu’à ce que tous les contrats soient en
concurrence afin de réduire les coûts au maximum.
Pour conclure, les réformes liées au dispatch de
l’électricité sont fondamentales pour parvenir à un
meilleur optimum énergétique, environnemen-
tal et économique. Bien que des démarches soi-
ent en cours, il reste certains obstacles comme :
• la subvention de l’énergie carbonée (possi-
bilité de passer en marché de capacité et non plus
uniquement en énergie).
• le choix d’un ordre de dispatch, le merit or-
der ayant aussi ses faiblesses. Des réflexions sont en
cours pour trouver un système qui peut s’adapter au
cas chinois.
• le bon équilibre entre la planification notam-
ment avec les enjeux environnementaux et la con-
currence pure et parfaite.
• les échanges interrégionaux qui s’apparentent
à notre échelle comme des échanges transfrontaliers
entre pays.

Quentin SOUVESTRE
Sources :
• [1] FMI, Perspectives de l’économie mondiale, Une croissance trop faible depuis trop longtemps. Avril 2016
• [2] China : Balances for 2014 , Agence internationale de l’énergie, 21 aout 2017
• [3] Key World Energy Statistics 2016 , Agence internationale de l’énergie, 2016.
• [4] China : Electricity and Heat for 2014, Agence internationale de l’énergie, 21 aout 2017.
• [5] Country analysis brief China, Agence internationale de l’énergie, feb. 2014.
• [6] People’s republic of China; Agence internationale de l’énergie, 21 aout 2017
• [7] Reprise des projets nucléaires - article de l’Ambassade de France du 02 novembre 2012
• [8] Nucléaire : La Chine assouplit sa position et autorise de nouveaux réacteurs, dépêche de l’agence Reuters publiée dans le journal
20 minutes du 24 octobre 2012
• [9] La Chine relance ses projets nucléaires, Les Échos, 12 mars 2015
• [10] Le soutien à la filière solaire doublé, greenetvert.fr consulté le 22 aout 2017
• [11] La Chine pourrait être alimentée majoritairement à l’énergie renouvelable d’ici 2050, UNFCCC, 23 avril 2015
• [12] CHINA 2050 High Renewable Energy Penetration Scenario and Roadmap Study, Resources for the Future (RFF), 20 avril 2015.
• [13] Par exemple entre 2007 et 2011, les échanges réalisés ont représenté entre 2% et 5% de la production total. Kahrl, F., & Wang, X.
(2014). Integrating Renewable Energy Into Power Systems in China: A Technical Primer— Power System Operations. Beijing: The
Regulatory Assistance Project. Retrieved: http://www.raponline.org/document/download/id/7459
• 14] National Energy Administration. Basic Rules for Electricity Market Operations, 2015, December.
Champ de panneaux solaires dans le nord-ouest de la Chine
Source : l’express, l’Expansion

Blockchain for energy
La blockchain, une chance pour le secteur de l’énergie ?
La constante progression de l’autoconsommation dans les foyers français associée au développement des compt-
eurs intelligents, l’intérêt croissant pour les systèmes électriques décentralisés intelligents (smart grids) et la ques-
tion de la sécurité dans les échanges de données font envisager les échanges Peer-to-Peer de type blockchain
comme une technologie d’avenir dans le domaine de l’énergie. Quels sont les atouts et les limites de cette technol-
ogie ? Quels bouleversements sa configuration apporterait-t-elle au système énergétique tel qu’il est aujourd’hui ?
La blockchain, kézako ?
Créée en 2008 avec la monnaie virtuelle bitcoin, la blockchain est par essence un procédé de stockage et de
transmission d’informations. Cette technologie permet, sans l’intervention d’un organe central de contrôle,
d’effectuer des transactions de manière directe, de pair à pair. Il peut s’agir de transferts d’argent, d’actions ou
de tout autre type d’actifs. Le terme « jeton » est employé pour désigner la donnée échangée. Toute transaction
entre pairs est soumise à la vérification et à la validation par les mineurs qui sont des acteurs du réseau et for-
ment les nœuds de ce dernier. Les mineurs se chargent de valider les blocs de transactions qui sont ensuite acces-
sibles à tous les ordinateurs du réseau. Une blockchain constitue donc une base de données dans laquelle sont
répertoriées l’ensemble des transactions successives effectuées entre les différents utilisateurs depuis sa création.
Trois caractéristiques majeures sont à retenir pour une
blockchain : sa transparence, l’absence d’organes de
contrôle, et sa sécurisation. La transparence tient au fait
que l’ensemble des transactions effectuées sont acces-
sibles et consultables. De l’initiation d’une transaction
à son achèvement, aucun intermédiaire de contrôle
(banque, plateforme commerciale) n’est requis. Les
nœuds du réseau font office de témoins et possèdent
chacun au terme de l’échange une preuve de celui-ci
stockée directement sur leur ordinateur. La sécurité aut-
our du protocole blockchain est relative à plusieurs élé-
ments. Au protocole de connexion d’abord qui repose
sur un couple clé publique/clé privée, à la procédure de
validation ensuite du fait que les mineurs effectuent une
Déroulement d’une transaction dans un blockchain
validation non pas transaction par transaction mais bloc
par bloc. Enfin, la réplication massive de la preuve de
transaction rend quasi impossible sa suppression com-
plète. Il existe aujourd’hui deux types de blockchains :
• les blockchains publiques accessibles à tous et
basées sur l’utilisation d’une crypto-monnaie servant à
rémunérer leurs membres pour la puissance de calcul al-
louée à la validation d’une transaction. La plus connue
est la blockchain Bitcoin dont la crypto-monnaie asso-
ciée est le bitcoin. L’opération de validation d’un bloc de
transactionpasseparlarésolutiondeproblèmesalgorith-
miques très lourds garantissant sa sécurité. Pour Bitcoin,
ceprocessusdureunedizainedeminutesetlablockchain

Promotion 2015
Promotion 2015Promotion 2015Articles
dispose d’une puissance de calcul aujourd’hui égale à
environ 400 fois celle de Google. Le cours de la crypto-
monnaie s’élève aujourd’hui à plus de 4 000 dollars.
• D’autres blockchains dites privées ont un
mode de fonctionnement différent. Elles ont tout
d’abord un nombre limité d’acteurs et la valida-
tion des transactions est confiée à un nombre re-
streint et choisi de participants au réseau. Leur ac-
cès en lecture peut être public ou privé lui aussi.
La plupart des blockchains visent aujourd’hui une
désintermédiation des transactions ayant pour but
de réduire voire supprimer les taux de commis-
sion arbitraires fixés par les plateformes numériques.
Exemples de taux de commission de plateformes numériques
L’intérêt croissant pour les blockchains est aujourd’hui
lié à deux éléments à fort potentiel dans la création de
relations de pair à pair : les smart contracts et les DAO
(Decentraliezd Autonomous Organization). Les smart
contracts sont, comme leur nom l’indique, des pro-
grammes autonomes intelligents qui exécutent au-
tomatiquement des conditions définies au préalable. Ils
présentent la garantie que les termes du contrat tels que
définis ne pourront être modifiés en cours d’exécution.
Ils offrent également une rapidité d’exécution, une meil-
leure efficacité, et suppriment les problèmes d’aléa mor-
al. La start-up Slock.it se veut la « future infrastructure de
l’économie collaborative » et entend permettre la loca-
tion, la vente et le partage de n’importe quel objet sans
intermédiaire. Elle explore aujourd’hui des pistes pour
des « Uber-killer », où les chauffeurs seront rémunérés di-
rectement, et des « Airbnb-killer », sur le même principe.
Une DAO est « un programme fonctionnant sur la block-
chainquifournitdesrèglesdefonctionnementetdegou-
vernance à la fois transparentes et immuables, à destina-
tiond’unecommunautés’organisantautourd’unobjectif
commun».Iloffrelapossibilitédedécidercollectivement
de financer des projets ou non, et il exclut de faire confi-
ance à qui que ce soit, réduisant ainsi le risque de corrup-
tion car tout est dans le code, auditable par chacun com-
me le souligne Stephan Tudal, cofondateur de Slock.it.
Quelles applications pour l’énergie ?
Aujourd’hui, le cours de l’électricité se fixe sur les
marchés de gros et les banques servent de plateformes
pour les échanges financiers. L’introduction de la block-
chain dans l’énergie vise principalement une décen-
tralisation de la fourniture d’énergie et des transactions
directement entre les prosommateurs ou les systèmes,
sans l’intervention d’un régulateur central. Elle porte
les prémices d’une ère où les consommateurs et les
compagnies d’électricité produiraient et vendraient de
l’électricité et où le réseau électrique deviendrait plus
flexible. Grace aux « smart contracts », il est possible de
déclencher automatiquement des transactions dès lors
que les conditions spécifiées sont vérifiées. On pourrait
par exemple penser à une transaction qui se déclench-
erait automatiquement en cas de surplus de production
pour stocker l’énergie dans une batterie. Et inversement,
une batterie injecterait de l’énergie sur le réseau en cas
de pénurie. Les smart contracts serviraient ainsi dans
l’équilibrage offre-demande et aussi dans le cadre des
centrales électriques virtuelles. La réplication des don-

Fonctionnement du l’expérimentation TransactiveGrid
Source : Atlante.fr
nées de transaction sur l’ensemble des nœuds du réseau
permet notamment de garder une preuve inviolable
qui ouvre la voie à la vérification automatique des ga-
ranties d’origine renouvelable et des permis d’émission.
Avec le développement de l’IoT (Internet of Things) et
des objets connectés, la blockchain pourrait aussi ser-
vir d’interface pour la transmission des données et le
stockage des informations. D’autres applications sont
également envisagées dans la mobilité électrique où la
blockchain permettrait de lutter entre autres contre la
forte diversité de prix au niveau des bornes de recharge.
Différents projets pilotes basés sur la technologie sont
aujourd’hui à l’essai. A Brooklyn, le projet « Brooklyn Mi-
crogrid » développé par TransactiveGrid (joint-venture
entre LO3 Energy et ConsenSys) teste l’impact de la tech-
nologie blockchain sur les ventes d’électricité d’origine
photovoltaïque. Depuis avril 2016, une expérimentation
regroupe 10 maisons dont 5 sont productrices d’énergie
photovoltaïque qu’elles vendent à 5 maisons consom-
matrices. Cette expérimentation a pour objectif de dé-
peindre le fonctionnement de mini communautés én-
ergétiques où les citoyens sont les acteurs principaux.
Plus besoin de transporter l’électricité sur de longues
distances, l’énergie consommée provient d’une maison
située à proximité. Cette expérimentation met en œuvre
des capteurs intelligents enregistrant à chaque instant la
quantité d’énergie produite et consommée par chaque
utilisateur. En cas de surplus pour les maisons productri-
ces, les smart contracts peuvent déclencher la vente vers
les maisons consommatrices et toutes les transactions
sont enregistrées sur le réseau de la blockchain Ethere-
um. Le paiement se fait sous la forme de « jetons énergé-
tiques ». Si aujourd’hui l’achat par les consommateurs est
géré manuellement, le projet vise à terme l’introduction
d’une application permettant aux vendeurs de décid-
er du prix auquel ils souhaitent vendre leur électricité.
Il envisage également la création d’une DAO formée
par l’ensemble de la communauté. Le projet suscite un
fort engouement et 130 maisons se sont enregistrées
pour pouvoir participer aux futures expérimentations.
L’entreprise de production et distribution d’électricité
suédoise Vattenfall a annoncé en juin 2016 le lance-
ment de la start-up Powerpees aux Pays-Bas. Les ac-
tivités de la start-up répondent au besoin des con-
sommateurs d’avoir une plus grande transparence et
une maîtrise sur la provenance de l’énergie qu’ils con-
somment. Ils veulent, par exemple, avoir la possibilité
de choisir d’acheter l’électricité chez un proche ou un
fournisseur en particulier. La technologie de block-
chain a été testée pour le support des données mais
les paiements sont actuellement réalisés en euros.
La compagnie Slock.it et le conglomérat allemand
RWE travaillent sur différents projets pour le fu-
tur de la mobilité électrique adossée à la technolo-
gie blockchain. Un de ces projets vise une interac-
tion directe entre les véhicules électriques et les
bornes de recharge où à terme les véhicules pour-
ront eux-mêmes payer l’énergie qu’ils consomment.
Dans le cadre des garanties d’origine, le projet SolarCh-
ange rémunère les producteurs via une blockchain. A
chaque MWh d’énergie solaire fourni, le producteur
reçoit 1 SolarCoin qu’il peut décider de conserver dans
son portefeuille de SolarCoins ou qu’il peut transformer
en bitcoins sur une place de marché locale. Plusieurs au-
tres projets similaires ont vu le jour depuis 2014, notam-
ment Electraseed qui prévoit une expérimentation en
Afrique avec un réseau décentralisé composé de kits
solaires autonomes et de transactions via blockchain.
En France, Engie a commencé des expérimentations

Promotion 2015
Promotion 2015Promotion 2015Articles
pour l’utilisation de la blockchain dans la traçabilité
des flux (eau, gaz, électricité). La technologie sert ainsi
pour une gestion optimisée de la consommation et de
la maintenance. Des capteurs intelligents sur un réseau
de compteurs d’eau organisés dans une infrastructure
blockchain permettent de déclencher automatique-
ment un appel du dépanneur. D’autres projets sont
réalisés par Bouygues Immobilier portant sur les trans-
actions de crédits énergétiques et le projet DAISEE qui
a le même mode de fonctionnement qu’à Brooklyn.
Ces différents projets démontrent le potentiel indéni-
able de cette technologie dans le domaine de l’énergie
en particulier, mais dont les champs d’application
s’étendent aux domaines de l’assurance, des banques,
de la santé, du cadastre, des produits de luxe et même
du cloud. Le sujet passionne également par la « men-
ace potentielle » que cette technologie constitue aux
yeux des institutions actuelles, car elle offre une alter-
native plus sécurisée, légère à mettre en œuvre et peu
coûteuse. Cependant, la blockchain doit être perçue,
comme le souligne Julien Lévy, professeur affilié à HEC
Paris, comme un « enabler » et non une solution visant
à supprimer l’existant. Une technologie est définie par
les usages qu’on en fait. Le cadre juridique de la block-
chain reste encore à définir et il n’existe pas vraiment de
réglementation propre pour la technologie. Même si son
application dans l’énergie semble proposer une concur-
rence aux modes actuels de production, de transport
et de distribution d’énergie, l’ancrage des acteurs tradi-
tionnels empêche la blockchain d’être disruptive à court
terme. En ce sens, la blockchain, comme le dit Lawrence
Orsini, fondateur du LO3, n’a pas pour but de sortir les
grandes « utilities » du business mais plutôt d’amener
leur business model à évoluer à un moment où la digi-
talisation et le numérique prennent de plus en plus
d’ampleur. De manière générale, le sujet doit encore être
décomplexifié et les projets actuels restent à une échelle
relativement faible, qui a besoin d’évoluer pour cerner
toutes les conséquences notamment celles de la flexi-
bilité du réseau pour les échanges et la consommation
énergétique des ordinateurs validant les transactions.
Gildas SIGGINI
Sources :
• Atlante. “L’autoconsommation, Une Nouvelle Application de La Blockchain,” 2016. http://atlante.fr/blog/lautoconsommation-une-
nouvelle-application-de-la-blockchain/.
• Blockchain France. La Blockchain Décryptée. Observatoire Netexplo. Paris: Observatoire de Netexplo, 2016.
• ENGIE. “Blockchain Énergie,” 2017. http://www.engie.com/breves/blockchain-energie/.
• PwC global power & Utilities. “Blockchain- an Opportunity for Energy Producers and Consumers?,” 2016.
• Woyke, Elizabeth. “Blockchain Is Helping to Build a New Kind of Energy Grid,” 2017. https://www.technologyreview.com/s/604227/
blockchain-is-helping-to-build-a-new-kind-of-energy-grid/.

Consommation des bâtiments publics
Source : Gimélec
La rénovation des bâtiments publics en
France
Al’approche des échéances de la Programmation
pluriannuelle de l’énergie (PPE) de 2030 (Ministère
de l’environnement de l’énergie et de la mer, 2017), la
France s’organise afin de faire respecter les différents
objectifs via de nombreuses aides ou plans stratégiques
(multiplication des appels d’offres, simplification des
démarches administratives,..). Cela concerne évidem-
ment l’augmentation de la part des énergies renouvel-
ables dans notre mix énergétique, mais aussi la réno-
vation des bâtiments résidentiels et tertiaires. Il existe
aujourd’hui de nombreuses aides pour la rénovation des
bâtiments des particuliers (Crédit d’impôt, Prêt à taux
zéro, …) (ADEME, ANIL, & Ministère de l’environnement
de l’énergie et de la mer, 2017) mais qu’en est-il sur la
rénovation des bâtiments publics ? L’objectif de cet ar-
ticle sera donc d’effectuer un état des lieux du secteur
public en France et de son potentiel énergétique puis
un récapitulatif des actions mises en place par l’Etat.
1. Etat des lieux en France
En France, le secteur résidentiel-tertiaire représente
aujourd’hui la part la plus importante en termes de
consommation d’énergie, avec près de 69 Mtep (en-
viron 800 TWh) de consommation annuelle (SOeS,
2016). Cette part représente près de 40% de notre
consommation d’énergie finale, les objectifs du PPE
sont d’atteindre une baisse de la consommation de
28% à l’horizon 2030 par rapport à 2010. Le résiden-
tiel est constitué de 15 % de bâtiments publics via
les logements sociaux tandis que le tertiaire public
représente 45% du parc total (Vérité, Herry, & Nico-
las). De plus, l’ensemble de ces bâtiments sont ex-
trêmement énergivores, avec une consommation
moyenne de 150 kWh/m2
(voir figure 1) dont près de
85% proviennent d’une énergie non renouvelable.
Il est donc nécessaire d’améliorer l’empreinte én-
ergétique de ces bâtiments, d’autant que cela va
générer des retombées intéressantes, à savoir :
- Une création de 15 emplois par an et par million
investi ;
- Une réduction de 40% de la consommation
d’énergie des bâtiments à l’horizon 2050 ;
- Des retours sur investissement de 10 à 15 ans via
les différentes aides de l’état (ADEME, 2017)
Ainsi la rénovation des bâtiments publics présente
de forts potentiels pour répondre à la fois à des con-
traintes environnementales, mais aussi économiques
et financières. Elle permettrait d’économiser
près de 28,5 TWh dans le tertiaire et 17 TWh
dans le résidentiel (objectif PPE) (ADEME, 2013)
2 Actions mises en place par l’état
Dans le cadre de son PPE, la Caisse des dépôts et con-
signations mobilise près de 3 milliards d’euros afin
de rénover des logements sociaux et des bâtiments
tertiaires publics. De plus, de nombreux disposi-
tifs sont mis en place pour aider les collectivités à la
fois dans leur démarche, mais aussi dans le finance-
ment de ces rénovations parfois lourdes (ADEME).
Un diagnostic précis permet de fixer les priorités :
L’ADEME offre son assistance dans les démarches
entreprises par les collectivités afin de fixer les pri-
orités dans la rénovation des bâtiments. De plus,
l’ADEME pourra établir des ordres de grandeurs des
coûts et gains engendrés par ce type de travaux.

Evénement OSEPromotion 2015Promotion 2015Articles
Les différentes étapes d’un diagnostic, 8 mois environ.
source : ADEME.
Les contrats de performances énergétiques (CPE)
Ces contrats permettent la mise en œuvre d’actions
visant à améliorer les performances énergétiques d’un
bâtiment de manière vérifiable et mesurable. Le CPE
lie un opérateur à un client, qui une fois l’audit éner-
gétique effectué, préconise et met en œuvre toutes
les opérations nécessaires. En outre, ce contrat permet
de garantir contractuellement des gains énergétiques
aux clients, au risque de payer des indemnités équiva-
lentes au préjudice subi. Une étude a effectué un bilan
sur les CPE réalisés entre 2007 et 2012 (Fran et al., 2012)
et montre que malgré la complexité de ces contrats,
notamment liée à l’organisation et la législation, 75%
des sites ont atteint leurs objectifs de performance én-
ergétique, soulignant l’efficacité de tels contrats (voir
figure 3) (Eshien Chong, Lannier, & Staropoli, 2013).
Respect des engagements des prestataires sur les contrats CPE
Source : Economie et Sociétés

Les certificats d’économies d’énergies (CEE)
Ces certificats sont un dispositif national visant à
réduire la consommation d’énergie des bâtiments. Ils
sont calculés via des kWh CUMAC (kWh d’énergie cu-
mulée et actualisée sur la durée de vie) qui représen-
tent la quantité d’énergie qui aura été économisée
grâce à la réalisation des travaux. Ces certificats peu-
vent ensuite être revendus à des entreprises dans le
secteur de l’énergie, permettant de financer lesdits
travaux. 700 TWh CUMAC doivent être délivrés en-
tre 2015 et 2017. Il vaut aujourd’hui environ 3€/MWh.
Ces aides permettent ainsi aux collectivités de s’engager
plus facilement dans la rénovation des différents bâti-
ments publics. Depuis le 10 mai 2017, un décret of-
ficiel impose une « obligation d’amélioration de la
performance énergétique dans les bâtiments à usage
tertiaire ». Ce texte prévoit une diminution des consom-
mationsde25%d’icià2020etde40%àl’horizon2030.Il
faut cependant encore attendre la publication d’un arrê-
té ministériel pour savoir quels usages seront concernés.

Conclusion
La rénovation thermique des bâtiments publics fait
partie des leviers pour respecter à la fois le PPE mais
aussi les accords de Paris de la COP21, notamment
dans la réduction d’émission de CO2
. Une étude d’une
association Européenne montre que la rénovation
des bâtiments publics de l’ensemble du parc immo-
bilier de l’UE permettrait de réduire nos émissions
jusqu’à 100 millions de tonnes de CO2
. Il faudra cepen-
dant une réelle prise de conscience de l’ensemble des
acteurs Européens pour favoriser cette mutation des
bâtiments publics (création d’une loi européenne, taux
d’emprunt bas et longue durée,…) (Shift Project, 2017).
Michael CHAN
Sources :
• ADEME. (n.d.). Les leviers d’actions possibles (9). Retrieved from http://www.territoires-climat.ademe.fr/domaines-actions/bati-
ments/les-leviers-dactions-possibles
• ADEME. (2013). Bâtiment Chiffres clés (6). https://doi.org/10.1787/msti-v2012-1-4-fr
• ADEME. (2017). Rénovation des bâtiments publics (5).
• ADEME, ANIL, & Ministère de l’environnement de l’énergie et de la mer. (2017). Aides financières 2017. Paris.
• Eshien Chong, Lannier, A., & Staropoli, C. (2013). Les contrats de performance énergétique à l’heure du bilan (8). Economie et Socié-
tés, 2(February), 1–11.
• Fran, C., Economie, C., Priv, P. P., Chong, E., Lannier, A. Le, Staropoli, C., & Juillet, C. E. (2012). Les conditions d ’ efficacité des con-
trats de performance énergétique en France.
• Ministère de l’environnement de l’énergie et de la mer. (2017). Programmation pluriannuelle de l’énergie (1), 9.
• Shift Project. (2017). Un immobilier public exemplaire (10).
• SOeS, M. de l’environnement de l’énergie et de la mer en charge des relations internationales sur le climat. (2016). Chiffres clés de
l’énergie (3). Datalab, 14. https://doi.org/10.3917/vaca.059.0123
• Vérité, H., Herry, G., & Nicolas, E. (n.d.). des Contrats de Partenariat (4). Gimélec, 9–10.

Quel avenir pour la marque automobile Tesla ?
Les premières livraisons de la très attendue Tesla
Model 3 ont débuté aux Etats-Unis à la fin du mois
de juillet. Pour le constructeur automobile, le lance-
ment de la Model 3 constitue une étape majeure
dans sa stratégie de développement. En effet, avec
cette nouvelle voiture électrique à 35 000 dollars, qui
est la berline la plus abordable de son catalogue, la
marque américaine espère s’ouvrir à un marché de
masse. Jusqu’à présent, ses voitures s’adressaient à
une clientèle de technophiles fortunés sensibles à la
cause écologique, capables de débourser au mini-
mum 85 000 dollars pour s’offrir une Tesla Model S.
Si toutefois l’entrepreneur Elon Musk a relevé le défi
de concevoir une voiture électrique abordable, il
devra désormais prouver qu’il peut répondre à la de-
mande, un défi probablement encore plus grand,
sur lequel se joue une partie de l’avenir de son entre-
prise. Pour atteindre son objectif de production de
500 000 voitures par an en 2018, le fondateur de Tesla
envisage des plans ambitieux pour les années à venir.
Source : Numerama
Achever la construction de la Gigafactory, la plus
grande usine de batteries au monde
Située dans le désert du Nevada, la Gigafactory est au
cœur de la stratégie de développement de Tesla. Etalée
sur plus de 900 000 m2
, cette usine servira à produire
les batteries lithium-ion qui alimenteront ses voitures,
et notamment sa nouvelle voiture électrique visant le
grand public grâce à son prix plus accessible. Pour com-
penser la baisse de prix de la Model 3, Elon Musk espère
réduire les coûts de production et c’est précisément la
mission de la Gigafactory. En effet, grâce aux économies
d’échelle réalisées dans cette usine ultra automatisée, il
est attendu que le coût des batteries baisse de 30 % par
rapport au coût de celles actuellement sur le marché.
L’objectif est également de faire de cette usine un bâ-
timent à solde énergétique nul en couvrant tous ses
besoins en électricité par des unités de production
renouvelables installées sur le site (des panneaux so-
laires photovoltaïques et une ferme d’éoliennes).
Source : Tesla Motors

Article
Produire l’énergie qui alimente les voitures
Démocratiser la voiture électrique et révolutionner le
stockage d’électricité ne suffit pas pour le visionnaire
Elon Musk qui souhaite que son entreprise produise
également l’énergie qui alimente les voitures. Ayant
pour but de développer les énergies renouvelables,
de la production électrique et du stockage jusqu’au
transport, Tesla a fusionné en novembre dernier avec
SolarCity, une entreprise spécialisée dans la fabrication
et l’installation de panneaux solaires photovoltaïques.
Source : http://pushevs.com/2016/11/06/tesla-model-3-solar-roof-option/
Suiteàcettefusion,l’entreprisealancéilyapeusestuiles
photovoltaïques Solar Roof alliant esthétisme et écolo-
gie. En effet, ces tuiles en verre équipant une maison dès
sa conception, permettent de transformer une toiture en
une installation photovoltaïque sans que cela se fasse au
détriment de l’esthétisme du logement. Cette technolo-
gie de cellules photovoltaïques pourrait prochainement
être intégrée sur les voitures électriques. Le constructeur
automobile discutait de la possibilité de proposer en op-
tion un toit panoramique pouvant générer de l’énergie
solaire pour alimenter le véhicule et ses composants.
Etendre son réseau de bornes de recharges Super-
charger
Avec une augmentation du nombre des voitures
Tesla sur les routes, Elon Musk souhaite également
déployer les infrastructures de chargement Tesla.
Chaque station de recharge dispose de plusieurs Su-
perchargeurs capables de recharger une voiture en
seulement quelques minutes (30 minutes pour la Mod-
el 3) lui offrant à nouveau une autonomie de 350 km.
Pour éviter d’éventuelles files d’attente aux sta-
tions de recharge et pour permettre à ses cli-
ents de réaliser de grands trajets, l’entreprise
souhaiterait parvenir à doubler son nombre de
Superchargeurs en activité à travers le monde.
Leur nombre devrait passer à 10 000 cette année.
Tesla a conscience que pour augmenter la com-
mercialisation des voitures électriques, elle doit ré-
aliser d’importants investissements dans les infra-
structures nécessaires comme les batteries pour le
stockage, le solaire pour la production et les sta-
tions de recharge électrique. Le lancement de la
Model 3 représente une étape cruciale pour l’avenir
de l’entreprise, car cette voiture d’entrée de gamme
doit lui permettre de multiplier ses ventes afin
de rentabiliser ces importants investissements.
Dimitra IGNATIADIS
Sources :
• http://www.businessinsider.fr/ce-que-tesla-souhaite-accomplir-dici-2020/
• http://www.futura-sciences.com/tech/actualites/voiture-electrique-model-3-tesla-abordable-disponible-66424/
• https://www.tesla.com/fr_FR/gigafactory
• http://www.capital.fr/entreprises-marches/tesla-a-mis-en-route-la-plus-grande-usine-de-batterie-du-monde-1206317
• https://www.tesla.com/fr_FR/supercharger
• http://siliconvalley.blog.lemonde.fr/2017/07/29/avec-le-model-3-tesla-veut-passer-la-vitesse-superieure/

Article
Stockage de l’énergie dans le bâtiment :
l’innovation de la start-up Sylfen
Les préoccupations environnementales occupent
aujourd’hui une place de plus en plus importante et de
nombreux pays cherchent à trouver des solutions perti-
nentes pour préserver l’environnement et lutter contre
le réchauffement climatique. Les voies explorées sont di-
versespourdiminuerlesémissionsdesgazàeffetdeserre.
Afin d’atteindre ces objectifs, qui sont toujours rela-
tivement ambitieux au regard des modes de fonc-
tionnement de nos sociétés et de leur propension à
évoluer, l’une des solutions possibles est d’opter pour un
mix énergétique plus « vert », et donc de consommer da-
vantage d’énergie produite à partir de sources renouv-
elables, faiblement émettrices de gaz à effet de serre.
Actuellement, la production de cette énergie renouvel-
able n’est plus seulement l’affaire des grands parcs éoli-
ens, solaires ou d’autres unités centralisées. La produc-
tion tend, en effet, à se décentraliser et les bâtiments
deviennent eux aussi des producteurs d’énergie auto-
consommée et/ou injectée sur le réseau. L’intégration
d’unités de production d’énergie verte à l’échelle du
bâtiment tend à augmenter du fait des exigences
de plus en plus importantes de la réglementation
(RT2020 à venir, directive européenne EPBD, loi TECV).
La question de l’intermittence de ces ressources se
pose néanmoins. Les unités de production d’énergies
renouvelables, notamment les installations pho-
tovoltaïques, aérovoltaïques, thermo-solaires et
éoliennes, dépendent toujours de la nature (ray-
onnements solaire, vitesse du vent, …) et de fait, la
production peut être décorrélée de la demande. Dans
ce contexte, la question du lissage de la courbe de
l’énergie produite se pose, et le stockage de l’énergie est
en partie la solution vers laquelle s’oriente la recherche.
Il existe, en dehors des batteries, des solutions tou-
jours plus innovantes capables de stocker une partie
de l’énergie produite et de la restituer quand elle est
nécessaire. La start-up Sylfen, située à Grenoble, a mis au
point grâce à ses recherches réalisées au Commissariat
à l’Energie Atomique et aux Energies Alternatives (CEA)
une innovation, dénommée « Smart energy hub ». Celle-
ciaété récompenséeparleprixdel’innovationleMonde
smart cities dans la catégorie de l’énergie en 2017. Le
Smart energy hub est un dispositif permettant de con-
server sous forme d’hydrogène l’électricité produite lo-
calement et de la restituer en cas de besoin. Cette nou-
velletechnologiereprésentelecrédodeSylfenetpermet
d’ouvrir des perspectives pour le secteur des énergies re-
nouvelables, en pleine évolution et pour lequel le stock-
age de l’énergie est devenu l’un des principaux enjeux.
Le Smart energy hub de Sylfen favorise
l’autoconsommation de l’énergie produite par les bâti-
ments. Le système se compose d’une unité de produc-
tion d’électricité verte, de batteries de stockage et d’un
système complémentaire qui fonctionne à l’hydrogène.
Techniquement, le système est réversible et possède
deux modes de fonctionnement. Dans le premier mode,
il fonctionne comme un électrolyseur pour transformer
le surplus de l’électricité produite localement en hy-
drogène,stockéedansdesbonbonnesetréservoirs.Dans
l’autre sens, il fonctionne comme une pile à combus-
tible pour restituer l’hydrogène sous forme d’électricité
selon la demande. Le Smart energy hub devrait à
terme fournir une énergie à un tarif équivalent au ré-
seau, tout en offrant une certaine autonomie à l’échelle
du bâtiment et en diminuant les émissions de CO2
.
Schéma du Smart Energy Hub
Source : SYLFEN

Article
D’autrepart,Sylfendéveloppeenparallèledeslogicielspourpilotersonsystèmedestockageetoptimiserl’utilisation
des ressources énergétiques, dans l’objectif d’assurer l’autonomie énergétique des bâtiments à plus de 90%. Ces
logiciels de pilotage permettent de protéger le bâtiment contre les risques de pénurie en combinant le Smart en-
ergy hub à une autre source de production, en particulier le bio-méthane.
Au terme de trois années de développement et d’expérimentation, le Smart energy hub de Sylfen devrait pouvoir
être déployé, sur le marché des professionnels comme sur celui des particuliers.
Amine EL MOUSSAOUI
Sources :
• http://sylfen.com/fr/technologie/#logiciel
• http://lenergeek.com/2017/04/24/stockage-energie-sylfen/
• http://www.lemonde.fr/les-prix-de-l-innovation/article/2017/04/07/un-systeme-de-stockage-innovant-pour-l-energie-renouvel-
able_5107379_4811683.html

Information
L’événement annuel du Mastère OSE et de la Chaire MPDD (Mission prospective au service du développement
durable) aura lieu le 28 septembre prochain dans les locaux de MINES ParisTech à Sophia-Antipolis (rue Claude
Daunesse), de 9h à 17h.
Intitulé «Transition énergétique : les déchets ne sont pas en reste ! », il portera sur les enjeux, applications et contro-
verses de la valorisation énergétique des déchets.
La matinée sera consacrée à une conférence donnée par les élèves, et l’après-midi à plusieurs tables-rondes aux-
quelles participeront des acteurs du monde industriel et institutionnel. L’occasion d’échanger sur une thématique
pleine d’avenir !
A noter qu’un ouvrage sur le même sujet, écrit par la promotion, devrait sortir aux Presses des Mines dans la foulée.
Vous trouverez le programme ci-dessous.
Matinée
Les déchets, une ressource mondiale
Des politiques adaptées à l’enjeu ?
- Quel cadre législatif et quelle politique mis en œuvre pour
la valorisation énergétique des déchets ?
- L’éco-contribution du consommateur
Quelles méthodes de valorisation aujourd’hui ?
- Des méthodes de valorisation directe
- Les économies d’énergie par la valorisation matière
- L’écologie industrielle et ses applications
- Présentation d’un cas d’étude : le projet chèvrerie
Avenir, enjeux et controverses
- Les procédés du futur, un avenir prometteur ?
- Les terres rares, un enjeu critique pour le développement des EnR ?
- Une énergie pas si verte que ça ? Controverses et paradoxes
Après-midi
Table-ronde 1 :
« Le déchet dans la ville, comment atteindre les objectifs de valorisation énergétique des déchets : quelles res-
sources, quelle valorisation énergétique, quelles problématiques d’intégration ? »
Table-ronde 2 :
« Que faire de nos déchets ? Process et produits »
L’événement annuel du Mastère
OSE et de la Chaire MPDD

Rédacteurs en Chefs
Apolline FAURE - Thibaud ROY - Gildas SIGGINI
Maquettiste
Amine EL MOUSSAOUI
Journalistes
Tous les élèves du MS OSE
Rédaction : Contacts :
Contact
infose@mastere-ose.fr
Téléphone
04 97 15 70 73
Mastère Spécialisé OSE
Centre de Mathématiques Appliquées
Mines ParisTech
Rue Claude Daunesse - CS 10207
06 904 SOPHIAANTIPOLIS Cedex
Votre avis nous intéresse !
Afin de faire progresser la qualité de ce journal nous sollicitons votre
avis. N’hésitez pas à nous transmettre vos commentaires par mail.
L’ équipe Inf’OSE
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’autorisation des auteurs sauf cas prévus par l’article L. 122-5 du code de la propriété intellectuelle.
Sources photo : fotolia
Ouvrage de la promotion 2015 “Microgrids : pourquoi, pour qui ?
Sujet de la promotion 2015, les micro-grids avaient fait l’objet de l’événement de l’année dernière, où de nombreux
acteurs du monde de l’énergie s’étaient retrouvés.
L’ouvrage associé est sorti cet été aux Presses des Mines ! Bravo à la promotion 2015 et à Gilles Guerassimoff, qui en
a assuré la coordination.

Infose Aout-Septembre 2017 N°125

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